Juan Eduardo González, Miguel Pareja, Sebastián Terol © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. ELECTRICIDAD Y ELECTRÓNICA Instalaciones de distribución Instalaciones de distribución Juan Eduardo González - Miguel Pareja - Sebastián Terol © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. ÍNDICE 1. Cables eléctricos para baja y alta tensión . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .6 3. El transformador . . . . . . . . . . . . . . . .68 1 Cable eléctrico de alta tensión . . . . . . . . . . . . . . 8 2 Constitución y elementos del transformador . . 71 2 Cable eléctrico de baja tensión . . . . . . . . . . . . . 19 3 Clasificación de los transformadores . . . . . . . . 75 Actividades finales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26 4 Transformador de distribución . . . . . . . . . . . . . 76 Práctica profesional 5 Transformadores trifásicos . . . . . . . . . . . . . . . . 80 Corte de cubierta y pantalla de un cable de alta tensión . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 28 6 Conexión de transformadores en paralelo . . . . 82 1 Finalidad y uso del transformador . . . . . . . . . . 70 Mundo técnico 7 Dispositivos para la protección del transformador . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 82 Técnicas de marcado e identificación de cables eléctricos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30 9 Transformador de tensión . . . . . . . . . . . . . . . . . 88 En resumen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31 Evalúa tus conocimientos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31 2. Centros de transformación . . . . . . . .32 1 Estructura del sistema de suministro eléctrico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34 8 Transformador de intensidad . . . . . . . . . . . . . . 87 10 Pérdidas en el transformador . . . . . . . . . . . . . . 90 11 Rendimiento del transformador . . . . . . . . . . . . 95 Actividades finales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 96 Práctica profesional Cálculo de la relación de transformación . . . . . . . 98 Mundo técnico 2 Constitución de una red de distribución . . . . . 38 Protección ambiental . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 100 3 Aparamenta utilizada en alta tensión . . . . . . . 40 En resumen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 101 4 Componentes básicos de un centro de transformación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42 5 Tipos de centros de transformación . . . . . . . . . 44 6 Centros de transformación de intemperie . . . . 45 7 Centros de transformación de interior . . . . . . . 47 8 Elementos constitutivos del centro de transformación prefabricado . . . . . . . . . . . . 50 9 Instalación de puesta a tierra (PaT) en centros de transformación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 55 10 Materiales de seguridad y primeros auxilios . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 59 11 Mantenimiento en los centros de tranformación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 60 Actividades finales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 62 Evalúa tus conocimientos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 101 4. Redes aéreas de distribución de baja tensión . . . . . . . . . . . . . . . . .102 1 Definición y tipos de redes aéreas de distribución en baja tensión . . . . . . . . . . . . 104 2 Red aérea trenzada . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 104 3 Cables para redes trenzadas . . . . . . . . . . . . . . 110 4 Las redes aéreas de distribución y el Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 111 5 Intensidades máximas admisibles por los conductores . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 120 6 Montaje y mantenimiento de las redes aéreas de baja tensión . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 122 Práctica profesional Actividades finales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 128 Medición de la resistencia de puesta a tierra. Uso del telurómetro . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64 Práctica profesional Mundo técnico Derivación de conductores trenzados mediante conectores de perforación de aislamiento . . . . . 130 Mejora de la resistividad del terreno en las puestas a tierra . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 66 Mundo técnico En resumen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 67 En resumen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 133 Evalúa tus conocimientos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 67 Evalúa tus conocimientos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 133 Primer sistema superconductor . . . . . . . . . . . . . . 132 © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. ˘ 5. Redes subterráneas de distribución de baja tensión . . . . . . . . . . . . . . . . .134 1 Red de distribución subterránea de BT . . . . . 136 2 Agrupamiento de conductores en paralelo . . 142 3 Condiciones para cruzamiento . . . . . . . . . . . . 143 4 Centralización de contadores, conexionado y tarificación eléctrica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 216 5 Mantenimiento y localización de averías en las instalaciones de enlace . . . . . . . . . . . . . 229 Actividades finales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 234 Práctica profesional 4 Proximidades y paralelismos . . . . . . . . . . . . . . 146 Conexionado de contadores . . . . . . . . . . . . . . . . 236 5 Intensidades máximas admisibles . . . . . . . . . 148 Mundo técnico 6 Sistemas de conexión de neutro y de las masas en redes de distribución BT . . . . . . . . . . . . . . . 152 Contadores de energía para consumos parciales . . 240 7 Montaje y mantenimiento de redes eléctricas subterráneas de BT . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 156 Evalúa tus conocimientos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 241 Actividades finales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 158 Práctica profesional En resumen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 241 8. Seguridad y prevención de riesgos laborales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .242 Comprobación de cables subterráneos . . . . . . . . 160 1 Riesgo eléctrico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 244 Mundo técnico 2 Efectos de la corriente eléctrica sobre el cuerpo humano . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 244 Detección de fallas en redes eléctricas subterráneas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 164 En resumen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 165 3 Factores que influyen en los efectos de la corriente . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 245 Evalúa tus conocimientos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 165 4 Tipos de contacto . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 248 6. Cálculo de instalaciones de enlace y puesta a tierra . . . . . . . . . . . . . . . .166 1 Previsión de cargas de un edificio . . . . . . . . . . 168 2 Estructura de las instalaciones de enlace . . . . 175 3 Dimensionado de una instalación de enlace . . 183 4 Instalaciones de puesta a tierra en edificios . . 188 Actividades finales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 196 Práctica profesional Medida de la resistividad del terreno . . . . . . . . . 198 Mundo técnico Software para el cálculo de instalaciones de enlace con Cypelec . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 200 En resumen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 201 5 Actuación ante un accidente eléctrico . . . . . . 249 6 Trabajos y maniobras eléctricas . . . . . . . . . . . 250 7 Normas de seguridad aplicables a redes aéreas y subterráneas de baja tensión . . . . . . 253 8 Riesgos y medidas preventivas en centros de transformación de interior . . . . . . . . . . . . . 258 9 Distancias de seguridad para trabajos en proximidad a instalaciones eléctricas . . . . 261 Actividades finales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 262 Práctica profesional Importancia de la puesta a tierra. Simulación de la corriente a través de una persona en caso de contacto indirecto . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 264 Mundo técnico La seguridad eléctrica en hospitales . . . . . . . . . . 268 Evalúa tus conocimientos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 201 En resumen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 269 7. Instalaciones de enlace. Montaje y mantenimiento. . . . . . . .202 Evalúa tus conocimientos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 269 Anexo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .270 1 Documentación administrativa en instalaciones de enlace . . . . . . . . . . . . . . . . 204 A Resumen magnitudes y unidades eléctricas . . 271 2 Instalación de la Caja General de Protección (CGP) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 207 C Significado y explicación de códigos IP e IK . . . 273 3 Canalización, canaladura y caja de registro . . 212 Soluciones: Evalúa tus conocimientos . . 275 B Formulario . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 272 Y © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. CÓMO SE USA ESTE LIBRO Cada unidad de este libro comienza con un caso práctico inicial que plantea una situación relacionada con el ejercicio profesional y está vinculado con el contenido de la unidad de trabajo. Consta de una situación de partida y de un estudio del caso que, o bien lo resuelve, o bien da indicaciones para su análisis a lo largo de la unidad. El caso práctico inicial se convierte en el eje vertebrador de la unidad, ya que se incluirán continuas referencias a este caso concreto a lo largo del desarrollo de los contenidos. Unidad 6 166 6 Cálculo de instalaciones de enlace y puesta a tierra situación de partida La empresa de instalaciones eléctricas MIJUSE S.A. ha sido con- vamos a conocer... tratada para la realización de los cálculos técnicos e instalación eléctrica de una finca de viviendas de dos plantas y una planta 1. Previsión de cargas de un edificio baja. A petición de los propietarios, la finca quedará distribuida 2. Estructura de las instalaciones de enlace de la siguiente forma: 3. Dimensionado de una instalación de enlace • Laplantabajasedividiráendospartes,unasuperficiede60m2 4. Instalaciones de puesta a tierra en edificios paralahabilitacióndeunlocalcomercialyotrade40m2 para PRÁCTICA PROFESIONAL unpequeñogarajededoscoches.Lasdosplantas(100m2 Medida de la resistividad del terreno cada una) se destinarán a viviendas. MUNDO TÉCNICO • Ellocalylapuertadelgarajeestánsituadosalaalturadela Software para el cálculo de instalaciones de enlace con Cypelec El total de potencia para servicios comunes es de 8 kW, incluidos todos los servicios (telecomunicaciones, videoportero, etc.). Además, los pisos contendrán sistemas domóticos y seguridad. natural, ya que la parte trasera da acceso a un pequeño patio Las distancias desde la ubicación de los contadores a los cuadros de los dispositivos generales de mando y protección (DGMP) son: • Alaviviendadelaprimeraplanta,10m. Dado que se tiene que realizar una previsión para la realización de • Alaviviendadelasegundaplanta,20m. la cimentación, es urgente indicar el tipo de cable necesario para • Allocalcomercial,5m. Realizarás los cálculos de previsión de carga de un edificio. Conocerás la reglamentación (REBT) a tener en cuenta para la previsión de cargas. estudio del caso Antes de empezar a leer esta unidad de trabajo, puedes contestar las dos primeras preguntas. Después analiza cada punto del tema con el objetivo de contestar el resto de preguntas de este caso práctico. Conocerás la reglamentación (REBT) sobre instalación de enlace y puesta a tierra. Realizarás los cálculos para la elección del fusible de la CGP. 1. Para el cálculo de secciones es necesario fijar una potencia, ¿cuál será su valor?, ¿qué criterios se han de seguir? Desarrollarás los cálculos de sección para la LGA y DI. Unidad 4 106 4. ¿Qué cables o conductores se deben elegir para una puesta a tierra?, ¿de qué sección? Cables eléctricos para baja y alta tensión 13 2.3. Elementos de conexión, fijación y amarre 1.2. Normas para la designación de cables en MT Los elementos utilizados para fijar los conductores a los apoyos son, básicamente, de dos tipos: El orden de designación de las distintas capas de un cable de MT será desde la capa más interior (aislamiento) hacia la más exterior (cubierta), siendo lo más habitual la designación aislante, pantalla y cubierta. En los cables que presenten capas de relleno y/o armaduras, se designarán estas según aparezcan en el orden ya mencionado. • Elementos de suspensión. • Elementos de amarre. Cada tipo de elemento posee unas características particulares que se describen a continuación. Conjuntos y elementos de suspensión Se utilizan, o bien en los apoyos en los que no hay cambio de dirección de la línea, o bien en los que el cambio es muy pequeño. En estas condiciones el haz es fijado a través del neutro fiador al conjunto de suspensión, actuando como apoyo simple, soportando, únicamente, el peso de los conductores. En los márgenes aparecen textos que amplían la información y conectan con los conocimientos anteriores que puedan tener relación, de este modo se profundiza en los contenidos expuestos, apareciendo alusiones continuas al caso inicial. 3. ¿Qué partes tiene una instalación de puesta a tierra? 2. ¿Qué características tiene que cumplir el cable presente en la instalación de enlace?, ¿qué criterios se han de seguir? Realizarás los cálculos y selección de secciones para la instalación de puesta a tierra. Fijación mediante perno de Ø 14 ó 16 mm o 2 flejes inox 20 x 0,7 mm Algunas cuestiones al respecto son: • Las capas semiconductoras no se designan. • Si la cuerda conductora es compacta, se designa mediante la letra K junto a la sección (no siempre se hace). • Posteriormente se designará el nivel de aislamiento del cable y se indicará la sección del conductor y su naturaleza (si es cobre no se designa, si es aluminio se indicará Al). saber más EJEMPLO Los cables unipolares se designan anteponiendo siempre: Designar y dibujar los siguientes cables: CS 1500 PS 1500 + LM 1500 a) Cable unipolar de Cu de 50 mm2 de sección en cuerda compacta, aislado con polietileno reticulado para un nivel de aislamiento de 12/20 kV, protegido con pantalla de Cu y cubierta exterior de policloropreno. 1 × sección Los cables multipolares se designan anteponiendo siempre: nº conductores x sección Así, una línea 3F realizada con conductores unipolares de sección 16 mm2 se designaría: Cu de 50 mm2 A 210 Neutro Almelec hasta 80 mm2 aFigura N 4.5. Detalle de elementos de suspensión. (Cortesía de Cahors). H 3 × (1 x 16 mm2) R Si la misma línea se realizara con cable multipolar la designación sería: Conjuntos y elementos de amarre Se utilizan en los apoyos en los que hay cambio en dirección. En este caso el neutro fiador tensado es fijado al apoyo mediante pinzas de acuñamiento cónico. Igualmente se utilizan conjuntos de amarre en el inicio y en el final de línea, siendo aconsejable disponerlos también cada tres o cuatro apoyos de suspensión, aunque no haya cambio de dirección en la línea. Fijación mediante 2 pernos o 2 flejes 20 x 0,7 mm CA 1500 PA 1500 Fijación mediante 2 pernos Ø 14 o 16 mm o 2 flejes 20 x 0,7 mm A lo largo del texto se incorporan actividades propuestas y ejemplos, actividades de carácter práctico que ayudan a asimilar los conceptos tratados. PA 1500 3 × 16 mm2 RHN 12/20 kV 1 x 50 K b) Cable tripolar de aislamiento seco de XLPE con pantalla metálica individual, relleno o cubierta interna de PVC, armadura de alambres de Fe y cubierta exterior de PVC. Las tensiones nominales de aislamiento fase-tierra/fase-fase, son 12/20 kV. Capas semiconductoras externa e interna CA 1500 V M V H Conductor de AI cuerda compacta 150 mm2 de sección R PA 1500 Neutro Almelec de 54,6 ó 70 mm2 RHVMV 12/20 kV 3 x 150 Al Neutro Almelec de 54,6 ó 70 mm2 A 210 aFigura 4.6. Detalle de elementos de amarre. (Cortesía de Cahors). Unidad 3 96 El transformador 97 ACTIVIDADES FINALES ACTIVIDADES FINALES ■ 1. Clasificar los transformadores según su función. ■ 14. Un transformador monofásico de 50 kVA,10 000 / 500 V, 50 Hz, Ucc = 5 % funciona a plena carga con factor de potencia cos j = 0,86 y carga inductiva. En vacío un vatímetro indica 800 W, y en el ensayo en cortocircuito a intensidad nominal la potencia es de 1 200 W. ■ 2. ¿Qué se entiende por potencia nominal de un transformador?, ¿y por tensión de cortocircuito? ■ 3. Calcular la potencia necesaria de un transformador para alimentar el conjunto de receptores que se indica: a) 20 viviendas de 8 kW cada una. Además, en esta sección, se incluyen en el apartado entra en Internet una serie de actividades que requieren la consulta de diversas páginas web sobre componentes y equipos. Se instalarán, además, un total de cuatro contadores (uno para cada vivienda), uno para el local y uno para los servicios comunes del edificio (alumbrado de escalera, garaje y un ascensor). La alimentación a los contadores será mediante tubo enterrado, aproximadamenteunos10m. y al finalizar esta unidad... Identificarás las partes de una instalación de puesta a tierra. A continuación, te proponemos una serie de actividades finales para que apliques los conocimientos adquiridos y, a su vez, te sirvan como repaso. la instalación de puesta a tierra y por dónde se debe distribuir, por si fuese necesario el empleo de picas adicionales. interior. calle, disponiendo de ventanas que proporcionan ventilación Reconocerás las partes de una instalación de enlace de un edificio. El desarrollo de los contenidos aparece acompañado de numerosas ilustraciones, seleccionadas de entre los equipos y herramientas más frecuentes que te vas a encontrar al realizar tu trabajo. 167 CASO PRÁCTICO INICIAL b) Una industria de 60 kW. c) Una red de alumbrado de 12 kW. El factor de potencia global será de cos j = 0,8. ■ 4. ¿Qué potencia en kW se puede alimentar con un transformador de 160 kVA si cos j = 0,7? Calcular la potencia suministrada por el secundario, el rendimiento y la tensión de cortocircuito. ■ 15. Un transformador de 400 kVA presenta un protocolo de ensayo con los siguientes resultados: • Ensayo de vacío 820 W. • Ensayos de C/C 1340 W a intensidad nominal. Calcular su rendimiento para un índice de carga del 80 % y cosj = 0,85. ■ 16. Indicar el tipo de transformador de la figura y qué representan los números 1, 2, 3 y 4. ■ 5. Calcular las corrientes primaria y secundaria que circulan por un transformador trifásico de 630 kVA, tensiones 20 / 0,4 kV y frecuencia 50 Hz. 4 ■ 6. Dado un transformador monofásico con 2 300 espiras en el primario y 480 espiras en el secundario, si se conecta su primario a una tensión de 1 000 V, ¿qué tensión se inducirá en el bobinado secundario? 3 ■ 7. Para un transformador monofásico de 500 VA con 1 500 espiras en el primario y 39 espiras en el secundario, calcular las corrientes primaria y secundaria, sabiendo que su tensión nominal primaria es de 400 V. Calcular también, la tensión secundaria. ■ 8. ¿Qué desfase hay entre las tensiones primaria y secundaria en un transformador Dy6? ■ 9. En un amperímetro conectado a un transformador de intensidad de relación 125 / 5 A se obtiene una lectura de 1,5 A, ¿cuál es el valor de la corriente de la línea? Dibujar el esquema de conexión. 1 ■ 10. Se desea controlar el valor de la tensión en una línea de 20 000 V, para ello se utiliza un transformador de tensión con relación 20 000/110 V. Realizar el esquema de conexión e indicar el valor de la tensión de la red, si el voltímetro marca 90 V. ■ 11. Decir las características de un transformador para el siguiente caso: la intensidad máxima que circula es de 80 A en la línea donde se conecta, además hay que alimentar a un relé de intensidad de 53 VA. ■ 12. Indicar la designación de un transformador en el que el primario está conectado en triángulo, el secundario en estrella con neutro accesible y cuyas tensiones de primario a secundario desfasan 330º. ■ 13. Indicar la secuencia correcta de funcionamiento de un transformador. Tachar lo incorrecto. • Al ser el flujo constante / variable se produce en el bobinado primario / secundario una tensión denominada inducida / inductora. 2 ■ 17. ¿Qué es cierto en el circuito magnético de un transformador? a) Corresponde al conjunto de bobinados primario y secundario. b) Es un conjunto de chapas ferromagnéticas apiladas y aisladas entre sí. c) Es el encargado de conducir el flujo magnético principal variable del secundario al primario. entra en internet ■ 18. Consultar las siguientes páginas de constructores de transformadores: • El flujo es conducido por la cuba / el núcleo hacia el bobinado primario / bobinado secundario. • <www.comtrafo.com.br> (Observa los vídeos de los distintos tipos de transformadores en esta página.) • Al conectar el bobinado primario / secundario a MT / BT, circula una corriente / tensión que da lugar a un flujo eléctrico / flujo magnético constante / variable. • <http://www.abb.es/> • <www.siemens.com/energy> • <http://www.weg.net> • <www.ormazabal.com> © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. IMPORTANTE Todas las actividades propuestas en este libro deben realizarse en un cuaderno de trabajo, nunca en el propio libro. En la sección práctica profesional se plantea el desarrollo de un caso práctico en el que se describen las operaciones a realizar, se detallan las herramientas y el material necesario, y se incluyen fotografías que ilustran los pasos a seguir. Unidad 1 28 Cables eléctricos para baja y alta tensión 29 PRÁCTICA PROFESIONAL HERRAMIENTAS 3.Presionar hasta escuchar un clic (de corte). Ejercerunaligerapresiónhastaescucharunclic,momentoenelcual elcortesehaefectuado.Repetirestaoperación4vecesgirandolaherramienta Corte de cubierta y pantalla de un cable de alta tensión • ElementodecorteFentecran delasociedadALROC MATERIAL • CableAlVoltaleneHCompact. (ALRH5Z1)dePrysmian Cortes de cubierta OBJETIVO Escomúnelmanejodeherramientasytécnicasrelativasacablesdebajatensión; sinembargonoloestantosihablamosdeconductoresdealtatensión. • Puente-pantalla • Trenzaparapuestaatierra ElobjetivodeestaprácticaesdaraconocerlaherramientaFentecrandeALROC, diseñadapararealizarelcortedecubiertaypantallaenloscablesAlVoltaleneH Compact.(ALRH5Z1)dealtatensión. • Abrazaderametálica • CintadePVC a Figura 1.22. Cortes en la cubierta. (Cortesía de Prysmian). 4.Ajustar la palanca y abrir los 4 cortes de cubierta. PRECAUCIONES PRYSMIAN • Seguirlasindicacionesdelfabricanteencuantoalmanejodelaherramienta. Estas prácticas profesionales representan los resultados de aprendizaje que debes alcanzar al terminar tu módulo formativo. • Dadoquesolosepretendecortarlacubiertaylapantalla,sedebetenercuidadoparanodañarelrestodecapas delcable. PRYSMIAN DESARROLLO a 1.Colocarsobrelamesadetrabajoelmaterialnecesario,fundamentalmenteelcabledealtatensiónylaherramientadecortepropuesta. Figura 1.23. Apertura de los cortes. (Cortesía de Prysmian). 5.Introducir el puente-pantalla con relieve. Soloseusaráunpuente-pantallaconrelieve(paraempalmes)yde trenzadepuestaatierra(paraconectoresseparablesyterminales). PRYSMIAN PRYSMIAN PRYSMIAN a Figura 1.18. Elemento de corte Fentecran. (Cortesía de ALROC). Figura 1.19. Cable Al Voltalene H Compact. (AL RH5Z1). (Cortesía de Prysmian). a a 2.Corte de la cubierta del cable. Retirarlalongituddecubiertaadecuadasegúnlasinstruccionesdelaccesorio decorte.Despuésajustarlapinzacorta-cubiertasFentecranalacubiertadelcable. Figura 1.24. Introducción del puente-pantalla. (Cortesía de Prysmian). 6.Ajustar la cubierta y la pantalla con abrazaderas metálicas y protegerlas con cinta de PVC. Ajustar la herramienta al corte de cubierta Abrazaderas metálicas PRYSMIAN PRYSMIAN PRYSMIAN Pinza corta-cubiertas Longitud extracción cubierta PRYSMIAN PRYSMIAN Figura 1.20. Longitud de la cubierta a extraer. (Cortesía de Prysmian). a La sección mundo técnico versa sobre información técnica de este sector vinculada a la unidad. Es importante conocer las últimas innovaciones existentes en el mercado y disponer de ejemplos reales para aplicar los contenidos tratados en la unidad. La unidad finaliza con el apartado en resumen, mapa conceptual con los conceptos esenciales de la unidad y el apartado evalúa tus conocimientos: batería de preguntas que te permitirán comprobar el nivel de conocimientos adquiridos tras el estudio de la unidad. a Figura 1.21. Ajuste de la cuchilla. (Cortesía de Prysmian). a Figura 1.25. Ajuste y protección con abrazaderas metálicas y cinta de PVC. (Cortesía de Prysmian). Unidad 2 66 Centros de transformación 67 EN RESUMEN MUNDO TÉCNICO Mejora de la resistividad del terreno en las puestas a tierra SISTEMA ELÉCTRICO Producción Un método eficaz para mejorar la resistividad del terreno es el uso de sales electrolíticas e higroscópicas. De este modo, se consigue un preparado químico a bajo costo que reduce la resistencia a tierra del terreno en cuestión. Centro de reparto Cable de conexión Un ejemplo es el producto Protegel de KLK Electro materiales S.A. Este gel se obtiene a partir de la preparación de tres bolsas de material por dosis. El compuesto resultante presentará las siguientes características: estabilidad química, insolubilidad en el agua, no es corrosivo y no es degradable por los elementos químicos del terreno. Arqueta de conexión AC-RP 40 Centros de transformación (CT) Aparamenta Esquemas y PaT Electrodo de puesta a tierra Mantenimiento Material de seguridad Forma de utilización Para cada electrodo debe excavarse un pozo de, aproximadamente, 1 m × 1 m de sección y una profundidad de unos 0,4 m mayor que la longitud del electrodo a instalar. Mezclar el contenido de la bolsa 1 con la tierra de la excavación y rellenar con esta mezcla hasta la cabeza del electrodo. Añadir suficiente cantidad de agua en la excavación hasta que el terreno circundante al electrodo esté completamente húmedo. Añadir a la cavidad la solución obtenida mezclando el contenido de la bolsa 2 de con 20 litros de agua (utilizar un envase no metálico). Llenar nuevamente la cavidad con agua y esperar hasta que esta se absorba por completo. Nº 1 Nº 2 Tierra mezclada con Protegel EVALÚA TUS CONOCIMIENTOS a Figura 2.70. Pica a tierra. (Cortesía de KLK). 1. La conexión eléctrica entre el transformador de potencia de un CT y el cuadro de BT se debe realizar con… Añadir a la cavidad la solución obtenida mezclando el contenido de la bolsa 3 de con 20 litros de agua (utilizar un envase no metálico distinto del anterior) y esperar a que se absorba por completo. a. seccionador con relés térmicos y autoválvulas. b. seccionador con cortacircuitos fusibles y autoválvulas. b. cable unipolar de 240 mm2 de sección, con conductor de aluminio tipo RV y de 0,6/1 kV. c. cable unipolar de 240 mm de sección, con conductor de cobre tipo RV y de 0,6/1 kV. c. seccionador con cortacircuitos fusibles e interruptor de maniobra. 2 2. En un CT de intemperie sobre apoyo la altura de los aparatos respecto del suelo ha de ser: Nº 3 4. Un CT dotado con celda de entrada de línea en AT, celda de salida de línea en AT y celda con interruptor-seccionador con fusibles para protección del transformador es designado como… a. 2L1P b. 2L1F c. 2L2PT 5. La diferencia de tensión entre dos puntos de la superficie del terreno, separados por una distancia de 1 m, se denomina… c. 5 m para partes bajo tensión y en servicio, y 3 m para la parte inferior de la cuba del transformador y las masas de los equipos. 2.71. Elaboración del gel Protegel de KLK. Resuelve en tu cuaderno o bloc de notas 3. Los elementos de protección de un CT de tipo intemperie son: a. cable unipolar de 240 mm2 de sección, con conductor de aluminio tipo RV y de 12/20 kV. Finalmente, colocar la arqueta de registro AC-RP 40 y rellenar la cavidad con tierra para completar la instalación. a. 5 m para partes bajo tensión y en servicio, y 2 m para la parte inferior de la cuba del transformador y las masas de los equipos. a Figura Líneas BT Clasificación y aparamenta CT prefabricados b. 6 m para partes bajo tensión y en servicio, y 3 m para la parte inferior de la cuba del transformador y las masas de los equipos. Al final del libro se incorporan varios anexos que se adaptan de modo complementario a los conocimientos desarrollados en todo el texto. Se centran en aspectos teóricos como las ecuaciones necesarias, las unidades utilizadas y, aspectos más técnicos como notación de cables. Distribución Transporte Líneas MT a. tensión de contacto. b. tensión del terreno. c. tensión de paso. Resumen magnitudes y unidades eléctricas 271 RESUMEN MAGNITUDES Y UNIDADES ELÉCTRICAS A A RESUMEN MAGNITUDES Y UNIDADES ELÉCTRICAS B FORMULARIO C SIGNIFICADO Y EXPLICACIÓN DE CÓDIGOS IP E IK RESUMEN MAGNITUDES Y UNIDADES ELÉCTRICAS MAGNITUD UNIDAD (SI) Carga eléctrica Cantidad de electricidad Culombio (C) (Q) Intensidad de corriente (I) Amperio (A) MÚLTIPLO / SUBMÚLTIPLO 1 C = 6,25 · 1018 e– (electrones) Amperio · hora (A · h) Miliamperio (mA) 1 mA = 10–3 A Kiloamperio (kA) 1 kA = 103 A Tensión Diferencia de potencial (U) Voltio (V) Fuerza electromotriz Milivoltio (mV) 1mV = 10–3 V Kilovoltio (KV) 1 kV = 103 V Kiloohmio (KΩ) 1 KΩ = 103 Ω Megaohmio (MΩ) 1 MΩ = 106 Ω (E) Resistencia eléctrica (R) Reactancia inductiva (XL) Reactancia capacitiva Ohmio (Ω) (XC) En las última página del libro se aportan las soluciones a las cuestiones planteadas en la sección evalúa tus conocimientos. Impedancia (Z) Energía eléctrica (E) Potencia eléctrica (activa) (P) Potencia eléctrica (reactiva) (Q) Potencia aparente (S) Julio (J) Kilovatio · hora (kW · h) 1 kWh = 3,6 · 106 J Megavatio (MW) Vatio (W) Voltiamperio reactivo (VAr) Voltioamperio (VAr) 1 kW = 103 W 1 CV = 736 W Kilovoltiamperio reactivo (kVAr) 1 kVAr = 103 VAr Kilovoltiamperio (kVA) MiliFaradio (mF) Capacidad (C) Faradio (F) Microfaradio (µF) Nanofaradio (nF) Picofaradio (pF) anexos Resistividad de un material (ρ) Conductividad de un material (γ) No tiene unidad propia 1 MW = 106 W Kilovatio (kW) Caballo de vapor (CV) Material 1 kVA = 103 VA 1 mF = 10–3 F 1 µF = 10–6 F 1 mF = 10–9 F 1 pF = 10–12 F ρ 20 °C ρ 70 °C ρ 90 °C Ω · mm2 Cobre 0,018 0,021 m2 Aluminio 0,029 0,033 0,036 No tiene unidad propia Material γ 20 °C γ 70 °C γ 90 °C m Cobre 56 48 44 Ω · mm2 Aluminio 35 30 28 Y © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. 0,023 Y 6 1 Unidad 1 Cables eléctricos para baja y alta tensión vamos a conocer... 1. Cable eléctrico de alta tensión. 2. Cable eléctrico de baja tensión. PRÁCTICA PROFESIONAL Corte de cubierta y pantalla de un cable de alta tensión MUNDO TÉCNICO Técnicas de marcado e identificación de cables eléctricos y al finalizar esta unidad... Conocerás los tipos de cables utilizados en MT y su designación técnica. Identificarás sobre catálogo las características constructivas de los cables de MT. Conocerás conceptos como campo radial de un cable o tensión máxima y tensión nominal de aislamiento. Conocerás el comportamiento de los distintos cables frente al fuego. Conocerás los tipos de cables utilizados en BT y su designación técnica. Sabrás qué tipo de cable es el indicado para cada uso de acuerdo al REBT. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. 7 CASO PRÁCTICO INICIAL situación de partida La empresa Redes e Instalaciones eléctricas ÁTOMO se dedica a instalaciones eléctricas en media y baja tensión, realizando trabajos de montaje y tendido de redes de hasta 20 kV, montaje de centros de transformación, montaje y tendido de redes de baja tensión e instalaciones eléctricas en general. Poseen un pequeño almacén donde guardan el cableado que habitualmente utilizan y han decidido organizarlo para mejorar la localización del material almacenado. Para ello, han decidido organizar los cables según un criterio de tensión, es decir, por un lado los cables de alta tensión (AT) y por otro los de baja tensión (BT). Si bien en AT la clasificación resulta sencilla, ya que solo utilizan un par de modelos de cable, en BT la gama es más extensa y requiere adoptar criterios de almacenaje por designación y utilización. estudio del caso Analiza cada punto del tema con el objetivo de contestar el resto de preguntas de este caso práctico. 1. ¿Qué niveles de tensión se utilizan en los cables de MT y BT? 5. Clasifica los cables según su comportamiento frente al fuego. 2. ¿Sabrías decir (designación) qué tipo de cable se debe utilizar para la red aislada de MT? ¿Sabrías decir sus características constructivas? 6. ¿Sabrías decir qué tipo de cable se utiliza en BT en función del tipo de instalación? 3. ¿Sabrías decir (designación) qué tipo de cable se debe utilizar para la red aislada de BT? ¿Sabrías decir sus características constructivas? 7. ¿Cuál es el de código de colores para la identificación de cables de BT? 8. Si fueras el responsable del almacén, explica cómo harías la organización del mismo. 4. ¿Sabrías decir (designación) qué tipo de cable se debe utilizar para instalaciones interiores? ¿Sabrías decir sus características constructivas? © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 1 8 1. Cable eléctrico de alta tensión saber más Si bien a cualquier conductor aislado se le denomina cable, existe una gran variedad de nombres que permiten identificar con precisión la composición de los conductores. • Hilo. Conductor constituido por un solo alambre. Si es de gran sección se le denomina barra. • Cuerda. Conjunto de hilos que torcidos forman un solo cuerpo. Puede ser cuerda normal o cuerda compacta si los hilos están compactados. • Filástica. Cuerda formada por un conjunto de hilos de pequeño diámetro que, sola o torcida con otras semejantes, constituye el conductor de un cable flexible • Alma. Conjunto formado por el conductor y su correspondiente aislamiento. Se define como cable eléctrico a aquel elemento destinado a transportar energía eléctrica. Dicho transporte puede darse en un rango muy amplio de tensión, por tanto, será necesario realizar algunas distinciones al respecto. El Reglamento de Líneas Eléctricas de Alta Tensión define como alta tensión (AT) a toda tensión de valor nominal eficaz superior a 1 kV. Dentro de las líneas de alta se distinguen varias categorías en función de su nivel de tensión. Son destacables las de 3ª categoría (tensión nominal entre 1 y 30 kV), que se denominarán líneas de media tensión (MT). 1.1. Constitución y designación de cables de media tensión (MT) En un cable eléctrico aislado de MT se distinguen tres elementos fundamentales: conductor, aislamiento y protecciones. En los cables de baja tensión (BT), para aislar al conductor del entorno, suele ser suficiente una capa de aislante o, simplemente, el aislante más una cubierta exterior; sin embargo, en los usos para alta tensión (AT), se hace necesario dotar a los cables de un conjunto de capas protectoras donde cada una cumpla una función específica. Si se observa un cable estándar de MT (12/20 kV), se pueden apreciar en él las siguientes capas: • Cable. Reunión, formando un solo cuerpo, de una o varias almas protegidas con recubrimientos adecuados a su uso. Cubierta Aislamiento Pantalla Conductor Cinta poliéster Conductor, cuerda redonda normal Capa semiconductora externa a Conductor, cuerda redonda compacta a Figura 1.2. Conductores. (Cortesía de Prysmian). Capa semiconductora interna Figura 1.1. Cable unipolar de media tensión (MT). (Cortesía de Prysmian). Las características principales de cada una de estas capas son: • Conductor. Este elemento cumple la función de conducir la corriente eléctrica. Los conductores de los cables están constituidos por cuerdas redondas compactas de cobre recocido o de aluminio, la compactación permite obtener superficies más lisas y diámetros de cuerdas menores. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Cables eléctricos para baja y alta tensión 9 • Capas semiconductoras. Son unas delgadas capas de polímero (compuesto orgánico de propiedades físicas y químicas similares a las de las resinas naturales), generalmente de la misma composición básica que el material aislante. Este polímero suele mezclarse con productos conductores (negro de humo: polvo fino de carbón) para reducir su resistencia de aislamiento. Su misión es evitar que puntos huecos del cable estén sometidos a intensos campos eléctricos, en los que la presencia de aire o vapor de agua dieran origen a la producción de descargas parciales (ionización). Se colocan dos capas semiconductoras: – Capa semiconductora interna. Está en íntimo contacto con el conductor. Su misión es alisar el campo eléctrico más próximo al conductor, haciéndolo perfectamente cilíndrico y disminuyendo el riesgo de formación de puntos de ionización en la parte del aislamiento en la que el campo eléctrico es más intenso. – Capa semiconductora externa. Esta capa cumple la misma función que la anterior, pero en la parte exterior del aislamiento. Se fabrican de tal manera que, aun estando en íntimo contacto con el aislamiento, son fácilmente separables de él (SF, separado fácil o en frío). • Aislamiento. Es la envoltura aislante aplicada sobre el conductor. El material aislante se coloca alrededor del conductor de tal manera que lo cubra totalmente. Su espesor ha de ser adecuado a la tensión de servicio del cable, de modo que el campo eléctrico a que está sometido el aislamiento sea muy inferior a la tensión de perforación o rigidez dieléctrica. saber más Los cables se construyen utilizando el proceso de triple extrusión, con la capa semiconductora externa separable en frío tipo TESF. Incorporan, además, una pantalla metálica de alambres de cobre de sección total 16 mm2. La cubierta exterior, fabricada con poliolefina, será de un espesor mayor, elevando así la resistencia mecánica del cable y dificultando la penetración de la humedad. En el proceso de triple extrusión (TE), la aplicación de la capas semiconductoras interna y externa, así como del aislamiento se realiza en una sola operación. Este procedimiento es el más adecuado, ya que impide la incrustación de cuerpos extraños entre el aislamiento y las capas conductoras, también se evitará una posible ionización en la interfase. Los materiales aislantes más utilizados en cables de MT (20 kV) son: Tipo Termoplásticos (se funden con el calor) Termoestables (no se funden con el calor) Material Abreviatura Policloruro de vinilo (PVC) V Polietileno (PE) E Poliolefina Z1 Polietileno reticulado (XLPE) R Etileno propileno (EPR) D Etileno-Propileno de alto módulo HEPR Goma natural o sintética (SBR) – Goma de silicona – 1.3. Cable de AT con recubrimiento de XLPE. (Cortesía de Jinshui Wire & Cable Group). a Figura Como se verá a lo largo del libro, los principales materiales utilizados como aislantes en redes de distribución eléctrica, tanto de AT como de BT son: polietileno reticulado (XLPE), etileno-propilieno (EPR) y etileno-propileno de alto módulo (HEPR). De forma breve, se pueden destacar las siguientes diferencias entre ellos: – XLPE y EPR. Poseen características muy similares en cuanto a capacidad de carga, temperaturas de trabajo y dimensiones, pero se diferencian en que el XLPE es más rígido y más barato. – EPR y HEPR. El EPR posee características mecánicas (carga de rotura, módulo de elasticidad, etc.) relativamente bajas que son mejoradas por el HEPR, esto hace que un cable aislado con HEPR posea menores dimensiones y sea más fácil de instalar y transportar El HEPR puede trabajar a una © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 1 10 temperatura de servicio de 105 °C, frente a los 90 °C del EPR. Por tanto, el HEPR podrá transmitir más potencia. – XLPE, EPR, HEPR y PVC. La gran diferencia entre los tres primeros y el PVC es la termoestabilidad que presentan los primeros, frente a la de termoplasticidad que ofrece el PVC, reaccionando, por tanto, de manera distinta frente a los cambios de temperatura. Así, el PVC al calentarse se reblandece y cambia de forma, mientras que el XLPE, EPR y HEPR, gracias al proceso de reticulación, no modifican sus propiedades mecánicas por los cambios de temperatura. En conclusión, son más estables a la temperatura y ello hace que sean más adecuados para las redes eléctricas de gran potencia. Por otro lado, en instalaciones eléctricas interiores, los aislamientos más usados son: policloruro de vinilo (PVC) y poliolefina (Z1). Ambos son materiales termoplásticos y de temperatura asignada 70 °C, la gran diferencia entre ellos es la nula emisión de gases halógenos de la poliolefina en su combustión. Una prueba curiosa consiste en quemar un trozo de PVC y otro de poliolefina, se puede ver el humo negro y de olor fuerte del PVC, y la poca emisión de humo y de olor similar a la cera de la poliolefina. Los materiales aislantes deben presentar una serie de características que permitan definir cuál es el cable más adecuado para cada tipo de instalación, la siguiente tabla indica alguna de esas características. Características químicas •Resistenciaalatracción. •Cargaderotura. •Resistenciaalozono (oxidación). •Resistenciaal agrietamiento o gelificación. •Resistenciaalaacción del sol. •Resistenciaalcaloroal frío. •Resistenciaalosagentes corrosivos. •Resistenciaalfuego. •Resistenciaalos ambientes salinos. Tensión de perforación Tensión mínima que produce una perforación o ruptura en un aislante con el consiguiente paso de corriente. También es llamada tensión disruptiva Rigidez dieléctrica Se entiende por rigidez dieléctrica o rigidez electrostática al valor límite de tensión para el cual un material pierde su propiedad aislante y pasa a ser conductor. Se mide en voltios por metro V/m. También podemos definirla como la máxima tensión que puede soportar un aislante sin perforarse. Características mecánicas •Termoplasticidad. •Resistenciaalaguayala humedad. saber más Características físicas •Alargamientoalarotura. •Resistenciaalaabrasión (desgaste por fricción). •Resistenciaal envejecimiento. •Temperaturasmáximasde servicio. • Pantallas. Son elementos metálicos que desempeñan distintas misiones, entre las que destacan: – Confinar el campo eléctrico en el interior del cable. – Lograr una distribución simétrica y radial del esfuerzo eléctrico en el seno del aislamiento. – Limitar la influencia mutua entre cables eléctricos. – Proteger el cable contra las interferencias exteriores electrostáticas o electromagnéticas (cables para transmisión de corrientes débiles). – Evitar, o al menos reducir, el peligro de electrocuciones, derivando a tierra una eventual corriente de defecto. Según sea su misión, están constituidas por: – Cinta de papel metalizado (pantalla electrostática). – Trenza de hilos de cobre o mixta de cobre y textil (pantalla electromagnética flexible). © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Cables eléctricos para baja y alta tensión 11 – Corona de hilos de cobre (cables de MT o AT). saber más – Corona mixta de hilos de cobre y acero (obras públicas o minería). Al ser las cubiertas una mezcla termoplástica, tienden a endurecerse a temperaturas inferiores a los 0 ºC. Aun así, conservan cierto grado de flexibilidad entre –10 ºC y –15 ºC las de PVC, y hasta –30 ºC la VEMEX y las AFUMEX (Prysmian). – Tubo de plomo (cables papel impregnado). Las pantallas se designan con la letra H. • Cinta de poliéster. Se trata de una cinta de fajado que cubre la pantalla evitando que, en el proceso de fabricación, la extrusión de la cubierta penetre entre los hilos dificultando la retirada de la misma a la hora de confeccionar accesorios. • Cubierta exterior. Se compone de elementos de protección mecánica, no metálicos, que sirven para proteger al cable frente a agentes exteriores dañinos, ya sean de tipo químico, biológico, atmosférico, abrasivo, etc. Los materiales más usados como cubiertas son: Material Abreviatura Policloruro de vinilo (PVC) V Polietileno termoplástico (PE) E Policloropreno (PCP) (neopreno) N Poliolefina Z1 Las capas mencionadas aparecen en la mayor parte de los cables eléctricos; sin embargo, pueden ser necesarios otros elementos en función de las características particulares de cada cable. Un caso de singular importancia es el del cable tripolar, este está constituido por tres almas o venas conductoras independientes reunidas bajo un envolvente común. Relleno o cubierta interior Armadura La única precaución a considerar es que las operaciones de tendido de los cables no deben realizarse a temperaturas inferiores a los 0 ºC. Si un cable está fijo y no está sometido a golpes o vibraciones, puede soportar sin daño temperaturas de hasta –50 ºC. saber más El fleje es una cinta, originariamente metálica, utilizada para precintar el embalaje de diversos productos, mayormente productos pesados. La principal característica de esta cinta es su resistencia a la tracción. Se denomina alambre a todo tipo de hilo delgado que se obtiene por estiramiento de diferentes metales de acuerdo con la propiedad de ductilidad que poseen. Los principales metales para la producción de alambre son: hierro, cobre, latón, plata, aluminio, entre otros. Sin embargo, antiguamente se llamaba alambre al cobre y a sus aleaciones de bronce y latón. Cubierta exterior a Figura 1.4. Cable tripolar de MT. (Cortesía de Prysmian). En los cables tripolares, además de las capas ya mencionadas, aparecen otras capas adicionales: • Relleno o cubierta interior. Capa que se aplica en los cables tripolares para dar forma cilíndrica al conjunto de los conductores aislados y apantallados. En el caso de que la pantalla y la armadura estén constituidas por materiales diferentes, deberán estar separadas por una cubierta estanca. • Armadura. Recubrimiento metálico destinado a proteger el cable contra las acciones mecánicas exteriores. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 1 12 Está constituida por flejes o alambres metálicos dispuestos sobre un asiento apropiado bajo la cubierta exterior, así la armadura queda protegida frente a la corrosión química o electrolítica. Generalmente, las armaduras de alambres se sujetan mediante una contraespira. a Figura 1.5. Cable tripolar con armadura de acero. (Cortesía de Eupen). La armadura asume diversas funciones entre las que cabe distinguir: – Refuerzo mecánico, aconsejable según la forma de instalación y utilización. – Pantalla eléctrica antiaccidentes. – Barrera de protección contra roedores, insectos o larvas. Los tipos de armadura utilizados son los siguientes: – Para cables tripolares, dos flejes de hierro (tipo F) y una corona de alambres de acero (tipo M). caso práctico inicial La designación de los cables aislados de MT se puede realizar atendiendo a la tabla de esta página y a las normas de designación del apartado 1.2. – Para cables unipolares, dos flejes de aluminio y sus aleaciones (tipo FA), y una corona de alambres de aluminio y sus aleaciones (tipo MA). Para finalizar este apartado se presenta la siguiente tabla donde se resume la variedad de materiales empleados en la constitución de cables eléctricos, así como su letra identificativa. Aislamiento Protecciones metálicas (armaduras) Cubiertas Policloruro de vinilo (PVC), V Pantalla conjunta, O Polietileno termoplástico (PE), E Flejes de acero o hierro, F Policloruro de vinilo (PVC), V Alambres de acero o hierro, M Policloropreno (PCP) (neopreno), N Alambres de hierro recubiertos de PVC, MV Polietileno clorosulfurado (CSP), I Alambres de aluminio, MA Poliolefina, Z1 Flejes de aluminio, FA Poliuterano, Q Pletinas de acero o hierro, Q Goma natural, R Pletinas de aluminio, QA Goma silicona, S Polietileno (PE), E Poliolefina, Z1 Polietileno reticulado (XLPE), R Etileno-propileno (EPR), D Tubo de plomo, P Tubo liso de aluminio, A Etileno-propileno de alto módulo (HEPR) Tubo corrugado de aluminio, AW Tubo corrugado de cobre, CW Cables de campo radial: Pantalla metálica individual: H Pantalla metálica individual y conjunta sobre el conjunto de los conductores aislados cableados: HO Cuerda convencional redonda: . .................sin indicación Cuerda compacta:......................................K © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Cables eléctricos para baja y alta tensión 13 1.2. Normas para la designación de cables en MT El orden de designación de las distintas capas de un cable de MT será desde la capa más interior (aislamiento) hacia la más exterior (cubierta), siendo lo más habitual la designación aislante, pantalla y cubierta. En los cables que presenten capas de relleno y/o armaduras, se designarán estas según aparezcan en el orden ya mencionado. Algunas cuestiones al respecto son: • Las capas semiconductoras no se designan. • Si la cuerda conductora es compacta, se designa mediante la letra K junto a la sección (no siempre se hace). • Posteriormente se designará el nivel de aislamiento del cable y se indicará la sección del conductor y su naturaleza (si es cobre no se designa, si es aluminio se indicará Al). saber más EJEMPLO Los cables unipolares se designan anteponiendo siempre: Designar y dibujar los siguientes cables: a) Cable unipolar de Cu de 50 mm2 de sección en cuerda compacta, aislado con polietileno reticulado para un nivel de aislamiento de 12/20 kV, protegido con pantalla de Cu y cubierta exterior de policloropreno. Cu de 50 mm2 N H 1 × sección Los cables multipolares se designan anteponiendo siempre: nº conductores x sección Así, una línea 3F realizada con conductores unipolares de sección 16 mm2 se designaría: 3 × (1 x 16 mm2) R Si la misma línea se realizara con cable multipolar la designación sería: RHN 12/20 kV 1 x 50 K 3 × 16 mm2 b) Cable tripolar de aislamiento seco de XLPE con pantalla metálica individual, relleno o cubierta interna de PVC, armadura de alambres de Fe y cubierta exterior de PVC. Las tensiones nominales de aislamiento fase-tierra/fase-fase, son 12/20 kV. Capas semiconductoras externa e interna V M V H R Conductor de AI cuerda compacta 150 mm2 de sección RHVMV 12/20 kV 3 x 150 Al © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 1 14 1.3. Concepto de cable de campo radial y campo no radial Un cable es de campo radial cuando las líneas del campo eléctrico son radiales, y determinan superficies equipotenciales cilíndricas y concéntricas en el núcleo. En los cables unipolares la pantalla hace que el campo eléctrico en el interior sea radial. Pantallas individuales 1.6. Reparto en todo momento de las líneas de fuerza en un cable de campo radial. a Figura Un cable se dice de campo no radial cuando la pantalla rodea al conjunto de los conductores. En tal disposición, si los núcleos son alimentados por un sistema polifásico, el campo eléctrico en un punto cualquiera del aislante es variable, no sólo en magnitud, sino también en dirección, presentando una componente tangencial no despreciable. Pantalla conjunta Reparto en un instante determinado de las líneas de fuerza en un cable de campo no radial. a Figura 1.7. Para suprimir la componente tangencial del campo y obtener un cable de campo radial, cada conductor debe poseer su propia pantalla individual. 1.4. Tensión máxima permanente para cables de BT y MT Uo U Uo U Es conveniente saber qué valor máximo de tensión pueden soportar los cables de forma continua, especialmente en redes de MT. Para cables a partir de 1kV, la UNE 20435 define los siguientes valores nominales en corriente alterna: • Uo. Tensión nominal eficaz a frecuencia industrial, entre cada conductor y la pantalla o la cubierta, para la que se ha diseñado el cable y sus accesorios. 1.8. Tensiones nominales en un cable tripolar. (Cortesía de Prysmian). a Figura • U. Tensión nominal eficaz a frecuencia industrial, entre dos conductores cualesquiera, para la que se ha diseñado el cable y sus accesorios. En una red de 12/20 kV se tendría Uo = 12 kV y U = 20 kV. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Cables eléctricos para baja y alta tensión 15 Como se subraya en el texto estos valores son nominales, valores de referencia que sirven también para definir los ensayos eléctricos. No quiere decir esto que U sea el valor máximo al que puede trabajar el cable, ese valor viene definido por Um. • Um. Tensión máxima eficaz a frecuencia industrial, entre dos conductores cualesquiera, para la que se ha diseñado el cable y sus accesorios. Es el valor eficaz más elevado de la tensión que puede ser soportado en condiciones normales de explotación, en cualquier instante y en cualquier punto de la red. La norma UNE 21176 (Guía de utilización de cables armonizados de BT) recoge las condiciones límite de tensión para las que han sido diseñados los cables armonizados hasta 450/750 V, es decir, los cables de uso más común. También pueden definirse: • Uo. Valor nominal de tensión eficaz entre un conductor aislado y tierra (recubrimiento metálico del cable o el medio circundante). • U. Valor nominal de la tensión eficaz entre dos conductores de fase cualquiera de un cable multiconductor o de un sistema de cables unipolares. Según los parámetros definidos, las tensiones máximas deben cumplir los siguientes requisitos: • Tensión máxima: (x 1,1) 495/825 V en alterna (10%). • Tensión máxima: (x 1,5) 675/1125 V en continua (50%). En las siguientes tablas se pueden ver los valores máximos de tensión: • Respecto a BT: Valores nominales de tensión U0/U (V) Valores máximos eficaces de tensión alterna (V) Valores máximos eficaces de tensión continua (V) 100/100 110/110 150/150 300/500 330/550 450/750 450/750 495/825 675/1 125 caso práctico inicial Los niveles de tensión para los diferentes cables se pueden ver en las tablas relativas a BT y a AT. • Respecto a AT: Tensión nominal de cables y accesorios U0/U (kV) Tensión máxima eficaz Um (kV) 0,6/1 1,2 1,8/3 3,6 3,6/6 7,2 6/10 12 8,7/15 17,5 12/20 24 15/25 30 18/30 36 26/45 52 36/66 72,25 © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 1 16 1.5. Comportamiento de los cables frente al fuego saber más No propagador de la llama Retarda la propagación de la llama gracias a su capacidad de autoextinción. No propagador de incendio Limita la posibilidad de que el cable actúe como elemento de propagación del fuego en caso de incendio. A lo largo de los últimos años, se han ido desarrollando nuevas cubiertas para los cables de MT, consiguiéndose comportamientos frente al fuego cada vez más seguros. Según lo anterior, una clasificación de cables sería: • Cables de seguridad (S). Se distinguen con una franja longitudinal gris sobre la cubierta roja. Cumplen los requisitos: – Son libres de halógenos y sus gases poseen baja acidez y corrosividad. – Son no propagadores de la llama. Libre de halógenos Limita los riesgos por inhalación de gases ácidos en incendio de edificios habitados. En su combustión genera una cantidad mínima de monóxido de carbono, dióxido de carbono y ácido clorhídrico (inferior al 0,5 % frente al 30 % del cable convencional). Baja emisión de gases corrosivos Evita los efectos de los gases emitidos en la combustión sobre equipos o circuitos electrónicos e informáticos Opacidad de los humos Desprende humo casi transparente (transmitancia lumínica superior al 60 % tras el ensayo en cabina según la norma UN-EN 50268), permitiendo disponer de visibilidad en caso de incendio. De este modo, se facilita la completa evacuación de edificio, así como el acceso por parte de los bomberos. a Figura 1.9. (Arriba) Cable HEPRZ1 (S) Al H75. (Cortesía General Cable). (Abajo) Cable HEPRZ1 (S) Al cubierta FLAMEX. (Cortesía Prysmian). • Cable de alta seguridad (AS). Se distinguen con una franja longitudinal verde sobre la cubierta roja. Cumplen los requisitos: – Son libres de halógenos y sus gases poseen baja acidez y corrosividad. – Son no propagadores de la llama. – No propagador del incendio (categoría B). a Figura 1.10. (Derecha) Cable HEPRZ1 (AS) Al H75. (Cortesía General Cable). (Izquierda) Cable HEPRZ1 (AS) Al cubierta FLAMEX. (Cortesía Prysmian). © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Cables eléctricos para baja y alta tensión 17 • Cables libres de halógenos resistentes al fuego (AS+). Estos cables tienen las mismas características y especificaciones relativas a emisión de humos (toxicidad, corrosividad y opacidad) que los (AS), pero, además, mantienen el servicio durante y después de un fuego prolongado, a pesar de que durante el fuego se destruyan los materiales orgánicos del cable en la zona afectada. Esta característica permite mantener el servicio eléctrico para los elementos de emergencia de las instalaciones, de forma especial para aquellos servicios esenciales en caso de incendio. PROPIEDADES Cables cubierta VEMEX (DMZ1) Cables (S) cubierta FLAMEX (DMZ2) a Figura 1.11. Cable tipo AS+. (Cortesía de Draka). Cables (AS) capa retardante + cubierta FLAMEX (DMZ2) No propagación de la llama UNE-EN 50265 No Sí Sí No propagación del incendio UNE-EN 50266-2-3 No No Sí Libre de halógenos y gases ácidos UNE-EN 50267 (HCL < 0,5 %) Sí Sí Sí Opacidad de humos UNE-EN 50268 (T >60 %) Sí Sí Sí a Figura 1.12. Comparativa de distintas versiones de cables de MT en cuanto a su comportamiento frente al fuego. (Cortesía de Prysmian). 1.6. Necesidad de terminaciones en cables de MT Al retirar de un cable todas sus capas protectoras, este queda expuesto a la humedad y, sobre todo, a la acción del campo eléctrico entre dos conductores muy próximos y sometidos a gran tensión. Todo ello podría llevar a una excesiva ionización del aire (el aire se vuelve conductor), estableciéndose un arco eléctrico entre los conductores. Es importante recordar que el arco eléctrico es uno de los principales riesgos a los que se ven expuestos los trabajadores de instalaciones eléctricas. Al crearse un arco, se desencadena una fuerte liberación de energía, dando lugar a incidentes tales como disparo de las protecciones, deterioro de los materiales o posible accidente eléctrico. Esto se traduce en pérdidas económicas (sustitución de materiales y horas de trabajo) y en la interrupción del suministro eléctrico. Para evitar estos fenómenos, las terminaciones de los cables deben estar convenientemente preparadas y cumplir funciones como: • Reducir y distribuir el campo eléctrico que se produce en las conexiones al suprimirse la pantalla de los cables. • Conseguir un cierre hermético del final del cable impidiendo la entrada de humedad y la pérdida de aceite, esto último si el cable fuera de papel impregnado. • Proteger adecuadamente la trifurcación de las venas conductoras si fuera el caso de un cable tripolar. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 1 18 Hoy día existe una gran variedad de terminaciones para cables de MT, siendo las más utilizadas: a) Termorretráctil (en desuso). b) Retráctil en frío (silicona). c) Conos enchufables. De las tres terminaciones mencionadas, la retráctil en frío de silicona es la más utilizada, tanto en interior como en exterior. En terminaciones a la intemperie, la silicona es el material más adecuado ya que, frente al comportamiento hidrofílico (propiedad de de atraer el agua) de otros materiales, la silicona presenta un comportamiento hidrofóbico (propiedad de repeler el agua) que impide el camino superficial de la corriente por el aislador. a Figura 1.13. Comportamiento hidrofólico. (Cortesía de PFISTERER SEFAG AG). a Figura 1.14. Terminación de cable MT aplicada a una derivación aéreosubterránea (izquierda), cono o conector enchufable (derecha). Al realizar una terminación en MT se deben seguir de forma rigurosa las indicaciones que marca el fabricante. ACTIVIDADES 1. Los cables que mantienen el servicio prolongado durante y después de un fuego son designados con: a. S. b. AS. c. AS+. 2. ¿Qué utiliza un cable designado como RZ1 como capa de aislamiento y como cubierta? a. Como capa de aislamiento XLPE y como cubierta Z1. b. Como capa de aislamiento Z1 y como cubierta XLPE. c. Es un cable en trenza con aislamiento Z1. 3. ¿Qué aislamiento tiene un cable multipolar designado como: H05 RN-F? a. Goma natural. b. Etileno propileno. c. Goma de silicona. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Cables eléctricos para baja y alta tensión 19 2. Cable eléctrico de baja tensión 2.1. Designación de cables de BT y su representación gráfica Para definir un cable de baja tensión (BT) habrá que tener en cuenta dos aspectos: por un lado el sistema de distribución y por otro las características del conductor. saber más • Definir el sistema de distribución: a) Circuito de CC de 110 V con dos conductores de 125 mm2 de Al. Se parte de una línea que representa el cable. Sobre ella se especifica: Otros ejemplos de designación y representación son: – Tipo de corriente: continua (–) o alterna (~). -- 110 V – Si posee neutro (N). – Si es trifásico (3) o monofásico (nada en este caso). La frecuencia (50 Hz) y la tensión de alimentación que corresponda. • Definir las características del conductor: Bajo la línea que representa el cable se especifican dos aspectos: 2 x 125 mm2 Al b) Circuito de CA trifásico a una frecuencia de 50 Hz, a 400 V y tres conductores de 50 mm2 de Cu. – Los conductores de la misma sección (número de conductores por sección, ya sean de Cu o Al). 3 ~ 50 Hz, 400 V 3 x 50 mm2 Cu – Los conductores de distinta sección (número de conductores por sección, ya sean de Cu o Al). Para denominar los conductores se utiliza la siguiente nomenclatura: – Fases: L1, L2, L3 (UNE ) R, S, T (DIN). – Neutro: N. – Conductor de tierra: E, T. – Conductor de protección: PE. Según lo anterior, por ejemplo, para un circuito de CA trifásico a una frecuencia de 50 Hz, a 400 V, que conste de tres conductores de 125 mm2 más neutro de 50 mm2, siendo todos de cobre, quedaría: 3N ~ 50 Hz, 400 V 3x125 mm2 Cu + 1 x 50 mm2 Cu ACTIVIDADES 4. Designar y representar los siguientes cables: a. Línea monofásica de CA con dos conductores de 6 mm2 de aluminio. b. Línea monofásica de CA con dos conductores de 6 mm2 más tierra, todos ellos de cobre c. Línea 3F+N de cuatro conductores de 6 mm2 más tierra de 6 mm2, todos ellos de cobre. d. Línea 3F+N de tres conductores de fase de 16 mm2, neutro y tierra de 10 mm2, todos ellos de cobre. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 1 20 2.2. Clases de conductores para Cu y para Al. Norma UNE 21022 Los conductores pueden clasificarse según su grado de flexibilidad o rigidez dando lugar a las siguientes clases: • Clase 1. Conductor rígido de un solo alambre (- U ). • Clase 2. Conductor rígido de varios alambres cableados (- R ). • Clase 5. Conductor flexible de varios alambres finos. – No apto para usos móviles (- K ). – Apto para usos móviles (- F ). • Clase 6. Conductor extraflexible para usos móviles (- H ). 2.3. Designación normalizada de cables para 0,6/1 kV. Cables para transporte de energía con dieléctricos secos. Norma UNE 21123 Los materiales utilizados en cables de BT para 0,6/1 kV, así como su letra identificativa, se exponen en la siguiente tabla: Aislamiento Cubiertas Protecciones Policloruro de vinilo (PVC), V Polietileno termoplástico (PE), E Cables apantallados, O Polietileno Reticulado (XLPE), R Policloruro de vinilo (PVC), V Armadura de flejes de acero, F Policloropreno (neopreno) (PCP), N Armadura de alambres de acero, M Polietileno clorosulfonado (CSP), I Armadura de alambres de Al, MA Etileno-propileno (EPR), D Armadura de flejes de Al, FA Poliolefina, Z1 Las normas para la designación de los cables son las mismas que las descritas para los cables de MT. EJEMPLO Designar y dibujar los siguientes cables: a) Cable de un conductor de Al, de 50 mm2, aislado con XLPE y con cubierta exterior de poliolefina (clase 5, flexible para servicios fijos). R Z1 XLPE Poliolefina 1 x 50 mm2 Al RZ1-K 0,6/1 kV 1 x 50 Al © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Cables eléctricos para baja y alta tensión 21 b) Cable de tres conductores de Al, 150 mm2, neutro de sección reducida, aislado con XLPE, armado con fleje de acero y cubierta exterior de PVC. 3 x 150 / 95 mm2 Al R F V RFV 0,6/1 kV 3x150/95 Al K c) Cable de tres conductores de cobre de 70 mm 2 de fase con neutro de 35 mm2, aislado con EPR, armado con flejes de acero, cubierta interior y exterior de PVC (clase 2). D V F V DVFV-R 0,6/1 kV 3x70/35 Es importante recordar que el aislamiento de los cables suele tener una función eléctrica, separar la parte activa (conductor) de su entorno. Por otro lado, las cubiertas tienen, sobre todo, la función mecánica de proteger el cable de eventuales agresiones durante el tendido y la posterior vida útil. Afumex 1000 V (AS) RZ1-K 0,6 /1 kV (unipolar) Afumex 1000 V (AS) RZ1-K 0,6 /1 kV (multipolar) 3 2 1 3 2 1 1. Conductor de cobre flexible 1. Conductor de cobre flexible 2. Aislamiento de XLPE (colores) 2. Aislamiento de XLPE (negro) 3. Cubierta Afumex (Z1) con franja 3. Cubierta Afumex (Z1) con franja de color según sección de color según sección a Figura 1.15. Nomenclatura de cubierta y aislamiento. Los cables con aislamiento y cubierta unipolares no tienen asignadas diferentes coloraciones (su aislamiento es normalmente siempre negro y la cubierta negra en la mayoría de los casos), de ahí que su identificación sea un poco más laboriosa. El REBT no dice nada acerca de ello, pero sí la guía técnica de aplicación del REBT en el punto 2.2.4, dejando en manos del instalador la posibilidad de identificar el cable mediante algún señalizador. caso práctico inicial En cables de 0,6/1 kV con aislamiento y cubierta, unipolares o multipolares, el código de colores para la identificación de los cables queda un tanto ambiguo, dependerá por tanto del fabricante. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 1 22 En la actualidad, el cable tradicional de aluminio RV empleado en distribución de energía en BT está siendo sustituido por una nueva versión con cubierta de poliolefina RZ1-XZ1 (cubierta Flamex de Prysmian). En la tabla adjunta se muestra el comportamiento de estos cables (0.6/1 kV) frente al fuego. CARACTERÍSTICAS DE LOS DIFERENTES TIPOS DE CABLES CONVENCIONAL Libre de halógenos Convencional Seguridad (S) Cubierta PVC (DMV 18) Conductor Al compacto Aislamiento XLPE Alta seguridad (AS) (AS+) Resistente al fuego 1) No propagador del incendio 2) Bajo emisión humos 3) NUEVO Libre de halógenos 4) No propagador de la llama 5) 1) ensayo realizado según la nomra UNE-EN 50200 Cubierta Poliolefina ignífuga (DMO 1) Conductor Al compacto Aislamiento XLPE a Figura 1.16. Cable convencional (RV) y nuevo cable (S). (Cortesía de Prysmian). 2) ensayo realizado según la nomra UNE-EN 50266 3) ensayo realizado según la nomra UNE-EN 61034 MENOS SEGURO MÁS SEGURO 4) ensayo realizado según la nomra UNE-EN 50267 5) ensayo realizado según la nomra UNE-EN 60332-1-2 1.17. Comparativa de cables de acuerdo con su comportamiento frente al fuego. (Cortesía de Prysmian). a Figura 2.4. Designación de cables eléctricos de tensión asignada hasta 450/750 V Los cables eléctricos aislados de tensión asignada hasta 450/750 V se designan según las especificaciones de la norma UNE 20434 (Sistema de designación de los cables). Estas especificaciones corresponden a un sistema armonizado (Documento de armonización HD 361 de CENELEC) y, por lo tanto, son de aplicación en todos los países de la Unión Europea. El sistema utilizado para la designación de un cable consta de tres bloques y, en su conjunto, es una secuencia de símbolos donde cada uno de ellos, según su posición, tiene un significado previamente establecido en la norma. EJEMPLO Explicar cada bloque en el cable: H07RN-K 4x16 H. Cable según normas 07. Tensión nominal del aislamiento R. Aislamiento N. Cubierta –K. Cable flexible para instalación fija. Clase 5 4 x16. Multipolar de cuatro conductores de 16 mm2 de sección En la tabla de la página siguiente se han incluido todos los símbolos utilizados en la denominación de los tipos constructivos de cables de uso general. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Cables eléctricos para baja y alta tensión Parte Posición Referencia Símbolo 1 Normalización H ES-N o ES 2 Tensión asignada Uo/U 01 03 05 07 100/100 V 300/300 V 300/500 V 450/750 V V V2 V3 V4 B G N2 R S Z Z1 Polidoruro de vinilo (PVC) Mezcla de PVC (servicio de 90 °C) Mezcla de PVC (servicio de baja temperatura) Policloruro de vinilo (reticulado) Goma de etileno-propileno Etileno-acetato de virilo Mezcla especial de policloropreno Goma natural o goma de estirano-butadieno Goma de silicona Mezcla reticulada a base de poliolefina con baja emisión de gases corrosivos y humos Mezcla termoplástica a base de poliolefina, con baja emisión de gases corrosivos y humos 1 Aspectos generales 3 Tipo de aislamiento 4 Revestimientos metálicos 2 Constitución del cable generalmente según una secuencia radial, partiendo del material de aislamiento 23 5 Cubierta y envolvente no metálico A continuación, después de un guión, forma del conductor o de los conductores C4 V V2 V4 V5 B G J N N4 N8 Q R S T Z Z1 D3 Ninguno H H2 H6 H7 H8 6 7 8 9 Significado Cables según normas armonizadas Cable de tipo nacional (no existe norma armonizada) Pantalla de cobre en forma de trenza, sobre el conjunto de los conductores aislados reunidos Polidoruro de vinilo (PVC) Mezcla de PVC (servicio de 90 °C) Polidoruro de vinilo (reticulado) Mezcla de PVC (resistente al aceite) Goma de etileno-propileno Etileno-acetato de virilo Trenza de fibra de vidrio Policloropreno (o producto equivalente) Polietileno clorosulforado Policloropreno especial, resistene al agua Poliuretano Goma natural o goma de estireno butadieno Goma de silicona Trenza textil, impregnada o no, sobre conductores aislados Mezcla reticulado a base de poliolefina con baja emisión de gases corrosivos y humos Mezcla termoplástica a base de poliolefina con baja emisión de gases acorrosivos y humos Elemento portador constituido por uno o varios componentes (metálicos o textiles) situados en el centro de un cable redondo o repartidos en el interior de un cable plano Cable cilíndrico Cables planos, con o sin cubierta, cuyos conductores aislados pueden separarse Cables planos comprendiendo tres conductores aislados o más Doble capa de aislamiento extruida Cable extensible -D -E -F -H -K -R -U -Y Flexible para uso en cables de máquinas de soldar Muy flexible para uso en cables de máquinas de soldar Flexible de varios alambres finos para servicios móviles (clase 5 de UNE 21022) Extraflexible (clase 6 de UNE 21022) Flexible de varios alambres finos para servicios fijos (clase 5 de UNE 21022) Rígido, de sección circular, de varios alambres cableados (clase 2 de UNE 21022) Rígido, de sección circular, de un solo alambre (clase 1 de UNE 21022) Formado por cintas de cobre arrolladas en hélice alrededor de un soporte textil N X G Número de conductores (1, 2, 3,..., n) Signo «X» en ausencia de conductor amarillo/verde, Símbolo «G», sustituye al «X» si existe un conductor amarillo/verde 3 Número y sección nominal de los conductores 10 Sección nominal mm2 Sección nominal © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 1 24 saber más EJEMPLOS ¿Utilización de cables unipolares o multiconductores? ■ Definir las características del siguiente cable: (Extracto de artículo técnico editado por Prysmian.) T R S N ? R S T N Una vez obtenida la sección de los conductores de una línea eléctrica, en ocasiones, queda en manos del instalador elegir cables de 0,6/1 kV unipolares o multipolares. Hay criterios técnicos que nos pueden ayudar: PRIMERO. Si una línea ha sido calculada para utilizar un cable multiconductor, también pueden usarse cables unipolares, ya que estos últimos soportan mayor intensidad admisible que los multiconductores. Si se quiere hacer a la inversa, deben hacerse las comprobaciones necesarias. SEGUNDO. Cuando existe la posibilidad de confusión entre los conductores de un circuito y los del otro, se recomienda el uso de cables multiconductores, así cada cable contendrá todos los conductores de un solo circuito. TERCERO. En la manipulación de los cables, los multiconductores precisan de bobinas más voluminosas y pesadas, y su tendido exige radios mínimos de curvatura muy superiores a los de cables unipolares. Por tanto, cuando se trate de tendidos interiores con limitaciones de espacio, se optará por cables unipolares. Nota. Para conocer los radios mínimos de curvatura de los cables de BT, se deben consultar los catálogos de los fabricantes. PRYSMIAN AFUMEX PLUS ES07Z1-K (AS) 1 x 2,5 mm2 AENOR PRYSMIAN. Nombre del fabricante. Es obligatorio; sin embargo, si está legalmente protegido, también puede figurar el número de identificación del fabricante. AFUMEX PLUS. Nombre comercial. Opcional. ES. Cable de fabricación nacional para el que no existe norma armonizada. 07. Tensión nominal 450/750 V. Z1. Aislamiento de mezcla termoplástica con base de poliolefina. Baja emisión de gases corrosivos y humos. -K. Flexible para instalaciones fijas (clase 5, UNE EN 60228). (AS). Cable de alta seguridad. Esta marca es obligatoria desde 2004 para este tipo de cables. Denota su especial comportamiento frente al fuego. 1 x 2,5 mm². Sección nominal del conductor. No es obligatorio por norma su marcado en cables de 450/750 V sin cubierta. AENOR. Es opcional y se suele inscribir cuando el cable está certificado por AENOR (Asociación Española de Normalización y Certificación). Es importante recordar que AENOR es una entidad dedicada a la normalización y la certificación (N + C) en todos los sectores industriales y de servicios. ■ Definir las características del cable: H07V – R 1x50 mm2. H. Cable según normas armonizadas. 07. Tensión nominal del aislamiento 450/750 V. V. Aislamiento de policloruro de vinilo. -R. Rígido de sección circular, de varios alambres cableados. 1 x 50 mm². Unipolar de 50 mm2 de sección. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Cables eléctricos para baja y alta tensión 25 ■ Definir las características del siguiente cable: H07RN-F 3G6. H. Cable según normas armonizadas. 07. Tensión nominal del aislamiento 450/750 V. R. Aislamiento de goma natural o de goma estireno-butadieno. N. Cubierta de policloropreno. -F. Flexible para servicios móviles, clase 5. 3G6. 3 conductores de 6 mm2, uno de ellos de tierra. Código de colores La norma UNE 21089- 1:2002 Identificación de los conductores aislados de los cables define el código de coloración común para todo tipo de cables. CÓDIGO DE COLORES PARA CABLES UNIPOLARES Conductor Protección de tierra Neutro Fase caso práctico inicial En la tabla que se indica se puede ver el código de colores para cables unipolares y multipolares. Color Bicolor, amarillo verde Azul Negro marrón o gris CÓDIGO DE COLORES PARA CABLES MULTIPOLARES UNE 21089-1:2002 modifica UNE 21123-1 N° Conductores Código de colores Con conductor de protección Sin conductor de protección Azul claro 2 Marrón 3 Amarillo-Verde Azul claro Marrón Gris Marrón Negro 4 Amarillo-Verde Negro Marrón Gris Azul claro Marrón Negro Gris 5 Amarillo-Verde Azul claro Marrón Gris Negro Azul claro Marrón Negro Negro Gris © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 1 26 ACTIVIDADES FINALES ■ 1. Designar y dibujar el siguiente cable: unipolar de Cu de 400 mm2 de sección, en cuerda compacta, aislado con goma de EPR, apantallado, con una cubierta de separación de PVC, protegido con una armadura de flejes de Al y una cubierta externa de material termoplástico a base de PVC. Las tensiones de aislamiento son 18 /30 kV. ■ 2. Describir y dibujar las características del cable RHVMAV 12/20 KV 3 x 50 Al. ■ 3. Designar y dibujar el siguiente cable: tripolar formado por tres conductores de aluminio de 25 mm2 de sección, aislamiento XLPE (polietileno reticulado), apantallado, cubierta de poliolefina. Es un cable flexible para uso fijo (clase 5). Las tensiones nominales del cable son 0,6 /1 kV. ■ 4. Describir y dibujar las características de los siguientes cables: a) RVMAV 0,6/1 KV 3 x 150/95 Al. c) H03Z1Z1H2-F (AS+) 2 x 0,5. b) ES05V2-K 1 x 1. d) H07RN-F 4G6. ■ 5. La asociación española de fabricantes de cables y conductores eléctricos y de fibra óptica facilita, a modo de orientación, una guía de los cables que cumplen con las prescripciones de las diversas ITC-BT del Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión del 2002. ITC-BT Tipo de instalación 06 07 Aérea DISTRIBUCIÓN 11 ENLACE 09 ALUMBRADO EXTERIOR INTERIORES 20 O RECEPTORES 26 27 Subterránea aéreas subterráneas Línea general de alimentación Derivación individual Centralización contadores Acometidas aérea Red alimentación subterránea Interior de los soportes Luminarias suspendidas Puesta a tierra tensión asig. 450/750 V Bajo tubo tensión asig. 0,6/1 kV Sobre pared o empotrado Aéreos tubo o canal Huecos contrucción directo Canal apertura herramienta Canal apertura sin herramienta Bajo molduras En bandeja General Locales con bañera o ducha Acometidas 14 15 16 INTERIORES EN VIVIENDAS Cable habitual Conductor aislado Conductor desnudo RZ (Cu o Al) Cu duro, AL1/ST1A, AL1/A20SA RV, XZ1 (S) RZ (Cu o Al) RV, XZ1 (S) RZ1-K (AS) H07Z1-K (AS), RZ1-K (AS) H07Z-R, HO7Z1-R (AS) subterráneas o aéreas con cables aislados RZ (Cu) RV, RV-K, RZ1-K (AS) RV-K, RZ-1-K (AS) RV-K, RZ-1-K (AS) Cu desnudo, H07V-R, H07V-K, H07Z1-K (AS) H07V-K, H07Z1-K (AS) RV-K, RZ1-K (AS) RV-K, RZ1-K (AS) RZ (Cu, Al) H07V-K, H07Z1-K (AS) RV-K, RZ1-K (AS) H07V-K, H07Z1-K (AS) H05VV-F, H07ZZ-F (AS) H07V-K, H07Z1-K (AS) RV-K, RZ1-K (AS) H07V-U, H07V-K, H07Z1-K (AS) H07V-U, H07V-K, H05VV-F, H07ZZ-F (AS) (continúa) © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Cables eléctricos para baja y alta tensión 27 ACTIVIDADES FINALES (continuación) ITC-BT Tipo de instalación 28 LOCALES DE PÚBLICA CONCURRENCIA 29 LOCALES CON RIESGO DE INCENDIO O EXPLOSIÓN 30 LOCALES ESPECIALES Cable habitual General Conexión interior de cuadros Servicios móviles Circuitos de servicios de seguridad Instalación fija bajo tubo Cables con protección mecánica Alimentación de equipos portátiles bajo tubo Local canal aislante húmedo sin tubo protector bajo tubo Local mojado canal aislante Locales temperatura elevada 31 32 33 34 41 42 44 49 Locales a temperatura baja Piscinas volúmenes 0, 1, 2 PISCINAS Y FUENTES Fuentes volúmenes 0, 1 MÁQUINAS ELEVACIÓN General Y TRANSPORTE Servicios móviles al exterior Acometidas y exteriores PROVISIONALES Y TEMPORALES DE OBRA Interiores Interiores FERIAS Y STANDS Exteriores Alumbrados festivos CARAVANAS Y PARQUES Dispositivos de conexión DE CARAVANAS Caravanas Contacto con agua PUERTOS Y MARINAS BARCOS DE RECREO Conexión a barcos Suspendidos RECEPTORES PARA Cableado interno ALUMBRADO Rótulos luminosos MUEBLES H07Z1-K (AS), RZ1-K (AS) ES05Z1-K (AS) H07ZZ-F (AS) Cables AS + (resistente al fuego) H07V-K (además debe ser no propagador del inciendio), H07Z1-K (AS) RVMV-K, (además debe ser no propagador del incendio), RZ1MZ1-K (AS) H07RN-F, H07ZZ-F (AS) H07V-K, HA07Z1-K (AS) H05VV-F, H07ZZ-F (AS) RVMV-K, RZ1MZ1-K (AS) H07V-K, H07Z1-K (AS) RV-K, RZ1-K (AS), H07RN-F, H07ZZ-F (AS) T<50 °C: se aplica factor de reducción para IMAX; T>50 °C: H07V2-K, H07G-K (se recomienda consultar con un fabricante) se recomienda consultar con un fabricante igual que locales mojados igual que locales mojados se recomienda consultar con un fabricante H07RN-F, DN-F H07RN-F, H07ZZ-F (AS), DN-F H05VV-F, H07RN-F, H07ZZ-F (AS) H07ZZ-F (AS) H07RN-F, H07ZZ-F (AS), DN-F H03RN-F, H05RN-F, H05RNH2-F, H03VH7-H H07RN-F, H07ZZ-F (AS) H07V-K, H07V-R, H07Z1-K (AS), H05RN-F H07RN8-F H07RN-F, H07RN8-F se recomienda consultar con un fabricante cables 300/300 V (ver fabricante) cables según UNE-EN 50143 H05VV-F, H05RR-F, H07ZZ-F (AS) Según las tablas anteriores, comentar brevemente qué tipo de cables habría que utilizar para las siguientes instalaciones: línea general de alimentación, alumbrado festivo y circuito de seguridad de un local de pública concurrencia. ■ 6. Explicar qué diferencias hay, en cuanto a sus características, entre los cables que se citan: a) RV. b) XZ1. c) RZ. entra en internet ■ 7. Entrar en Internet y buscar los catálogos de los siguientes fabricantes de cables: Prysmian, General Cable y Nexans. Identificar en los cables de cada catálogo, el código de designación de los mismos. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 1 28 PRÁCTICA PROFESIONAL HERRAMIENTAS • Elemento de corte Fentecran de la sociedad ALROC MATERIAL • Cable Al Voltalene H Compact. (AL RH5Z1) de Prysmian • Puente-pantalla • Trenza para puesta a tierra • Abrazadera metálica • Cinta de PVC Corte de cubierta y pantalla de un cable de alta tensión OBJETIVO Es común el manejo de herramientas y técnicas relativas a cables de baja tensión; sin embargo no lo es tanto si hablamos de conductores de alta tensión. El objetivo de esta práctica es dar a conocer la herramienta Fentecran de ALROC, diseñada para realizar el corte de cubierta y pantalla en los cables Al Voltalene H Compact. (AL RH5Z1) de alta tensión. PRECAUCIONES • Seguir las indicaciones del fabricante en cuanto al manejo de la herramienta. • Dado que solo se pretende cortar la cubierta y la pantalla, se debe tener cuidado para no dañar el resto de capas del cable. DESARROLLO 1. Colocar sobre la mesa de trabajo el material necesario, fundamentalmente el cable de alta tensión y la herramienta de corte propuesta. Figura 1.18. Elemento de corte Fentecran. (Cortesía de ALROC). a Figura 1.19. Cable Al Voltalene H Compact. (AL RH5Z1). (Cortesía de Prysmian). a 2. Corte de la cubierta del cable. Retirar la longitud de cubierta adecuada según las instrucciones del accesorio de corte. Después ajustar la pinza corta-cubiertas Fentecran a la cubierta del cable. Ajustar la herramienta al corte de cubierta PRYSMIAN PRYSMIAN Pinza corta-cubiertas Longitud extracción cubierta Figura 1.20. Longitud de la cubierta a extraer. (Cortesía de Prysmian). a a Figura 1.21. Ajuste de la cuchilla. (Cortesía de Prysmian). © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Cables eléctricos para baja y alta tensión 29 3. Presionar hasta escuchar un clic (de corte). Ejercer una ligera presión hasta escuchar un clic, momento en el cual el corte se ha efectuado. Repetir esta operación 4 veces girando la herramienta Cortes de cubierta a Figura 1.22. Cortes en la cubierta. (Cortesía de Prysmian). 4. Ajustar la palanca y abrir los 4 cortes de cubierta. PRYSMIAN PRYSMIAN a Figura 1.23. Apertura de los cortes. (Cortesía de Prysmian). 5. Introducir el puente-pantalla con relieve. Solo se usará un puente-pantalla con relieve (para empalmes) y de trenza de puesta a tierra (para conectores separables y terminales). PRYSMIAN PRYSMIAN PRYSMIAN a Figura 1.24. Introducción del puente-pantalla. (Cortesía de Prysmian). 6. Ajustar la cubierta y la pantalla con abrazaderas metálicas y protegerlas con cinta de PVC. Abrazaderas metálicas PRYSMIAN PRYSMIAN PRYSMIAN Figura 1.25. Ajuste y protección con abrazaderas metálicas y cinta de PVC. (Cortesía de Prysmian). a © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 1 30 MUNDO TÉCNICO MUNDO LABORAL Técnicas de marcado e identificación de cables eléctricos El reciclaje es una etapa esencial dentro de la cadena de suministro del cobre; sin embargo, es muy difícil establecer el origen del cobre reciclado. El robo de este material es una preocupación de alcance mundial que crea serios problemas operacionales y de seguridad en las redes. Tecnología de cable antirrobo CORE-TAG® La mayor parte de cables, y los de puesta a tierra en particular, son construidos principalmente con cobre, haciéndolos sumamente valiosos debido al alto valor de reventa del cobre de recuperación. Por lo general, cuando un cable es robado, el aislamiento que podría permitir identificar al propietario es quemado y solo subsiste el conductor interior de cobre. A diferencia de otras técnicas de marcaje más complejas y costosas, la solución CORE-TAG® de Nexans emplea una banda de cobre resistente al fuego integrada en el conductor central. El código matriz sobre la banda cifrada, que sirve para identificar al propietario (RFF en este caso), permite identificar el cobre robado cuando es llevado a un chatarrero, aun después de que el aislamiento haya sido quemado. La presencia del marcaje CORE-TAG® dentro del cable es inmediatamente visible con un simple examen visual en el corte transversal del cable, tan solo es necesario abrir una longitud de aproximadamente 25 cm para leer el código de identificación, ya que la banda está integrada a lo largo del conductor, siendo prácticamente imposible retirarla. Los cables dotados del marcaje CORE-TAG® son tan fáciles de manejar e instalar como los cables convencionales, usando las mismas herramientas y accesorios. Este cable será instalado en la infraestructura de red en cuatro regiones explotadas por Réseau Ferré de Francia (RFF), empresa que posee y mantiene la red ferroviaria de Francia. La tecnología de cable CORE-TAG® también puede ser aplicada en otros sectores donde el robo de cables sea un problema. Recientemente, se está aplicando experimentalmente este método en Valencia a través del proyecto europeo Pol-Primett una nueva técnica de marcado con ADN sintético sobre el cableado. El procedimiento consiste en rociar el metal con un spray, el líquido contiene diminutos micropuntos que lo hacen único, permitiendo su identificación y origen en caso de haber sido robado y, posteriormente, recuperado. 1.27. Cable con marcado CORE-TAG® de Nexans. Emplea una banda de cobre resistente al fuego integrada en el conductor central. a Figura 1.26. Cable con marcado superficial, en él se pierde la identificación si la cubierta es quemada o raspada. a Figura © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Cables eléctricos para baja y alta tensión 31 EN RESUMEN DESIGNACIÓN DE CABLES ELÉCTRICOS DE ALTA Y BAJA TENSIÓN (AT Y BT) Cable eléctrico aislado de MT Cable eléctrico aislado de BT Constitución Normas de designación Constitución Normas de designación Cables de campo radial y no radial Tensión máxima permanente que soportan los cables de BT y MT Necesidad de terminaciones en AT Comportamiento de los cables frente al fuego •Designación de los cables de BT para su representación gráfica •Clases de conductor Norma UNE 21022 •Designación normalizada de cables para 0,6/1 kV. Cables para transporte de energía. UNE 21123 •Designación de cables eléctricos de tensión asignada hasta 450/750 V EVALÚA TUS CONOCIMIENTOS 1. La capa de un cable eléctrico que cumple la función de protegerlo contra agentes exteriores dañinos es: a. el aislamiento. b. la pantalla. c. la cubierta. 2. La capa de un cable eléctrico que se conecta a tierra es: a. la pantalla. b. la armadura. c. la capa semiconductora. 3. Los cables de la marca Prysmian denominados Afumex, ¿qué tipo de material emplean en su capa externa? a. PVC. b. Z1. c. XLPE. Resuelve en tu cuaderno o bloc de notas 4. A la tensión mínima que produce una ruptura en un aislante, con el consiguiente paso de corriente, se la denomina: a. tensión nominal. b. tensión de perforación. c. tensión máxima. 5. ¿Cuál de los materiales que se citan es termoestable? a. Poliolefina. b. Policloruro de vinilo. c. Polietileno reticulado. 6. Los conductores flexibles no aptos para usos en instalaciones móviles son denominados: a. de clase – F. b. de clase – K. c. de clase – U. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. 32 2 Centros de transformación vamos a conocer... 1. Estructura del sistema de suministro eléctrico 2. Constitución de una red de distribución 3. Aparamenta utilizada en alta tensión 4. Componentes básicos de un centro de transformación 5. Tipos de centros de transformación 6. Centros de transformación de intemperie 7. Centros de transformación de interior 8. Elementos constitutivos del centro de transformación prefabricado 9. Instalación de puesta a tierra (PaT) en centros de transformación 10. Materiales de seguridad y primeros auxilios 11. Mantenimiento en los centros de transformación PRÁCTICA PROFESIONAL Medición de la resistencia de puesta a tierra. Uso del telurómetro MUNDO TÉCNICO Mejora de la resistividad del terreno en las puestas a tierra y al finalizar esta unidad... Describirás las partes que constituyen el sistema de suministro eléctrico. Diferenciarás las partes de una red de distribución. Conocerás la aparamenta utilizada en AT. Identificarás los tipos de centros de transformación. Reconocerás los esquemas y las partes básicas de un centro de transformación. Conocerás los sistemas de puesta a tierra a realizar en un centro de transformación. Conocerás los conceptos de tensión de paso y de contacto, y analizarás los métodos para minimizar sus efectos. Conocerás los materiales de seguridad y primeros auxilios que debemos encontrar en un centro de transformación. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 2 33 CASO PRÁCTICO INICIAL situación de partida Isabel ha sido contratada por la empresa La ibérica de electricidad, dedicada a la distribución de energía eléctrica. Su trabajo, entre otros, consistirá en revisar las líneas de distribución y los centros de transformación en la zona en la que opera dicha empresa. Como técnica en instalaciones eléctricas y automáticas, Isabel conoce la estructura del sistema eléctrico; sin embargo, tendrá que poner al día sus conocimientos sobre redes de distribución y aparamenta de protección. Además de lo anterior, también será importante conocer los distintos tipos de centros de transformación que pueda encontrar, sus características, maniobras a realizar y protecciones. Entre sus apuntes ha podido encontrar informa- ción referente al sistema eléctrico y a los centros de transformación, algunos aspectos importantes son: • losesquemasdelasredesdedistribución, • lostiposdelíneasaéreas, • loselementosdelareddedistribución, • laaparamenta, • lostiposdecentrosdetransformación,suscaracterísticasysus protecciones, • lapuestaatierraenloscentrosdetransformación. estudio del caso Antes de empezar a leer esta unidad de trabajo, puedes contestar las dos primeras preguntas. Después analiza cada punto del tema con el objetivo de contestar el resto de preguntas de este caso práctico. 1. ¿Sabrías decir dónde se genera la energía eléctrica? 2. ¿Qué utilidad tienen las líneas eléctricas? 9. ¿Qué tipos de centros de transformación podemos encontrar? 3. ¿Puedes indicar los parámetros que definen un sistema eléctrico? 10. ¿Qué dimensiones deben tener los pasillos y zonas de protección en un CT? 4. ¿A qué categoría, según el RLAT, pertenecen las líneas de MT de distribución? 11. ¿Qué tipo de conductor se utiliza en las conexiones del transformador MT y del transformador BT en un CT? 5. ¿Existen líneas de distribución en BT? 6. ¿Qué tipo de conexiones pueden darse en las redes de distribución? 7. ¿Qué diferencia a un seccionador de un interruptor? 12. ¿Qué elementos conectamos a la PaT de un CT? 13. ¿Qué materiales de seguridad debemos tener en los CT? 8. ¿Cuáles son los componentes básicos en un centro de transformación? © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 2 34 1. Estructura del sistema de suministro eléctrico caso práctico inicial Isabel deberá conocer la estructura del sistema eléctrico, así como los parámetros característicos de la red en cada fase del transporte. Como se verá más adelante, los centros de transformación son elementos básicos en este sistema. La energía eléctrica producida en las centrales o en instalaciones eólicas, solares, etc. no se puede almacenar, por ello es necesario transportarla desde el centro de producción hasta el lugar de consumo de un modo rápido y eficiente. Se define el sistema eléctrico como el conjunto de centrales generadoras de energía, estaciones, subestaciones, redes de transporte y distribución que permiten el suministro de energía eléctrica, desde la generación hasta los puntos de consumo, en condiciones adecuadas de tensión, frecuencia y disponibilidad. Además, este conjunto debe incluir los mecanismos de control, seguridad y protección necesarios. El sistema de suministro eléctrico se divide en: • Producción. Constituido por las centrales generadoras. Las principales son térmicas, de ciclo combinado, hidráulicas, nucleares, fotovoltaicas y eólicas. a Figura 2.1. Parque eólico para la producción de energía eléctrica. • Transporte. Conjunto de redes eléctricas con la función de conectar las centrales generadoras, desde las estaciones transformadoras elevadoras (EE), con las estaciones transformadoras reductoras (ER). Se utiliza para transportar energía eléctrica a grandes distancias. Los valores de tensión en esta fase son elevados: 220, 380 y 720 kV. Es conveniente recordar que la tensión se eleva para mantener la intensidad lo más baja posible durante el proceso de transporte, ya que, debido al efecto Joule, parte de la energía cinética de los electrones se transforma en calor debido a los choques de estos con los átomos del material conductor, elevándose así la temperatura y apareciendo pérdidas en forma de calor. a Figura 2.2. Red de transporte. • Distribución. Es el último paso del suministro eléctrico y lo componen las redes que conectan a los abonados con las estaciones transformadoras reductoras (ER). © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Centros de transformación 35 Estas redes pueden ser primarias o secundarias. – La red de distribución primaria, de reparto o red de distribución en AT, enlaza una subestación transformadora (SET) con estaciones transformadoras de distribución (ETD) situadas en los grandes núcleos de población o industriales. La tensión es de 45 a 132 kV. – La red de distribución secundaria o red de distribución en media tensión (MT) parte de las ETD hasta los centros de transformación (CT). La tensión es de 3 a 20 kV. Desde los centros de transformación (CT), la red de distribución en baja tensión (BT) conecta con las instalaciones eléctricas de los usuarios a tensiones de 400 y 230 V. En todo el suministro los parámetros eléctricos son: • Nº de fases. Trifásico, monofásico (BT). saber más El valor de la frecuencia de red para toda Europa y gran parte del mundo está normalizado en un valor de 50 Hz; sin embargo, algunos países de América utilizan 60 Hz. Respecto a la tensión, toda aquella cuyo valor nominal entre fases sea superior a 1 000 V se considerará alta tensión (AT). Dichas líneas se rigen por el Reglamento de Líneas Eléctricas Aéreas de Alta Tensión (RLAT), ITC-LAT 07. • Tensión de servicio nominal. Tensión eficaz entre fases de la línea. • Frecuencia. 50 Hz. Un esquema del sistema de suministro eléctrico es el siguiente: 220 kV 66 kV 22 kV Central a Trafo Trasmisión en A.T. Trafo Trafo 15 kV Distribución en M.T. Trafo 400 / 230V Trafo Distrib. en B.T. Figura 2.3. Sistema de suministro eléctrico. (Cortesía de www.tuveras.com). Desde el punto de vista eléctrico puede expresarse más detalladamente del siguiente modo: PRODUCCIÓN IÓN TRANSPORTE DISTRIBUCIÓN MAT Primaria Secundaria Secundar AT MT BT Central EE 6 - 18 kV a SET 400 - 220 - 132 kV CT STD 66 - 45 - 30 kV 3 - 11 - 20 kV Figura 2.4. Esquema del sistema de suministro eléctrico. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. 400 / 230 V Unidad 2 36 Atendiendo al Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión (REBT) y al Reglamento de Líneas Eléctricas Aéreas de Alta Tensión (RLAT), se realiza la clasificación de las líneas en función de la tensión de la red y de su principal uso en el sistema eléctrico. TENSIÓN DE SERVICIO EN C.A. (valores eficaces/tensión nominal) TIPO 230 V / 400 V USO Baja tensión (BT) Un ≤ 1 kV Distribución BT Media tensión (MT) 1 kV < Un ≤ 30 kV (3ª Categoría) 20 kV Distribución MT Alta tensión (AT) 30 kV < Un ≤ 66 kV (2ª Categoría) 66 kV Distribución AT y transporte Muy alta tensión (MAT) 66 kV < Un < 66 kV (1ª Categoría) 132 kV Transporte Muy alta tensión (MAT) Un ≥ 220 kV (Categoría especial) 220 kV / 400 kV Transporte En el sistema de suministro eléctrico se pueden distinguir: • Estación o subestación transformadora. Su función básica es conectar entre sí varios elementos de la red con el fin de hacer llegar la energía generada en las centrales eléctricas hasta los consumidores. Esta función exige modificar la tensión de la energía eléctrica, ya sea elevándola para su transporte a grandes distancias o disminuyéndola para uso de los consumidores. a Figura 2.5. Subestación transformadora. En la subestación, además, se recoge toda la información relativa al funcionamiento de los equipos y elementos de la red de transporte, siendo todos los resultados enviados continuamente al Centro de Control Eléctrico (CECOEL). Allí, con los datos recibidos, se analiza el funcionamiento del sistema eléctrico en su conjunto y se toman las decisiones oportunas para garantizar la seguridad y continuidad del suministro. caso práctico inicial Para Isabel será útil conocer el RLAT, en él se especifica que las líneas de MT de distribución son líneas de 3ª categoría. También es importante recordar que existen redes de distribución en BT, no solo en MT. • Subestación de generación. Eleva la tensión de la energía eléctrica que sale de la central para conectarla a la red de transporte. La función de este proceso es el de minimizar las pérdidas producidas en los conductores debidas al efecto Joule. • Subestación de transporte. Conecta entre sí varias líneas de alta tensión para conseguir una red mallada. El proceso es directo si las redes son de la misma tensión, pero habrá que utilizar transformadores si las tensiones son diferentes. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Centros de transformación 37 • Subestación distribución. Transforma la energía en alta tensión que circula por la red de transporte a tensiones inferiores para que, a través de las redes de distribución, la electricidad llegue al consumidor final, ya sea en el ámbito industrial o doméstico. • Centro de Control Eléctrico (CECOEL). Es el responsable de la operación y supervisión coordinada en tiempo real de las instalaciones de generación y transporte del sistema eléctrico español. El CECOEL emite las instrucciones de operación del sistema de producción y transporte con el fin de garantizar la seguridad y calidad del suministro eléctrico. Consumo doméstico Subestación de distribución 4 saber más Red Eléctrica de España, S.A. transporta la energía eléctrica en alta tensión y gestiona las infraestructuras eléctricas que componen la red de transporte, conectando las centrales de generación con los puntos de distribución a los consumidores. La Ley 17/2007 del 4 de julio confirmó la condición de Red Eléctrica como gestor de la red de transporte y le atribuyó la función de transportista único en régimen de exclusividad. En 2010 Red Eléctrica se constituye en el transportista único y operador del sistema eléctrico. Red de distribución 5 Centro de control eléctrico Consumo industrial de 132 kV a 12,5 kV 3 Subestación de transformación 2 1 Centrales de generación Red de transporte 220 kV y 400 kV 1. Centros o plantras de generación 2. Líneas de transporte de AT 3. Estaciones transformadoras (subestaciones), reducen la tensión (AT/MT, MT/BT) 4. Líneas de distribución de media y baja tensión, conectan con los puntos de consumo 5. Centro de control eléctrico, CECOEL a Figura 2.6. Sistema eléctrico CECOEL. (Cortesía de Red Eléctrica de España). Para lograr el equilibrio entre generación y consumo, el CECOEL prevé la cantidad de energía que va a ser necesaria en todo el país, manejando innumerables datos: previsiones climatológicas, días en los que los grandes estadios de fútbol albergan un partido, fiestas patronales de cada región, huelgas en la industria o, incluso, acontecimientos que tendrán encendidos miles de televisiones a la vez. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 2 38 2. Constitución de una red de distribución Una red de distribución está compuesta por los siguientes elementos: • Centro de reparto. Lugar donde una o más líneas de AT se derivan en otras de la misma tensión. Es necesario, además, que aloje los dispositivos de protección necesarios de las líneas derivadas. • Líneas de distribución en MT. Líneas de AT (20 kV) que, partiendo de la subestación o centro de reparto, alimentan a los CT. • Centro de transformación. Incluye la instalación con toda la aparenta necesaria para la reducción de las líneas de MT (20 kV) a líneas de BT (400/230 V). Alojará un transformador cuya entrada será de MT y salida de BT, así como toda la aparenta necesaria para maniobra y protección. a Figura 2.7. Transformador. • Líneas de distribución en BT. Líneas de BT (400/230 V) que, partiendo del CT, alimentan a los usuarios o abonados. Conexión Red AT > 20 kV Derivación en AT Subestación. transformación (66/20 kV) Líneas de MT de distribución (20 kV) Reparto. De una línea de AT derivan otras de igual tensión CT Líneas distribución BT (400/230 V) 2.8. Acometida eléctrica a una vivienda. a Figura a Figura 2.9. Sistema eléctrico. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Centros de transformación 39 2.1. Tipos de conexión en las redes de distribución El tipo de conexión dependerá de la superficie de la zona, de la potencia máxima prevista y del tipo de conexión a la red existente. • Red lineal. Constituida por una línea de distribución en AT alimentada por uno o por dos lados (alimentación doble) y por las líneas de distribución en BT que se necesiten. Red de MT con alimentación doble CT1 CT2 caso práctico inicial Aquí se indican los distintos tipos de conexión de las redes de distribución, información que necesitará Isabel en sus tareas de mantenimiento de centros de transformación. CT3 Red de BT a Figura 2.10. Red de distribución lineal. • Red en anillo. Formada por una línea de distribución de AT, que se cierra sobre sí misma (configuración en anillo), y por sus correspondientes líneas de distribución en BT. CT1 MT CT2 CT3 Red en anillo de M.T. CT4 CT5 CT6 Red de BT a Figura 2.11. Red de distribución en anillo. • Red en anillos múltiples. Consiste en una variación de la red en anillo. Está formada por varias redes conectadas a una subestación o centro de reparto cerradas en anillo. Cada anillo puede disponer de un número determinado de CTs con sus correspondientes líneas de distribución en BT. AT Subestación BT a Figura 2.12. Red de distribución en anillos múltiples. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 2 40 3. Aparamenta utilizada en alta tensión A continuación se describirán los elementos más utilizados en AT: • El fusible. Es un elemento de protección contra cortocircuitos y sobrecargas en la línea. Su funcionamiento se basa en la ley de Joule, su curva de funcionamiento se denomina de tiempo inverso. a caso práctico inicial Son muy importantes las diferencias entre el seccionador y el interruptor. Figura 2.13. Fusibles. (Cortesía de Ningbo Smppo Electric Co. Ltd.). • Seccionador. Es el elemento de corte que aísla eléctricamente dos líneas. Debe proporcionar una distancia segura de corte entre las partes con y sin tensión. Se maniobrará siempre en vacío y su accionamiento siempre será manual, proporcionando una comprobación visual de su estado (abierto o cerrado). a Figura 2.14. Seccionador. (Cortesía de Fammie Fami S.A). • Interruptor. Es un elemento de maniobra o corte que proporciona una apertura y cierre seguros del circuito a maniobrar. Puede accionarse en vacío o en carga, siendo su accionamiento de forma manual o automática, pero siempre de apertura y cierre bruscos. No proporciona una comprobación visual de su estado de abierto o cerrado. saber más Poder de corte es la máxima intensidad que puede cortar un elemento a una tensión determinada y seguir funcionando. Poder de cierre es la máxima intensidad que puede soportar un aparato al cerrar un circuito. Se miden en kA. a Figura 2.15. Interruptor seccionador aislado en aire. (Cortesía LS Industrial Systems). © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Centros de transformación 41 • Interruptor-seccionador. Combina las propiedades del interruptor y las del seccionador para la maniobra y corte de distancia. • Interruptor con fusible o ruptofusible. Elemento de maniobra y protección que lleva unos fusibles asociados que, al fundirse, realizan la apertura de dicho interruptor. • Interruptor automático. Dispone de un elemento para maniobra o corte con apertura automática. • Los pararrayos autovalvulares o autoválvulas. Aparato de protección contra sobretensiones de tipo atmosférico (rayo). Contiene en su interior una substancia semiconductora que a tensión de funcionamiento es aislante. Si la tensión aumentara bruscamente (rayo), esta substancia se convertiría en conductora, derivando a tierra dicha sobretensión. 2.16. Ruptofusible. (Cortesía de Laboratorio Electrotécnico, s.c.c.l.). a Figura A B C D A. Conexión de línea B. Protección superior C. Bloques de resistencias variables al óxido de zinc D. Porcelana electroquímica E a E. Base soporte y conexión a tierra Figura 2.17. Autoválvula. • Terminación de AT. Empleado para la conexión de una línea de AT a la aparamenta de maniobra. En los esquemas eléctricos los símbolos de algunos elementos descritos son: PdC = 0 Pd Cierre = 0 Fusible Interruptor con fusibles a Seccionador Interruptor automático 2.18. Terminación de AT. (Cortesía de Raychen). a Figura PdC = 0 Pd Cierre = 0 Seccionador de puesta a tierra Pararrayos autovalvular Interruptor Interruptor seccionador Terminación de AT botella terminal Figura 2.19. Símbolos de aparamenta. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 2 42 4. Componentes básicos de un centro de transformación Se define como centro de transformación (CT) a la instalación provista de uno o varios transformadores de potencia, reductores de MT (20 kV) a BT (400/230 V), con la aparamenta y obra complementaria precisa. caso práctico inicial En este apartado se indican los elementos básicos que constituyen un CT. Básicamente, los elementos que constituyen un CT son los siguientes: envolvente, alimentación en AT, aparamenta de maniobra y protección en AT, transformador, aparamenta de BT (cuadro de BT) e instalación de puesta a tierra. 4.1. Envolvente Se entiende como envolvente al recinto de hormigón, metálico o construido de ladrillo, donde se ubican los transformadores y la aparamenta necesaria. a Figura 2.20. Centro de transformación. (Cortesía de Schneider Electric). 4.2. Alimentación en alta tensión (AT) Como se ha visto con anterioridad, al centro de transformación llega el suministro en alta tensión. Cada línea de red en AT que conecte con el CT, lo hará en una celda de línea. Se llema celda de línea al conjunto formado por un seccionador de línea, un interruptor de línea y un seccionador de puesta a tierra. En las instalaciones existentes, se pueden encontrar distintas variaciones respecto a esa configuración base: • No existe seccionador de puesta a tierra, siendo necesaria la utilización de equipos portátiles de puesta a tierra adecuados al nivel de tensión de la instalación. Celda de línea 2.21. Celda de línea. (Cortesía de Schneider Electric). a Figura • Celda de línea formada por un seccionador de línea sin interruptor. • Celda de línea formada por un interruptor - seccionador. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Centros de transformación 43 4.3. Aparamenta de maniobra y protección en alta tensión (AT) Distinguimos dos elementos básicos: • Celda de protección. Es una por cada transformador, conteniendo los elementos de protección del mismo. La tensión nominal de toda la aparamenta de AT, seccionadores, interruptores y disyuntores debe ser 20-24 kV y, además, que todos los elementos de maniobra sean tripolares con mando mecánico. • Celda de medida. Solamente en el caso en que la medida se realice en media tensión (centros de transformación de abonado). Además de los contadores de energía activa y reactiva, se utilizan transformadores de tensión e intensidad para conectar los contadores. 4.4. Transformador Celda de protección a Figura 2.22. Celda de protección. (Cortesía de Schneider Electric). En los CT hay uno o dos transformadores (ubicados en un compartimento o celda), tantos como celdas de protección. Los transformadores de distribución serán trifásicos y con neutro accesible en BT. Pueden ser, además, en baño de aceite, silicona o secos. 4.5. Aparamenta de BT (cuadro de BT) El cuadro de BT estará constituido por un envolvente metálico dentro del cual se encuentran las unidades siguientes: unidad de embarrado, unidad de protección y unidad de control. Por otro lado, el cuadro tendrá un grado de protección IP-20, UNE 20 324 y soportará un grado de protección IK08, UNE EN 50 102. Figura 2.23. Celda de medida. (Cortesía de Schneider Electric). a 4.6. Instalación de puesta a tierra Se conectarán a tierra todas las partes metálicas de los equipos que, normalmente, no están energizados, pero que en caso de fallas pueden quedar sometidos a la tensión del sistema. También se conectará el punto neutro del transformador instalado. Las tierras que se instalen en un CT se harán según normativa UNESA. 5 3 1 2 4 1. Celdas de línea 2. Celda de protección a 3. Transformador 4. Cuadro de BT 5. Envolvente Figura 2.24. Configuración del CT. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 2 44 5. Tipos de centros de transformación Los centros de transformación pueden clasificarse de acuerdo a distintos criterios. Los más comunes son: 5.1. Según su alimentación caso práctico inicial En este apartado se indican los distintos tipos de CTs. Que podemos encontrar. En función de cómo llega el suministro eléctrico, se distinguen: • Alimentación en punta. Es aquel que tiene, únicamente, una línea de alimentación. Estará conectado en derivación con la red principal o constituirá el punto final de dicha red. 1L1P. • Alimentación en paso (anillo o bucle). Es aquel que tiene una línea de entrada y una o más líneas de salida hacia otro/s centro/s de transformación. Permite seccionar la red de media tensión. 2L1P. En la figura siguiente se muestra una configuración en la que 1, 2 y 3 presentan alimentación en paso, y 4 alimentación en punta. 4 1 2 3 a Figura 2.25. Tipos de CT según alimentación. 5.2. Según su propiedad Se distinguen dos tipos: • CT de empresa o de compañía. Es propiedad de la empresa suministradora, y de él parten las redes de distribución en BT. Tiene una o varias celdas de línea y una celda de protección por cada transformador montado. No se realiza medida de energía. • CT de cliente o abonado. Es propiedad del cliente, aunque la red de entrada sea de la compañía suministradora. Existen dos variantes: – Con equipos de medida en BT. Centros de baja potencia, normalmente intemperie sobre apoyos. – Con equipos de medida en MT. Centros de mayor potencia, donde una parte del centro pertenece a la empresa suministradora y el resto al cliente. 5.3. Según su emplazamiento Pueden dividirse en: • CT de intemperie o aéreo. Puede ser sobre apoyo o compacto bajo apoyo. • CT de interior. Puede ser en superficie o subterráneo. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Centros de transformación 45 5.4. Según su acometida Se distinguirán: • Con acometida aérea. Se alimentan con una línea eléctrica de MT tipo aérea. Los conductores utilizados son cables desnudos y entran en el centro de transformación a través de aisladores pasamuros. • Con acometida subterránea. La línea de AT es de tipo subterránea, con cables aislados y entrada en el centro de transformación por la parte inferior de este. a Figura 2.26. Tipos de CT según acometida. 6. Centros de transformación de intemperie Este tipo de centro de transformación suele usarse en zonas rurales, en suministros provisionales o en instalaciones aisladas. Para su instalación se debe disponer de una acometida aérea en punta (final de línea) o bien de una línea pasante de la que se derive una línea hasta el centro de transformación. Las dos variantes fundamentales son: sobre apoyo y compacto bajo apoyo. 6.1. CT de intemperie sobre apoyo Se utiliza principalmente en zonas rurales. El transformador se instala sobre un bastidor en la columna o apoyo de fin de línea (tipo HV 2000 ó C 2000). El transformador va colocado sobre un soporte metálico, la parte inferior de la cuba y las masas de los equipos se colocarán a 3 m como mínimo del suelo, 5 m para partes bajo tensión y en servicio. Los bornes de baja tensión del transformador se conectarán con conductores RZ, 6/1 kV 3x150/80 mm2 Al al interruptor tetrapolar automático de intemperie (fusibles seccionables en carga), alojado en una caja de poliéster con fibra de vidrio con entrada y salida de cables por su parte inferior (cuadro de BT) y con accionamiento manual. Algunas características son: • Los transformadores serán trifásicos sumergidos en aceite, tipo poste con potencias de 50 a 100 kVA. • Los seccionadores fusibles se trasladarán al último apoyo anterior al CT de intemperie y nunca se colocarán en el mismo apoyo que la máquina. a Figura 2.27. Seccionador fusible. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 2 46 • La protección contra sobrecargas se realizará con pararrayos de resistencia variable (autoválvulas). Seccionador - fusible Autoválvulas U ≤ 30 kV P ≤ 160 kVA Yzn11 CPM • Dispondrá de tierra de masas y tierra de neutro independientes. La protección puede verse en el siguiente esquema: 2 1 Caja de protección y media 1. Puesta a tierra de protección (cable de cobre desnudo de 50 mm2) 2. Seccionador fusible 3 Figura 2.28. Esquema CT sobre apoyo. (Cortesía de Hormilec S.L.). a 4 3. Alimentación transformador – cuadro BT (conductor trenzado tipo RZ 0,6/1 kV 3x150 Al/80 Alm) 4. PaT. Servicio neutro (cable de cobre aislado, DN 0,6/1 kV 50 mm2) 5. Puesta a tierra de protección 5 a Figura 2.29. Protección CT de intemperie sobre apoyo. 6.2. CT de intemperie compacto bajo apoyo Este tipo se compone de un pequeño edificio de tipo monobloque, fabricado de hormigón armado con una puerta de cerradura normalizada para acceso al compartimiento de BT. Se utilizará en zonas rurales cuya demanda de carga no supere los 250 kVA, y se ubicará de forma que tenga fácil y libre acceso para vehículos. Se emplazará anexo a un apoyo de línea aérea de MT y a una distancia de este en la que sea visible el dispositivo para maniobras de alimentación del centro (cortacircuitos fusibles de expulsión-seccionadores). El transformador queda separado del recinto de BT por una malla metálica. a Figura 2.30. Esquema de un CT compacto bajo apoyo. (Cortesía de Hormilec S.L.). © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Centros de transformación 47 Por otro lado es importante conocer los esquemas unifilares de este tipo de sistemas. Se muestran a continuación las variantes bajo apoyo en el caso de CT de empresa y de abonado: Apoyo Apoyo DHZ1 12/20 kV 1 x 50 mm2 AI DHZ1 12/20 kV 1 x 50 mm2 AI AT BT Edificio prefabricado RZ 0,6/1 kV 1 x 240 mm2 AI Temperatura Edificio prefabricado RZ 0,6/1 kV 1 x 240 mm2 AI Temperatura Activa kWh Reactiva kVArh Contadores Maxímetro Esquema unifilar CT bajo apoyo - compañía a Figura Esquema unifilar CT bajo apoyo - abonado 2.31. Esquema CT bajo apoyo de compañía (derecha) y de abonado (izquierda). (Cortesía de Hormilec S.L.). 7. Centros de transformación de interior Son todos aquellos instalados en recintos cerrados. 7.1. CT de interior subterráneo Se instalan bajo la vía pública, aunque también se pueden englobar en esta denominación aquellos que se instalan en los sótanos de algunos edificios. a Figura 2.32. CT interior subterráneo. (Cortesía de Ormazabal). Son fácilmente localizables, ya que, a ras del suelo, se abren unas rejillas para su correcta ventilación. El acceso al local se realiza a través de escalerillas cuya entrada se sitúa al nivel del suelo. La potencia máxima será de 1 000 kVA. a Figura 2.33. CT interior subterráneo (esquema). © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Reloj conmutación Unidad 2 48 7.2. CT de interior de superficie Sus accesos están a nivel de la calle y existen dos tipos: • En local: forma parte de un edificio. • Independiente: aislado de cualquier edificación. Los dos tipos pueden ser prefabricados de hormigón, metálicos o construidos de ladrillos convencionales. Las dimensiones de los locales deben ser tales que, permitan el movimiento y la colocación de los elementos y la maquinaria necesaria. También debe haber hueco para realizar todas las maniobras propias de la explotación. Además, tendrán un nivel de iluminación de 150 lux (2 puntos de luz y una base de enchufe). 7.3. Características constructivas de los CT de interior Como se ha indicado con anterioridad, los CT de interior deben contar con unas dimensiones interiores y de acceso que posibiliten las maniobras en su interior. Algunas particularidades constructivas son las siguientes: caso práctico inicial En este apartado pueden verse las dimensiones mínimas que deben tener los pasillos y zonas de protección en un CT. Un correcto diseño facilitará su trabajo a Isabel. • Accesos a centros de transformación. Para evitar accidentes y facilitar las tareas de montaje y mantenimiento cabe destacar lo siguiente: – Las puertas serán abatibles y se abrirán hacia el exterior del recinto. – Se prohibe el empleo de pavimentos deslizantes en las proximidades de elementos en tensión. – El acceso a las máquinas y aparatos principales debe ser fácil. – El local será de fácil acceso, directo y permanente desde la vía pública, tanto si es de la empresa suministradora como si lo es de propiedad particular. – Podrá tener una o dos puertas. Si solamente tiene una, dicha puerta servirá para el acceso del personal y para acceder al transformador, debiendo ser sus dimensiones mínimas de 1,25 m (ancho) y 2,25 m (alto). – Si existe puerta exclusiva para personal, sus dimensiones serán: 0,9 m (ancho) y 2,25 (alto). a Figura 2.34. CT de interior de superficie en local. • Conducciones de agua. Queda prohibida la instalación de conducciones de agua, calefacción y cualquier otro servicio en el interior del recinto de los CT. La red general de alcantarillado debe estar situada en un plano inferior al de las instalaciones eléctricas subterráneas, salvo causas especiales. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Centros de transformación 49 • Pasillos y zonas de protección. Se fijan unas dimensiones mínimas con el fin de facilitar los movimientos en el interior. – Maniobra. Las dimensiones dependerán de los elementos en tensión que haya. ◗ Con elementos en tensión a un solo lado: 1 m. ◗ Con elementos en tensión a ambos lados: 1,2 m. – Inspección. Si solo se requiere espacio para una eventual inspección de las instalaciones: ◗ Con elementos en tensión a solo un lado: 0,8 m. ◗ Con elementos en tensión a ambo lados: 1 m. En cualquier caso los pasillos deberán estar libres hasta una altura de 2,30 m. 1,2 m 0,90 m 1,25 m 1m a Figura 2.35. Dimensiones de accesos y pasillos. Queda del siguiente modo: 2,30 m a Figura 2.36. Altura libre pasillos. • Ventilación. Deberán poseer ventilación con tiro natural de aire, sus dimensiones dependerán de la potencia de los transformadores. Las rejillas situadas en la zona del transformador serán flotantes respecto del sistema de tierras y con un IP33. Estas rejillas estarán a una altura mínima sobre el suelo de 0,3 m y 2,3 m con una separación vertical mínima de 1,3 m. En la siguiente figura se muestran las dimensiones indicadas con anterioridad: B A H ≥ 2,30 m 2,25 m ≥ 0,30 m a Figura 2.37. Dimensiones y disposición rejillas ventilación. Las dimensiones se muestran en la siguiente tabla: Tipo CT Sencillo Doble Tensión nominal de la línea (U) Dimensiones mínimas (cm) A B H < 20 kV 420 540 280 20 < U ≤ 30 kV 480 600 360 < 20 kV 420 600 280 20 < U ≤ 30 kV 480 720 360 © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 2 50 8. Elementos constitutivos del centro de transformación prefabricado recuerda Los centros de transformación prefabricados se sitúan en emplazamientos accesibles para el público, por tanto deben asegurar la protección de las personas, tanto de los operarios como del público en general. Es de particular importancia la descripción del centro de transformación prefabricado. Los elementos básicos son: • edificio (envolvente) prefabricado de hormigón, • celda de alta tensión, • interconexión celda AT-transformador, • fusibles limitadores de AT, • transformador de MT/BT, • interconexión transformador-cuadro BT, • cuadros modulares de BT. Un esquema básico de dicho CT es el siguiente: Celdas Entrada AT Salida AT Protección Fusible Interconexión AT - Trafo Transformador Interconexión Trafo - Cuadro BT Cuadro BT a Figura 2.38. Esquema de los elementos de un CT prefabricado. (Cortesía Iberdrola S.A.). 8.1. Edificios prefabricados de hormigón a Figura 2.39. Edificio prefabricado de hormigón para CT. Los edificios prefabricados serán del tipo EP-1; EP-1T o EP-2 y cumplirán con las características generales especificadas en la norma NI 50.40.04. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Centros de transformación 51 8.2. Celdas de alta tensión Los tipos de celdas a utilizar en los CT serán con aislamiento y corte en SF6, extensibles (CE) o no extensibles (CNE) pudiendo, indistintamente, englobar las funciones de línea y/o de protección. Los tipos de celdas para cada tipo de edificio serán los indicados en la tabla siguiente, y cumplirán lo especificado en la norma NI 50.42.11. TIPOS DE CELDAS TIPO DE CASETA EXTENSIBLES CE-L-SF6-24 EP-1 CE-P-F-SF6-24 Edificio prefabricado CE-L-SF6-36 CE-P-F-SF6-36 CE-2L1P-F-SF6-24 NO EXTENSIBLES CNE-P-F-SF6-24 CNE-2L1P-F-SF6-24 CNE-3L-SF6-24 CNE-2L1P-F-SF6-36 Idénticas al tipo EP-1, pero con telemando o con previsión de ampliación EP-1T EP-2 (máquinas) CE-2L1P-F-SF6-24+ CE-L-SF6-24 CNE-3L1P-F-SF6-24 CE-2L1P-F-SF6-24+ CE-P-F-SF6-24 CNE-2L2P-F-SF6-24 CE. Celda extensible CNE. Celda no extensible L. Función de línea P. Función de protección TELE. Telemando MM. Mando motorizado F. Protección por fusible 3L. Tres funciones de línea 2L1P. Dos funciones de línea y una de protección 2L2P. Dos funciones de línea y dos de protección 3L1P. Tres funciones de línea y una de protección 3L2P. Tres funciones de línea y dos de protección SF6. Dieléctrico de hexafluoruro de azufre 24/36. Tensión asignada de la celda 24 ó 36 kV Dos ejemplos de la representación de celdas son: 1 2 5 3 4 CE - 2L1P - F - SF6 - 24 - MM a CE - 2L2P - F - SF6 - 24 - MM Figura 2.40. Esquemas de tipos de celda. (Cortesía Iberdrola S.A.). Los elementos que aparecen en la figura anterior son: interruptor seccionador (1), interruptor seccionador con fusibles (2), detector de presencia de tensión (3), terminaciones MT (4) y seccionador puesta a tierra PaT (5). © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 2 52 Además de los esquemas vistos con anterioridad, es posible otro tipo de representación. Algunas variantes se muestran a continuación: + a Figura 2.41. Celdas CT 2L1P. (Cortesía de Schneider Electric). + a Figura + a Figura 2.42. Esquema CT 2L1P. a Figura 2.44. Esquema CT 2L2P. a Figura 2.46. Esquema CT 3L1P. + 2.43. Celdas CT 2L2P. (Cortesía de Schneider Electric). + a Figura + + + 2.45. Celdas CT 3L1P. (Cortesía de Schneider Electric). Una vez descritos los esquemas generales de las celdas, es interesante resaltar otras configuraciones muy frecuentes donde destacan los esquemas en punta, aéreos en punta y en bucle, y el correspondiente al CT de un particular. • En punta. Se utilizan para transformadores de potencia inferior a 400 kVA. En la figura siguiente, A representa la celda prefabricada para línea y remonte del embarrado, y B la celda prefabricada para aparatos de protección del transformador. Queda lo siguiente: A B + Figura 2.47. Celdas de un CT en punta (izquierda). (Cortesía de Schneider Electric). Esquema de un CT en punta (derecha). a © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Centros de transformación 53 • Aéreo en punta y aéreo en bucle. También se utilizan para transformadores con una potencia máxima de 400 kVA. En las figuras siguientes aparecen los dos casos con sus respectivos elementos: (1) autoválvulas, (2) pasamuros, (3) interruptor seccionador con fusibles, (4) seccionador de puesta a tierra, (5) transformador, (6) cuadro e BT, (7) interruptor seccionador y (8) salida de MT. 2 2 3 1 5 1 6 3 7 4 5 6 4 8 a Figura 2.48. Esquema de un CT aéreo en punta (izquierda) y aéreo en bucle (derecha). • De abonado o cliente. Propiedad particular. El esquema queda: + a + + + Figura 2.49. Celdas de un CT de abonado. (Cortesía de Schneider Electric). Medida en AT. Trafos de tensión e intensidad incorporados 7 a 7 Figura 2.50. Esquema de un CT de abonado. 8.3. Interconexión celda MT - transformador La conexión eléctrica entre la celda de alta y el transformador de potencia se realiza con cable unipolar seco de 50 mm2 Al de sección y del tipo DHZ1, empleándose una tensión asignada del cable de 12/20 kV para tensiones asignadas de CT de hasta 24 kV, y una tensión asignada del cable de 18/30 kV para tensiones asignadas de CT de 36 kV. a Figura 2.51. Interconexión MT - Trafo. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 2 54 caso práctico inicial En las conexiones del transformador con la celda MT, se debe utilizar cable unipolar seco de Al, de 50 mm2 de sección con conductor tipo DHZ1 de 12/20 kV. Estos cables dispondrán en sus extremos de terminales enchufables rectos o acodados de conexión sencilla, siendo de 24 kV / 200 A para CT de hasta 24 kV, y de 36 kV / 400 A en los CT de 36 kV. a Figura 2.52. Terminales MT. (Cortesía 3M y Prysmian). 8.4. Fusibles Limitadores de AT Los fusibles limitadores instalados en las celdas de AT deben ser de los denominados fusibles fríos hasta 36 kV. Sus características técnicas están recogidas en la norma NI 75.06.31. 2.53. Fusibles de AT. (Cortesía de Ibérica de Aparellajes). a Figura 8.5. Transformador Los transformadores a utilizar en este tipo de CT son los que tienen como dieléctrico aceite mineral, aunque, en la actualidad, también se emplean transformadores secos encapsulados en resina epoxi. Sus características técnicas están recogidas en la norma NI 72.30.00. Figura 2.54. Transformador Epoxi (izquierda). (Cortesía WEG). Transformador en baño de aceite (derecha). (Cortesía de Schneider Electric). a 8.6. Interconexión Transformador - Cuadro BT La conexión eléctrica entre el transformador de potencia y el módulo de acometida (AC) se debe realizar con cable unipolar de 240 mm2 de sección, con conductor de aluminio tipo RV y de 0,6/1 kV, que se especifica en la norma NI 56.31.21. 2.55. Interconexión Transformador - Cuadro BT. a Figura El número de cables será siempre de 3 para cada fase y 2 para el neutro. Estos cables dispondrán en sus extremos de terminales bimetálicos del tipo TBI-M12/240 (NI 58.51.73). © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Centros de transformación 55 8.7. Cuadros modulares de BT caso práctico inicial El CT dispondrá de un cuadro de BT con 4 salidas formado por un módulo de acometida (AC) por cada transformador. Es posible ampliar el cuadro a 8 salidas con la incorporación de un módulo de ampliación (AM) por cada módulo de acometida. En las conexiones del transformador con el cuadro de BT, se debe utilizar cable unipolar de 240 mm2 de sección con conductor de Al tipo RV de 0,6/1 kV. Trafo distribución A Interruptor tetrapolar Módulo de ampliación 1F + N Trafo aislamiento Módulo de acometida 4 salidas a Figura 2.56. Esquema de cuadros BT y ampliaciones. (Cortesía Hidrocantábrico). 2.57. Cuadro BT. (Cortesía de Pronutec). a Figura 9. Instalación de puesta a tierra (PaT) en centros de transformación Las prescripciones que deben cumplir las instalaciones de puesta a tierra (PaT), vienen reflejadas con detalle (tensión de paso y tensión de contacto) en el apartado 1 Prescripciones Generales de Seguridad del MIE-RAT 13. 9.1. Sistemas de puesta a tierra (PaT) caso práctico inicial En este apartado se indican los elementos que deben conectarse a la PaT de un CT. Isabel debe conocerlos si es la encargada de su mantenimiento. Dos son los sistemas de puesta a tierra que se analizarán: puesta a tierra de protección (masas) y puesta a tierra de servicio (neutro). • Puesta a tierra de protección (masas). Tiene por finalidad limitar eventualmente la tensión a tierra de aquellas partes de la instalación eléctrica, normalmente sin tensión, pero que pueden ser puestas en tensión a causa de un defecto. Para la línea se empleará cable de cobre desnudo, de 50 mm2 de sección, especificado en la NI 54.10.01. A la línea de PaT de protección deben conectarse: (1) pantallas, enrejados o puertas metálicas de protección contra contactos directos, (2) masas de los circuitos de MT, (3) armaduras metálicas de solera, (4) envoltura o pantalla de los cables de MT, (5) cuba del transformador/res y (6) masas de los circuitos de BT. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 2 56 Todos estos elementos se muestran en el siguiente esquema: 2 5 6 3 4 8 a Figura 2.58. PaT de protección. Además de los elementos indicados, también deben conectarse: la celda de alta tensión (en dos puntos), una pantalla del cable DHZ1 en los extremos de conexión al transformador y el envolvente metálico del cuadro de BT. • Puesta a tierra de servicio (neutro). Son las tierras del circuito eléctrico o aparatos, que permitirán el funcionamiento de estos o un funcionamiento más regular y seguro del circuito. A la PaT de servicio (neutro) se conectará la salida del neutro del cuadro de BT, además de otros elementos como: (1) pararrayos de MT, (2) seccionadores de PaT, (3) bornes de PaT de los trafos de tensión e intensidad y (4) el neutro de los circuitos de BT. 4 1 2 3 a caso práctico inicial Cuando haya que mantener los sistemas de PaT de protección y servicio (neutro) independientes, en las zonas de cruce del cable de la línea de PaT de servicio con el electrodo de PaT de protección la separación mínima debe ser de 40 cm. Figura 2.59. PaT de servicio o neutro. Para la línea de PaT de servicio se utilizará cable de cobre aislado de 50 mm2 de sección tipo DN-RA 0,6/1 kV, protegido, como mínimo, con tubo de PVC de grado de protección 7 contra daños mecánicos. Esto queda especificado en la NI 56.31.71. Las PaT de protección y servicio (neutro) se establecerán separadas, salvo cuando el potencial absoluto del electrodo sea menor o igual a 1 000 V (resistencia del sistema de PaT < 1 Ω), en cuyo caso se establece una tierra común. De todos modos, lo normal es tener valores de de resistencia de tierra de entre 10 y 20 Ω, y establecer ambos sistemas por separado. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Centros de transformación 57 9.2. Circulación de intensidades de corriente en el terreno Cuando una corriente atraviesa una toma de tierra instalada en un terreno de resistividad más o menos homogénea, se debe tener en cuenta: • El 80 % de la caída de tensión se produce en un radio de 0,3 m alrededor del electrodo. • El 93 % de la caída de tensión tiene lugar en un radio de 1,8 m, aproximadamente. • El gradiente de tensión en las proximidades de los electrodos de PaT es elevadísimo cuando circula corriente, siendo, por tanto, peligroso pisar en las proximidades de dichos electrodos. • El gradiente de potencial se reduce al colocar electrodos en paralelo, siendo, este sistema, desde el punto de vista de la seguridad, mejor que colocar un solo electrodo en profundidad. V4 V3 V2 V1 V0 I V I I I I I I Figura 2.60. Gradientes de tensión e intensidad en el terreno. (Cortesía de Schneider Electric). a 9.3. Tensión de paso Se define como tensión de paso a la parte de la tensión a tierra que puede ser puenteada por una persona entre los dos pies, considerándose el paso de una longitud de 1 m. De una forma más sencilla, se podría definir como la diferencia de tensión entre dos puntos de la superficie del terreno separados por una distancia de 1 m. 9.4. Tensión de contacto Se define como tensión de contacto a la fracción de la tensión de PaT que puede ser puenteada por una persona entre la mano y el pie (considerando una distancia de 1 m) o entre ambas manos. De una forma más sencilla se podría definir como la diferencia de tensión entre una estructura metálica puesta a tierra y un punto de la superficie del terreno a una distancia de 1 m. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 2 58 En el siguiente esquema pueden verse las evoluciones de ambas tensiones: Electrodo de puesta a tierra 1m 200 V 1m 180 V 160 V 140 V 120 V 100 V 80 V 60 V 40 V 20 V Tensión de paso 0 a Distancia al electrodo Figura 2.61. Tensiones de paso y de contacto. (Cortesía de Schneider Electric). 9.5. Medidas adicionales de seguridad para las tensiones de paso y de contacto Algunas consideraciones en materia de seguridad son: • Disponer de suelos o pavimentos que aíslen de tierra las zonas peligrosas. • Establecer conexiones equipotenciales entre la zona de acceso y todos los elementos conductores accesibles desde la misma. • En el piso se instalará un mallazo electrosoldado con redondos de diámetro no inferior a 4 mm formando una retícula no superior a 0,3 × 0,3 m. Este mallazo se conectará, como mínimo, en dos puntos, preferentemente opuestos, a la PaT de protección del CT. ≥ 0,30 m • Se establecerá un anillo perimetral de hilo de cobre desnudo de sección 50 mm2, del cual se extraerán varias salidas al exterior. • El mallazo se cubrirá con una capa de hormigón de 10 cm de espesor, como mínimo. 9.6. Sistemas antitensión de paso y contacto Mallazo redondo ø ≥ 4mm ≥0,30 m ≥ 0,10 m Dos son los sistemas que cumplen esta función: Conexión Pat Protección a Figura 2.62. PaT CT interior. (Cortesía de Schneider Electric). • CH. Consiste en una capa de hormigón seco (ρ = 3 000 Ω · m) que se colocará como acera perimetral en todo el contorno del CT. Sus dimensiones serán de 1,50 m una anchura y 10 cm de un espesor. • SAT. Es un sistema antitensión de paso y contacto que se aplicará sobre la capa de hormigón seco, anteriormente definida. El producto (pinturas aislantes) y su aplicación vienen especificados en la norma NI 09.09.01 Sistema antitensión de paso y contacto. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Centros de transformación 59 • Las puertas y rejillas metálicas que den al exterior no tendrán contacto eléctrico con masas conductoras susceptibles de quedar sometidas a tensión debido a defectos o averías. Un ejemplo interesante de medidas de seguridad se refiere al CT sobre apoyo. ALZADO PLANTA ≥ 1,20 m Mallazo redondo ø ≥ 4mm ≥ 0,30 m ≥ 0,30 m 1,00 m ≥ 1,20 m ≥1,20 m ≥ 0,10 m ≥ 0,20 m 1,00 m a 1,00 m Figura 2.63. PaT CT sobre apoyo. (Cortesía de Schneider Electric). 10. Materiales de seguridad y primeros auxilios El CT dispondrá de los siguientes elementos de seguridad: • Señalización de riesgo eléctrico y placa de instrucciones para primeros auxilios. • Cartel con las instrucciones de maniobra. • Banqueta aislante y guantes de goma para la correcta ejecución de las maniobras. • Pértiga de salvamento en aquellos centros de maniobra interior. • Cartel EPI (medida mínima DIN-A3). a Figura 2.64. Señalización uso de EPI. (Instituto nacional de Seguridad e Higiene en el Trabajo). © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 2 60 10.1. Maniobras de conexión y desconexión Al conectar y desconectar la instalación, habrá que tener en cuenta: • Los seccionadores se han de maniobrar siempre sin carga. • Dar servicio desde el principio al final, o de AT a BT. • Quitar servicio desde el final al principio, o de BT a AT. a Figura 2.65. Material de seguridad. (Instituto Nacional de Seguridad e Higiene en el Trabajo). • Usar los EPI de seguridad (casco, guantes, botas, pértigas, etc.). La secuencia de maniobras para conectar es: 1. Comprobar que las tierras están abiertas. 2. Cerrar el seccionador de la torre. 3. Cerrar el interruptor-seccionador de la celda de entrada. 4. Cerrar el interruptor-seccionador de la celda de protección, y de salida si se desea dar continuidad a la línea. 5. Cerrar el interruptor cuadro de BT. La secuencia de maniobras para desconectar es: 1. Abrir el interruptor del cuadro de BT. 2. Abrir el interruptor-seccionador de la celda de protección. 3. Abrir el interruptor-seccionador de la celda de salida y de entrada. 2.66. Material de seguridad. (Cortesía de Azules de Vergara S.L.). a Figura 4. Abrir seccionador de la torre o apoyo. 5. Verificar con la pértiga la ausencia de tensión. 6. Cerrar los seccionadores de puesta a tierra. 11. Mantenimiento en los centros de tranformación En las instalaciones eléctricas, es necesario un mantenimiento preventivo de los sitemas para evitar los daños que podría ocasionar una desconexión por avería. La revisión debe efectuarse con periodicidad, adecuándola en todo momento a las características de la instalación. Se entiende por mantenimiento preventivo al conjunto de operaciones necesarias para asegurar el funcionamiento de las instalaciones de manera constante, con el mejor rendimiento posible, conservando permanentemente la seguridad del edificio, de las personas y la defensa del medio ambiente. Se deberá confeccionar, para cada CT, una hoja de control que indique las tareas de mantenimiento preventivo desarrolladas, así como las tareas de mantenimiento correctivo ejecutadas. La hoja de control debería contener, al menos, los siguientes datos: • Nº de identificación. • Lugar en el que se han realizado las actividades. • Tareas de mantenimiento preventivo desarrolladas, así como actuaciones de mantenimiento correctivo ejecutadas. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Centros de transformación • Detalles de las deficiencias observadas como producto de las verificaciones realizadas. En caso de ausencia de anomalías, se indicará buen estado o funcionamiento correcto. • Identificación y firma del técnico del mantenimiento. • Cualquier otro dato de interés se podrá incluir en el apartado de observaciones. 11.1. Verificaciones periódicas reglamentarias Verificaciones realizadas cada tres años con el objeto de acreditar el cumplimiento del reglamento de subestaciones y centros de transformación. 11.2. Mantenimiento preventivo y predictivo Pueden distinguirse tres partes: • Verificación de transformadores. Se comprobarán los siguientes aspectos: estado general (corrosiones, bornes, etc.), anclajes, nivel de aceite y existencia de fugas de aceite. • Verificaciones de elementos. Comprobación visual del conjunto interruptor-seccionador, y estado general de: celdas de media tensión, embarrados y conexiones, cuadros de BT, protecciones, distancias mínimas de seguridad e instalaciones auxiliares. También son necesarias las verificaciones y mediciones de la PaT, así como del estado general de la obra civil, accesos al centro y señalizaciones. • Conservación de instalaciones. Algunos aspectos a tener en cuenta son: – Mantenimiento integral de centros de transformación. – Aplicación de raticidas. – Obra civil, drenajes, fosos, galerías, cubiertas y tejados. – Limpiezas de centros de transformación. – Señalización y alumbrado de emergencia. a Figura 2.67. Material de seguridad. (Cortesía de CATU). © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. 61 Unidad 2 62 ACTIVIDADES FINALES ■ 1. La tensión de 132 kV, ¿a qué categoría de líneas está asociada? ■ 2. La tensión de 1 kV, ¿corresponde a AT o BT? ■ 3. ¿Qué nombre recibe la instalación donde se produce el cambio de tensión de AT a BT? ■ 4. ¿Por qué se emplea corriente alterna para alimentar los transformadores? ■ 5. ¿Qué finalidad tiene elevar la tensión de las líneas de transporte eléctrico? ■ 6. ¿Un seccionador y un interruptor cumplen la misma función?, ¿qué es un ruptofusible? ■ 7. Dibujar los símbolos que representan un seccionador y un interruptor. ■ 8. Indicar los elementos de protección de un CT de tipo intemperie. ■ 9. ¿Qué potencias máximas admite un transformador en un CT tipo intemperie?, ¿y en un CT compacto bajo apoyo? ■ 10. ¿A qué alturas mínimas deben estar situadas las rejillas de ventilación de un CT? ■ 11. Sea la figura: 4 7 4 Ve 5 2 2 2 3 1 Responder a las siguientes cuestiones: a) ¿Qué indican los números, 1, 2, 3 y 4? b) ¿Qué tensión se está midiendo en el punto 5? ■ 12. Indicar la aparamenta incluida en la celda de protección de un CT. ■ 13. Indicar los elementos que se conectan a la puesta a tierra de servicio y a la tierra de protección. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Centros de transformación 63 ACTIVIDADES FINALES ■ 14. Explicar las medidas adicionales de seguridad en la puesta a tierra de las masas en un CT de interior y de intemperie, para evitar que se puedan producir tensiones de paso. ■ 15. ¿Qué características debe tener la PaT de servicio? ■ 16. Sea la figura: 6 5 4 3 1 2 Responder a las siguientes cuestiones: a) ¿Qué números están asociados con los elementos de protección? b) ¿Qué números representan: el transformador, los pasatapas de AT y los pasatapas de BT? entra en internet ■ 17. Entrar en la siguiente página <www.ree.es/educacion/educacion.asp> y realizar el trabajo de los operadores del centro de control eléctrico. ■ 18. Visitar la siguientes direcciones: • <www.ree.es/sala_prensa/web/inc/fichero.aspx?ruta=infografias/swf&fichero=vlifrq5y2nvk.swf> • <www.endesa.com/es/> • <www.abb.es/> • <www.weg.net> • <www.siemens.com/energy> • <www.ormazabal.com> • <www.schneiderelectric.es> • <www.inael.com> © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 2 64 PRÁCTICA PROFESIONAL MATERIAL • Telurómetro (consultar instrucciones de uso según el fabricante) • 2 piquetas de acero (o acero cobreado) de 30 cm de longitud y 14 mm de diámetro Medición de la resistencia de puesta a tierra. Uso del telurómetro • Cables del telurómetro de origen • 2 cables flexibles y aislados de las mismas características que los del instrumento de medida, de 100 y 150 m en carretes independientes • Pinzas de cocodrilo u otro sistema que asegure la conexión de las picas a sus respectivos cables OBJETIVO El objeto de esta práctica es medir la resistencia de la instalación de puesta a tierra. PRECAUCIONES • Útil para clavar las piquetas • Comprobar la ausencia de tensión en la tierra a medir. Si se observa presencia de tensión, no realizar la medida, pues debe haber corriente a tierra. • Cinta métrica • No realizar la medida en caso de tormenta o lluvia. • Cuaderno para anotaciones, bolígrafo y calculadora • Desconectar la toma de tierra del punto de puesta a tierra (regleta, borne etc.). CONOCIMIENTOS PREVIOS Para mantener la seguridad de las personas que trabajan en contacto con instalaciones eléctricas, se hace necesario un sistema de puesta a tierra, así como el mantenimiento en óptimas condiciones de operación de los distintos equipos de la red eléctrica. Las distintas medidas que se realizan de la puesta a tierra y de la resistividad del terreno tienen por objeto garantizar la seguridad en el trabajo, no solo en condiciones normales de funcionamiento, sino también ante cualquier circunstancia que anule el aislamiento de las líneas Existen dos parámetros importantes al diseñar o efectuar el mantenimiento de un sistema de puesta a tierra: la resistencia de puesta a tierra (medida en ohmios) y la resistividad del terreno (medida en ohmios metro). DESARROLLO 1. Conectar la toma de tierra al telurómetro. a Figura 2.68. Telurómetros y accesorios de medida. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Centros de transformación 65 PRÁCTICA PROFESIONAL 2. Situar los electrodos de tensión y de corriente en línea recta. 3. Colocar el electrodo de tensión más cerca del punto de puesta a tierra. 4. Se colocará el electrodo de tensión a 20 m del punto de puesta a tierra (L1) y el de corriente a 30 m (L1 + L2) del punto de puesta a tierra. 5. Realizar la lectura y anotar el valor. 6. A continuación, acercar el electrodo de tensión 1 m hacia el punto de puesta a tierra y tomar la medida. Se anota el valor. 7. Mover de nuevo el electrodo de tensión, alejándolo 1 m respecto a su posición inicial. Realizar la lectura y anotar el valor. 8. Los valores obtenidos deben ser idénticos o con una diferencia del ±3 %. 9. De no ser así, se alejarán de nuevo los dos electrodos. Pueden doblarse las distancias iniciales, la de tensión a 40 m y la de corriente a 60 m del punto de puesta a tierra. 10. Se toman de nuevo las lecturas correspondientes a esta nueva posición. 11. Se acerca y se aleja el electrodo de tensión y se toman los valores de las medidas correspondientes. 12. Si los valores obtenidos son los debidos, se darán por definitivos. 13. Si no es así, se volverá a aumentar la distancia de los electrodos respecto al punto de puesta a tierra y se repetirá el proceso. PaT L2 L1 1m Electrodo de corriente a 1m Electrodo de tensión Figura 2.69. Esquema de conexiones de medida PaT. 14. Una vez terminadas las medidas necesarias, se rellenará la siguiente tabla con los resultados. Lecturas 1 RPaT Variación (%) L1 L2 25 15 2 3 4 5 © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 2 66 MUNDO TÉCNICO Mejora de la resistividad del terreno en las puestas a tierra Un método eficaz para mejorar la resistividad del terreno es el uso de sales electrolíticas e higroscópicas. De este modo, se consigue un preparado químico a bajo costo que reduce la resistencia a tierra del terreno en cuestión. Cable de conexión Un ejemplo es el producto Protegel de KLK Electro materiales S.A. Este gel se obtiene a partir de la preparación de tres bolsas de material por dosis. El compuesto resultante presentará las siguientes características: estabilidad química, insolubilidad en el agua, no es corrosivo y no es degradable por los elementos químicos del terreno. Arqueta de conexión AC-RP 40 Electrodo de puesta a tierra Forma de utilización Para cada electrodo debe excavarse un pozo de, aproximadamente, 1 m × 1 m de sección y una profundidad de unos 0,4 m mayor que la longitud del electrodo a instalar. Mezclar el contenido de la bolsa 1 con la tierra de la excavación y rellenar con esta mezcla hasta la cabeza del electrodo. Añadir suficiente cantidad de agua en la excavación hasta que el terreno circundante al electrodo esté completamente húmedo. Añadir a la cavidad la solución obtenida mezclando el contenido de la bolsa 2 de con 20 litros de agua (utilizar un envase no metálico). Llenar nuevamente la cavidad con agua y esperar hasta que esta se absorba por completo. Nº 1 a Figura Nº 2 Tierra mezclada con Protegel a Figura 2.70. Pica a tierra. (Cortesía de KLK). Añadir a la cavidad la solución obtenida mezclando el contenido de la bolsa 3 de con 20 litros de agua (utilizar un envase no metálico distinto del anterior) y esperar a que se absorba por completo. Finalmente, colocar la arqueta de registro AC-RP 40 y rellenar la cavidad con tierra para completar la instalación. Nº 3 2.71. Elaboración del gel Protegel de KLK. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Centros de transformación 67 EN RESUMEN SISTEMA ELÉCTRICO Producción Centro de reparto Distribución Transporte Líneas MT Centros de transformación (CT) Aparamenta Líneas BT Clasificación y aparamenta CT prefabricados Esquemas y PaT Mantenimiento Material de seguridad EVALÚA TUS CONOCIMIENTOS 1. La conexión eléctrica entre el transformador de potencia de un CT y el cuadro de BT se debe realizar con… a. cable unipolar de 240 mm2 de sección, con conductor de aluminio tipo RV y de 12/20 kV. b. cable unipolar de 240 mm2 de sección, con conductor de aluminio tipo RV y de 0,6/1 kV. c. cable unipolar de 240 mm2 de sección, con conductor de cobre tipo RV y de 0,6/1 kV. 2. En un CT de intemperie sobre apoyo la altura de los aparatos respecto del suelo ha de ser: a. 5 m para partes bajo tensión y en servicio, y 2 m para la parte inferior de la cuba del transformador y las masas de los equipos. b. 6 m para partes bajo tensión y en servicio, y 3 m para la parte inferior de la cuba del transformador y las masas de los equipos. c. 5 m para partes bajo tensión y en servicio, y 3 m para la parte inferior de la cuba del transformador y las masas de los equipos. Resuelve en tu cuaderno o bloc de notas 3. Los elementos de protección de un CT de tipo intemperie son: a. seccionador con relés térmicos y autoválvulas. b. seccionador con cortacircuitos fusibles y autoválvulas. c. seccionador con cortacircuitos fusibles e interruptor de maniobra. 4. Un CT dotado con celda de entrada de línea en AT, celda de salida de línea en AT y celda con interruptor-seccionador con fusibles para protección del transformador es designado como… a. 2L1P b. 2L1F c. 2L2PT 5. La diferencia de tensión entre dos puntos de la superficie del terreno, separados por una distancia de 1 m, se denomina… a. tensión de contacto. b. tensión del terreno. c. tensión de paso. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 3 68 3 El transformador vamos a conocer... 1. Finalidad y uso del transformador 2. Constitución y elementos del transformador 3. Clasificación de los transformadores 4. Transformadores de distribución 5. Transformadores trifásicos 6. Conexión de transformadores en paralelo 7. Dispositivos para la protección del transformador 8. Transformador de intensidad 9. Transformador de tensión 10. Pérdidas en el transformador 11. Rendimiento del transformador PRÁCTICA PROFESIONAL Cálculo de la relación de transformación MUNDO TÉCNICO Protección ambiental y al finalizar esta unidad... Sabrás la utilidad de los transformadores. Identificarás las partes del transformador. Podrás calcular las características del transformador. Conocerás las distintas conexiones de los devanados en los transformadores trifásicos. Sabrás las características que deben tener los transformadores para conectarse en paralelo. Conocerás las protecciones que debe tener el transformador. Podrás conectar los transformadores de medida y determinar el valor de los instrumentos conectados a ellos. Sabrás determinar las pérdidas de un transformador a distintas cargas. Podrás calcular el rendimiento del transformador. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. 69 CASO PRÁCTICO INICIAL situación de partida Manuel Marías es un trabajador cualificado y trabaja como técnico en una empresa de mantenimiento eléctrico. Esta semana tiene que realizar el mantenimiento del transformador en un centro de transformación y, para ayuda de campo, le acompaña un trabajador autorizado, que, además de conocer e identificar los datos de la placa de características del transformador, podrá comprobar si se corresponden con la documentación que hace referencia a dicho transformador. 25 000 V / 420 V. Grupo de conexión Dyn11. En la placa de características se pueden leer entre otros los siguientes datos: Baja tensión: Transformador trifásico, 50 Hz, refrigeración natural ONAN. Tensión de cortocircuito 5%. Peso del líquido 530 kg, S = 1000 kVA. Líquido: aceite. Temperatura máxima ambiente 40 ºC. Sobrepresión 0,25 Kg/cm2. Material AT/BT: Aluminio. Alta tensión: 26 875 V; 26 250 V; 25 625 V; 25 000 V; 24 375 V; 21,48 A, 21,99 A; 22,53 A, 23,096 A; 23,68 A. 420 V, 1374,68 A. U2-V2-W2. estudio del caso Antes de empezar a leer esta unidad de trabajo, puedes contestar las dos primeras preguntas. Después analiza cada punto del tema con el objetivo de contestar el resto de preguntas de este caso práctico. 1. ¿Qué utilidad tienen los transformadores?, ¿se usan solo para obtener tensiones menores de 1 kV? 2. ¿Sabrías decir la tensión y la corriente nominales del primario del transformador del caso práctico? 3. ¿Puedes indicar el significado de las siglas ONAN de la placa de características del transformador? 4. ¿Por qué en el lado de AT hay marcados cinco valores de tensión? 5. ¿Puede utilizarse el transformador con corriente continua? 6. Si la tensión de cortocircuito es del 5%, ¿Podría conectarse en paralelo con otro transformador de 6% de tensión de cortocircuito? 7. Si el transformador tiene conectada una carga de 650 kW y cosϕ = 0,8, ¿qué índice de carga representa dicha potencia? 8. Vuelve a leer los datos de la placa de características. ¿Podemos conocer las pérdidas del transformador?, ¿por qué? 9. ¿Podrías conocer la máxima caída de tensión que puede tener el transformador que nos ocupa? Si es así, ¿cuál será su valor? 10. ¿Qué precaución especial se debe tomar siempre con un transformador de intensidad? © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 3 70 1. Finalidad y uso del transformador El transformador es la máquina utilizada en el sistema eléctrico para adaptar los valores de tensión e intensidad en cada punto de la secuencia: generación, transporte, distribución y consumo de energía eléctrica. En cada punto de la secuencia de distribución ocurre lo siguiente: • Los alternadores producen energía eléctrica con tensiones entre 6 y 18 kV. • El transporte resulta más económico cuanto más alta sea la tensión, debido a que la corriente y la sección de los conductores serán menores en AT, dando lugar a menos pérdidas por el efecto Joule. • El consumo de energía eléctrica se realiza a tensiones bajas, 230 V, 400 V, etc. 3.1. Transformador. (Cortesía de ABB). a Figura Por todo ello es necesario transformar continuamente las características de la energía eléctrica. 1.1. Principio de funcionamiento Un transformador es una máquina eléctrica estática y reversible, que puede modificar tensión e intensidad para una potencia dada, manteniendo constante la frecuencia de la red. En esquemas eléctricos, los transformadores se representan mediante los siguientes símbolos: Figura 3.2. Símbolos que representan transformadores monofásicos (izquierda) y trifásicos (derecha). a Al conectar el devanado primario a una fuente de tensión alterna, circula por dicho bobinado una corriente que origina un campo magnético variable que se cierra a través del núcleo. La variación de dicho campo magnético afectará al devanado secundario, induciéndose en él una fuerza electromotriz según la Ley de Faraday. I Campo magnético U1 recuerda N1 Un transformador solo funciona en corriente alterna, pues en corriente continua el flujo magnético no será variable y no se inducirá tensión alguna en el devanado secundario. a Figura U2 N2 3.3. Campo magnético en el núcleo de un transformador. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. El transformador 71 2. Constitución y elementos del transformador Al abordar los elementos constitutivos del transformador, se tendrá en cuenta tanto el aspecto interno (circuito eléctrico y magnético) como la estructura externa. En los siguientes apartados se desglosarán ambos aspectos. 2.1. Configuración interna El interior de un transformador está constituido, básicamente, por un circuito magnético y dos circuitos eléctricos. Estos circuitos estarán sumergidos en un fluidos refrigerante, su objetivo es el de aliviar los aumentos de temperatura debido al paso de la corriente. 3.4. Transformador para aplicación industrial. (Cortesía de Roqmo S.L.). a Figura Circuito magnético Circuitos eléctricos a Figura 3.6. Constitución básica de un transformador. a Figura 3.5. Transformador de distribución. (Cortesía de Power Solutions). • Circuito magnético. Está formado por un conjunto de chapas de acero de muy bajo espesor (unos 0,3 mm) aleadas con silicio. A dicho conjunto de chapas se le denomina núcleo. Es importante recordar que el núcleo siempre estará conectado a tierra. La disposición del núcleo sirve para clasificar los transformadores, ya que pueden darse en columnas o de tipo acorazado. Secundario Primario Núcleo Primario Los dos devanados Núcleo Secundario a Figura 3.7. Transformador monofásico de columnas (arriba) y monofásico acorazado (abajo). a Figura 3.8. Sección de las columnas de un núcleo magnético. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 3 72 • Circuito eléctrico. Está constituido, básicamente, por dos bobinados (primario y secundario) devanados sobre el núcleo magnético. El devanado que recibe energía se denomina primario, y actúa como receptor, mientras que el devanado que suministra energía a las cargas conectadas al transformador se denomina secundario, actuando como generador. Primario Concéntricos a Figura Secundario 3.9. Denominación de los bobinados. Otra clasificación se basa en el valor de la tensión en cada devanado, según esto se llama bobinado de alta (AT) al arrollamiento con mayor tensión, mientras que se llama bobinado de baja (BT) al que menor tensión presente entre sus bornes. AT BT Respecto la disposición de los devanados, se distinguen dos casos: – Concéntricos. Cada uno de los devanados está distribuido a lo largo de toda la columna. El devanado de tensión más baja se encuentra en la parte más cercana al núcleo, aislado de este y del devanado de tensión más elevada. Alternados – Alternados. Los dos devanados están divididos cada uno en un número de bobinas dispuestas de forma alternada en las columnas del núcleo. AT BT Por último, respecto a los conductores de los devanados, es importante mencionar que están aislados entre sí. Para transformadores de baja potencia se utilizan hilos esmaltados; sin embargo, para altas potencias serán necesarias pletinas rectangulares encintadas con papel impregnado en aceite. • Elemento refrigerante. Tanto el núcleo como los bobinados van inmersos en un fluido refrigerante que alivia las altas temperaturas. Figura 3.10. Disposición de los devanados. a La designación del sistema de refrigeración utilizado en los transformadores está normalizada según las normas UNE. Dicho sistema consta de cuatro letras, donde cada una suministra información de un tipo. – Primera letra. Se refiere al medio de refrigeración interno que está en contacto con los arrollamientos. Las opciones son: ◗ O. Aceite mineral o líquido aislante sintético con punto de inflamación menor de 300 °C. ◗ K. Líquido aislante con punto de inflamación superior a 300 °C. ◗ L. Líquido aislante con punto de inflamación no medible. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. El transformador 73 – Segunda letra. Indica el modo de circulación del medio de refrigeración interno. Los modos son: ◗ ◗ ◗ N. Circulación natural por termosifón a través del sistema de refrigeración y en los arrollamientos. F. Circulación forzada a través del sistema de refrigeración, circulación por termosifón en los arrollamientos. D. Circulación forzada a través del sistema de refrigeración, dirigida desde el sistema de refrigeración hasta, al menos, los arrollamientos principales. – Tercera letra. Se refiere al medio de refrigeración externo. Las opciones son: ◗ A. Aire. ◗ W. Agua. caso práctico inicial En el transformador propuesto en el caso práctico pueden leerse las siglas ONAN. Por tanto, las características de su refrigeración son: • O. Los arrollamientos están refrigerados con aceite mineral. • N. La circulación del aceite mineral es natural. • A. La parte externa está refrigerada por aire. • N. La circulación del aire es natural. – Cuarta letra. Indica el modo de circulación del fluido externo. Las posibilidades son dos: ◗ N. Convección natural. ◗ F. Circulación forzada (ventiladores y bombas). Algunos casos comunes pueden verse en la siguiente tabla: ONAN Refrigeración aceite natural (ON) Refrigeración aire natural (AN) Radiadores ONAF Refrigeración aceite natural (ON) Refrigeración aire forzada (AF) Ventiladores OFAN Refrigeración aceite forzada (OF) Bombas de aceite Refrigeración aire natural (AN) Radiadores OFAF Refrigeración aceite forzada (OF) Aerotermos Refrigeración aire forzada (AF) Aerotermos OFWF Refrigeración aceite forzada (OF) Aerotermos Refrigeración agua forzada (WF) Intercambiadores El tipo de fluido empleado depende del tipo de transformador. • Para poca potencia y baja tensión son de aislamiento seco y el aire hace de refrigerante. • En los de gran potencia y alta tensión las bobinas se introducen en unas cubas con aceite mineral o bien se encapsulan en resina. ACTIVIDADES 1. ¿Cómo es el elemento refrigerante del transformador? a. Siempre aceite mineral. b. Es de aire o resina epoxi. c. Depende de la potencia del transformador. 2. ¿Qué variantes puede presentar el núcleo de los transformadores trifásicos? a. Acorazado. b. Columna. c. Puede ser de ambos tipos. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 3 74 2.2. Configuración externa caso práctico inicial Algunos elementos constitutivos de particular interés son: Los transformadores suelen estar equipados con un conmutador de 5 posiciones en el lado de alta tensión, para poder así regular la razón de transformación y adaptar la tensión de baja a las necesidades del consumidor. • Cuba. Es el depósito que contiene el líquido refrigerante (aceite) y donde van inmersos los bobinados y el núcleo del transformador. En el transformador del caso práctico pueden observarse, en la tabla de especificaciones que se presenta, las cinco posiciones del lado de alta. • Depósito de expansión del aceite. Se sitúa en la parte superior de la cuba y se comunica con ella. • Bornes o pasatapas. Son los elementos de conexión eléctrica con la red, tanto la de salida como la de entrada. Los transformadores contan de 3 bornes de MT para la conexión a la red de entrada de MT y 4 bornes de BT para la conexión con la red de salida de BT. Depósito de expansión Pasatapas AT Pasatapas BT Cuba Placa de características a Figura 3.11. Elementos externos de un transformador. • Placa de características. Situada en un lateral y muy visible. En ella se indican tensiones nominales, potencia, intensidades, tensión de cortocircuito, grupo de conexión, índice horario, etc. a Figura 3.12. Placa de características de un transformador. (Cortesía de General Electric). a Figura 3.13. Conmutador. (Corte- sía de Magnetrón S.A.). • Conmutador de tensiones en vacío. Los transformadores están, normalmente, equipados con un conmutador en vacío de 5 posiciones en el lado de alta tensión con el mando situado en la tapa. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. El transformador 75 3. Clasificación de los transformadores Los transformadores pueden ser clasificados atendiendo a diversas consideraciones, a continuación se muestra una breve relación de los tipos básicos: • Según su función. Para una potencia dada, el transformador puede servir para aumentar o para reducir la tensión. En el caso de la distribución, antes del transporte será necesario incrementar la tensión, disminuyendo la intensidad. Al que realiza esta función se le llama transformador elevador y cumplirá que la tensión del secundario es mayor que la tensión del primario. U2 > U1 I2 < I1 De un modo análogo aparece el transformador reductor, que reducirá la tensión, por ejemplo, al final de la red de transporte donde una baja intensidad ya no es necesaria. En este tipo de transformador la tensión del primario es mayor que la del secundario. U2 < U1 I2 > I1 Aunque los transformadores descritos parecen distintos, cabe recordar que se trata de máquinas reversibles, es decir, que pueden alimentarse por el lado AT (reductores) o por el lado de BT (elevadores). • Según potencia transformada. Se distinguen tres tipos: – De potencia. Tienen por finalidad el transporte de energía eléctrica en alta tensión. – De medida. Permiten reducir los valores elevados de tensión o intensidad a otros menores pero proporcionales. De este modo es posible realizar medidas sin necesidad de adaptar los aparatos de medida. a Figura 3.14. Transformador de potencia. (Cortesía de Hyosung). 3.15. Transformadores de medida de corriente. (Cortesía de Crompton Instruments). a Figura – De comunicaciones. Previstos para trabajar con tensiones y frecuencias variables, se emplean, fundamentalmente, en aplicaciones electrónicas. • Según elemento refrigerante. Distinguimos dos tipos: secos o de baño en aceite. • Según el tipo de refrigeración. Puede ser: natural o forzada. • Según el sistema de corrientes. Son dos tipos: monofásicos o trifásicos. 3.16. Transformador trifásico. (Cortesía de C2ei). a Figura © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 3 76 4. Transformador de distribución Los transformadores de distribución usados habitualmente son trifásicos del tipo MT/BT, y se emplean para distribuir la energía en BT a ciudades y fábricas de tamaño medio. Las potencias normalizadas son: 50, 100, 160, 250, 400 y 630 kVA. Estos transformadores pueden ser en seco o utilizar un baño de aceite. 3.17. Transformadores con baño de aceite (izquierda) y en seco (derecha). (Cortesía de CEA e IMEFY, respectivamente). a Figura saber más Dependiendo del caso, los refrigerantes fluidos más comunes son: Los aceites PCB (Piraleno) eran muy comunes en el pasado, pues eran no combustibles; sin embargo, en la actualidad han dejado de utilizarse debido a que producen gases tóxicos. • Aceite mineral. Es biodegradable y tiene larga vida, su principal inconveniente es ser combustible. • Aceite de silicona. Es biodegradable y presenta combustión a temperaturas superiores a 320 °C. • Resina. Es la tendencia actual, los devanados van encapsulados en vacío mediante resina fundida. 4.1. Designación de bornes La designación de los bornes en los lados de alta y baja tensión se observa en la tapa de la cuba del transformador. A continuación se muestran las dos posibles designaciones que pueden encontrarse, la antigua y la actual: 1U 2n a Figura 1V 2u 1W 2v 2w A n B a C b c 3.18. Designación de terminales. Versión antigua (derecha) y versión actual (izquierda). © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. El transformador 77 4.2. Funcionamiento en régimen de vacío Un transformador funciona en vacío cuando el primario está conectado a una fuente de tensión alterna y no tiene ninguna carga o receptor conectado en el secundario. En esta situación no hay intensidad de corriente eléctrica circulando por el devanado secundario, es decir, está abierto (I2 = 0). Por el primario circula una pequeña corriente eléctrica, es la intensidad de vacío I0, que genera un flujo magnético en el núcleo Φ 0. Como se ha visto con anterioridad, el flujo inducirá una tensión en el devanado secundario U2. U1 = E1 = 4,44 · f · N1 · φ0 U2 = E2 = 4,44 · f · N2 · φ0 La relación entre las tensiones primaria y secundaria viene dada por la relación entre el número de espiras de los devanados, a este valor se le llama relación de transformación (m). 0 I0 N2 E1 U1 E2 U2 N1 a Figura U1 N = 1 =m U2 N2 3.19. Transformador en vacío. 4.3. Funcionamiento en régimen de carga Cuando al secundario del transformador N2 se le conecta una carga Z, se dice que está en régimen de carga. Al conectar el bobinado primario N1 a la tensión U1 de la red circula por él una corriente I1. Este corriente que se denominará corriente primaria de carga dará lugar a un flujo magnético Φ 1. Por otro lado, al estar cerrado el bobinado secundario, circulará por él una corriente I2 que se denominará corriente secundaria de carga. Dicha corriente, como se indicó anteriormente, dará lugar a otro flujo magnético Φ 2. La combinación de estos dos flujos en el núcleo da como resultante el flujo de vacío Φ 0, que inducirá en el devanado secundario una tensión U2. U1 a Figura N2 E1 N1 3.20. Transformador en carga. E2 U2 Se puede considerar que el transformador es ideal si no hay pérdidas, en ese caso las potencias permanecen invariables (activa, reactiva y aparente). P1 = U1 · I1 · cosϕ1 ⎫ ⇒ P1 = P2 P2 = U2 · I2 · cosϕ2 ⎬ ⎭ I2 I1 recuerda U1 N I = 1 =m= 2 U2 N2 I1 Q1 = U1 · I1 · senϕ1 ⎫ ⎬ ⇒ Q1 = Q2 Q2 = U2 · I2 · senϕ2 ⎭ Y finalmente: S1 = U1 · I1 ⎫ ⎬ ⇒ S1 = S2 S2 = U2 · I2 ⎭ © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 3 78 4.4. Características generales de los transformadores de distribución Las características a tener en cuenta al diseñar un transformador de distribución son las siguientes: • Potencia nominal. Es el valor de potencia aparente que puede suministrar el secundario de un transformador. Este valor estará referido a la tensión nominal en las condiciones de temperatura preestablecidas. Sn = 3 ⋅U 2 n ⋅ I2 n Siendo: – Sn. Potencia nominal (kVA) a una Tmáx (Cu) de 65 °C. – U2n. Tensión nominal (kV) a una Tmáx (aceite) de 60 °C. – I2n. Intensidad nominal (A) a una Tmáx (ambiente) de 40 °C. Las potencias nominales están normalizadas y los valores son: 25, 50, 100, 250, 400 y 630 kVA. • Tensión nominal primaria. Se refiere a la tensión de alimentación del transformador U1n. • Tensión máxima de servicio. Es la máxima tensión que soportaría el transformador funcionando en régimen permanente. En el caso de distribución, para una tensión nominal en el primario de 20 kV, correspondería una tensión máxima de servicio de 24 kV. • Tensión nominal secundaria. Es la obtenida en los bornes del secundario (U2n) cuando el transformador opera en vacío y se alimenta el circuito primario a su tensión nominal. Su valor suele ser un 5% mayor, respecto a los valores nominales de la red, para compensar las caídas de tensión. caso práctico inicial Las tensiones nominales del transformador están marcadas en la placa de características (U1n / U2n), en este caso la U1n es 25 000 V. La intensidad nominal del primario aparece entre los cinco valores de corriente dados en el lado de AT (23,096 A), aunque también puede calcularse según la expresión: I1n = Sn 3 ⋅U1n Numéricamente: I1n = 1000 000 = 23096 , A 3 ⋅ 25000 Clase Tensión nominal secundaria B1 230/133 V 398/230 V 400/231 V B2 420/242 V Donde: – Clase B1. Transformadores aptos, únicamente, para alimentar redes a una tensión de 230 V. – Clase B2. Transformadores aptos, únicamente, para alimentar redes a una tensión de 400 V. • Intensidad nominal primaria. Es la que recorre el devanado primario cuando el transformador trabaja a plena carga o a su potencia nominal. I1n = Sn 3 ⋅ U1n © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. El transformador 79 • Intensidad nominal secundaria. Es la que recorre el devanado secundario cuando el transformador suministra su potencia nominal. I2 n = Sn 3 ⋅U 2 n • Tensión de cortocircuito. Es la tensión que hay que aplicar al bobinado primario para que, estando en cortocircuito el devanado secundario, circule por cada uno de ellos su intensidad nominal. saber más La tensión de cortocircuito UCC en % también indica el valor máximo en % de la caída de tensión que puede tener un transformador para ϕ2 = ϕcc. Si la U CC% tiene un valor muy bajo, la intensidad de cortocircuito en régimen permanente alcanza valores muy elevados. La tensión que mide el voltímetro en ese momento en el primario es la tensión de cortocircuito UCC. I1n I 2n V A N2 N1 Ucc a Figura 3.21. Tensión de cortocircuito. La tensión de cortocircuito UCC se expresa en % de la tensión nominal del primario y su valor se indica en la placa de características del transformador. A partir de ahora será uCC: caso práctico inicial uCC = UCC · 100 U1n Para acoplar transformadores en paralelo, una de las condiciones que deben cumplir es tener igual tensión de cortocircuito en % (ucc). UCC% Tensión Potencia ≤ 24 36 ≤ 630 kVA 4% 4.5% > 630 kVA 6% 6% El valor en % de la tensión de cortocircuito es igual al valor en % de la caída de tensión máxima Δumáx, cuando ϕ2 = ϕcc. Δumáx = ΔUmáx · 100 U2n Δumáx · U2n ΔUmáx = 100 Numéricamente: ΔUmáx = 5 · 420 100 = 21 V ACTIVIDADES 3. Calcular el número de espiras del bobinado primario de un transformador reductor 120 / 24 V de frecuencia 50 Hz, si la bobina del devanado secundario es de 65 espiras. 4. Determinar las intensidades nominales de un transformador trifásico elevador 0,44 / 20 kV de frecuencia 50 Hz y potencia nominal 630 kVA. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 3 80 5. Transformadores trifásicos El transformador trifásico puede considerarse como la conexión entre sí de tres transformadores monofásicos idénticos. Para su construcción se emplea un núcleo con tres columnas alineadas donde se arrollan los respectivos bobinados primarios y secundarios. Bornes Carretes Devanados de cada una de las fases Base /soporte Núcleo magnético a Figura 3.22. Partes de un transformador trifásico. 5.1. Designación de devanados Al bobinar los tres transformadores monofásicos sobre un mismo núcleo, se obtienen tres primarios y tres secundarios. Primario 1U1 2U1 2U2 2V1 1U2 2V2 1V1 2W1 Primario 1V2 1W1 1U1 1V1 1W1 1U2 1V2 1W2 2U2 2V2 2W2 2U1 2V1 2W1 2W2 Secundario a Figura 1W2 Secundario 3.23. Devanados de un transformador trifásico. 5.2. Conexión de devanados Cada grupo de devanados, ya sea el primario o el secundario, admite tres posibilidades distintas de conexión: estrella, triángulo y zig-zag. 3.24. Devanados en estrella y en triángulo. a Figura • Conexión en estrella. En este formato cada fase soporta una tensión menor que la de la red, por lo tanto serán necesarias menos espiras aunque la sección de los conductores sea mayor (IF = IL), aumentando así la resistencia mecánica. Se pueden utilizar dos tensiones. Se denominará Y (devanado en AT) o y (devanado en BT). © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. El transformador 81 • Conexión en triángulo. Cada bobinado soporta la tensión de línea y, respecto a la configuración en estrella, el número de espiras es mayor. Por cada fase circulará menor corriente que por la línea, por tanto la sección de los conductores será menor. No dispone de neutro. Se denomina D (devanado en AT) o d (devanado en BT). • Conexión en zig-zag. Se utiliza para evitar desequilibrios, consite en dividir el devanado de cada fase en dos mitades y bobinarlos en sentido contrario, conectándolos en serie por columnas consecutivas y cerrando en estrella. Se denomina Z (devanado en AT) o z (devandao en BT). a Figura 3.25. Devanado en zig-zag. 5.3. Grupos de conexión e índice horario Como se ha visto con anterioridad, cada grupo de devanados puede darse en distintas configuraciones: estrella, triángulo o zig-zag. Es sabido, también, que un transformador posee dos grupos de devanados, uno de alta (primario) u otro de baja (secundario), por tanto las combinaciones crecen. Se define grupo de conexión como el conjunto de letras que designa las conexiones del primario y del secundario. Como se dijo con anterioridad, se usarán letras mayúsculas para el devanado de alta y minúsculas para el de baja, siendo Y/y para la conexión en estrella, D/d para la realizada en triángulo y, finalmente, Z/z si fuera en zig-zag. Algunos ejemplos son: Grupo de conexión Dy Grupo de conexión Dz Grupo de conexión Yd Se define índice horario como el número que, multiplicado por 30°, define el ángulo de desfase entre las tensiones primarias y secundarias. Este número corresponde con la hora que indicaría la aguja horaria de un reloj (tensión secundaria) y la aguja del minutero en las doce (tensión primaria). 12 12 9 3 12 9 3 9 12 3 9 3 6 6 6 6 Índice 0 Índice 11 Índice 6 Índice 5 a Figura caso práctico inicial El transformador del que debe realizarse el mantenimiento es del tipo Dyn11. 3.26. Definición del índice horario. Los grupos de conexión e índices horarios que se utilizarán son: • Yzn11. Se usa para potencias menores que 160 kVA. • Dyn11. Se usa para potencias mayores que 160 kVA. V1 V2 V1 V2 U1 U2 U1 U2 W1 W2 W1 W2 Grupo de conexión Yzn11 Grupo de conexión Dyn11 © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 3 82 6. Conexión de transformadores en paralelo saber más Al conectar dos transformadores en paralelo, si no tuvieran la misma tensión de cortocircuito, el que tenga la ucc más baja será el más cargado. Queda: C1 · uCC1 = C2 · uCC2 Donde C1 y C2 son los índices de carga de los dos transformadores. Se definirían del siguiente modo: C1 = I1 I1n C2 = I2 I2n En ocasiones la potencia demandada por los usuarios es superior a la que puede aportar un transformador, en este caso será necesario conectar nuevos transformadores a la red. Para acoplar los transformadores, se unirán entre sí todos los primarios y, por otro lado, todos los secundarios. Esta condición de acoplamiento obliga a que todos los transformadores cumplan las siguientes condiciones: • Tener igual relación de transformación. • Poseer igual tensión de cortocircuito para reparto de carga. • Igual o similar potencia. • Idéntico índice horario. • Se deben conectar los mismos bornes a los mismos cables de fase. Terminales homólogos. L1 L2 L3 1U N 1V 1W 1U 2U 2V 2W N 1V 1W 2U 2V 2W L1 L2 L3 N a Figura 3.27. Conexión de transformadores en paralelo. 7. Dispositivos para la protección del transformador El transformador de distribución está sometido a una serie de incidentes que pueden ocasionar su avería. Es, por tanto, necesario protegerlo por medio de sistemas que detecten y desconecten el circuito, o bien realicen una indicación de alarma, cuando se produzca algún defecto. Los principales defectos que pueden afectar a un transformador se deben a: • Condiciones externas. Son circunstancias ajenas al funcionamiento propio del transformador. Las más comunes son: – sobrecarga, – cortocircuito, – sobretensión / reducción de frecuencia. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. El transformador 83 • Fallos internos. Aparecen por el mal funcionamiento de alguno de los elementos del transformador. Los más comunes son: cortocircuitos entre espiras en la misma o distinta fase, defectos fase – carcasa, defectos en el circuito magnético, defectos en el conexionado / aisladores, defectos en el sistema de refrigeración. 7.1. Elementos de protección del transformador Distintos elementos pueden proteger el transformador en caso de problemas. Los más comunes se describen a continuación, así como su principio de funcionamiento en caso de fallo interno o externo. Son los siguientes: fusibles, interruptor automático, termómetro, relé Buchholz, relé integrado DGPT, desecador de silicagel y válvula de sobrepresión. Fusibles Su funcionamiento se basa en la fusión de un elemento conductor debido al calor producido por efecto Joule. Es importante recordar que dicho calor es proporcional al cuadrado de la intensidad que lo recorre. Algunas características son: • Protegen contra cortocircuitos, no siendo adecuados para la protección frente a sobrecargas. Una excepción son los de tipo Full Range cuyas curvas de fusión sí permiten realizar esta función. Contacto Cilindro de porcelana Bobina del percutor Contacto Cilindro de porcelana Cuarzo granulado Bobina del percutor Material de sellado Elementos de Cuarzo granulado hermético para protección fusión del fusible Núcleo en estrella ante condiciones meteorológicas a Figura Elementos de fusión 3.28. Fusibles. (Cortesía ABB). a Figura Núcleo en estrella 3.29. Fusible Full Range. (Cortesía Cooper Bussmann). • Están constituidos por una cinta conductora de plata con diseño especial arrollada sobre un elemento cerámico llamado cruceta. El conjunto se ubica en el interior de una envolvente cerámica o de fibra de vidrio, estando el interior lleno de sílice de granulometría adecuada. Finalmente, se obtiene un conjunto estanco con elementos de contacto llamados cazoletas en ambos extremos. • La cinta de plata, en función de la intensidad nominal de diseño será de sección variable. Así, si aparece un cortocircuito, comenzaría a fundirse por estos estrechamientos, de modo que se produciría un arco dividido y múltiples aperturas al mismo tiempo. • El calor generado provoca la fusión de la sílice, formando un compuesto aislante (fulgurito), enfriando al mismo tiempo el arco. • Al realizarse la fusión, se libera un elemento percutor asociado al fusible y retenido hasta ese momento por un muelle, de modo que puede, mediante un sistema de timonería adecuado, producir la apertura del interruptor, maniobra que se realiza ya sin carga. • La selección de un fusible depende de la tensión e intensidad nominales de la instalación a proteger. La intensidad nominal del fusible debe ser muy superior a la nominal de la instalación, ya que debe soportar sin fundir las crestas de corriente producidas por la puesta en marcha del correspondiente transformador. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 3 84 La protección contra cortocircuitos del transformador de un centro de transformación, queda asegurada por la acción de los fusibles del elemento de protección ruptofusible; sin embargo, la acción continuada de sobrecargas débiles no hace actuar los fusibles, pero sí puede originar calentamientos en la máquina que pueden resultar perjudiciales con el paso del tiempo. Interruptor automático Este interruptor es el encargado de proteger contra sobreintensidades, ya que desconecta el circuito si hay una corriente superior a la prevista en cualquiera de las fases. La detección la efectúa un relé de sobreintensidad temporizado. La protección se puede realizar de dos modos: 3.30. Relé electrónico. (Cortesía de Schneider Electric). a Figura • Tipo directo (electromecánicos). Se instalan en el circuito principal y su apertura se provoca por actuación directa sobre el interruptor a través de un sistema de timonería y/o disparo. Actúa frente a sobrecargas por la acción de un bimetal que provoca el disparo. Ante cortocircuitos, el corte es debido al campo producido por la intensidad que atraviesa una bobina. • Tipo indirecto (electrónicos). Disponen de elementos captadores instalados en el circuito principal. Estos elementos proporcionan una señal a un relé, que actúa sobre un elemento de disparo o alarma. Termómetro Se sitúan en contacto con el aceite del transformador y disponen de contactos ajustables a la temperatura deseada. Al alcanzar un valor de temperatura considerado peligroso, se activa un circuito eléctrico que abre el ruptofusible. Si la potencia del transformador es pequeña, se emplea un termómetro de columna, es de vidrio con el elemento indicador de alcohol. En transformadores de potencia elevada, se utiliza el termómetro de esfera, que dispone de dos contactos ajustables para alarma o disparo al alcanzar la temperatura seleccionada. 3.31. Termómetros de max-min (izquierda), de columna (centro) y de esfera (derecha). (Cortesía de Messko y Jumo). a Figura © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. El transformador 85 Para detectar la temperatura en los transformadores de aislamiento seco en resina epoxi, durante el proceso de bobinado, se instala en sus devanados una sonda PTC con un conversor electrónico que puede desconectar o dar alarma cuando la temperatura supera el valor establecido. a Figura 3.32. Sonda PTC. Relé Buchholz Se instala en la canalización que une la cuba con el depósito de expansión. Los incidentes eléctricos que puedan afectar a los bobinados sumergidos en aceite se traducen en una emisión de gases que el relé Buchholz es capaz de detectar. Una vez detectado el problema, el relé envía una señal de apertura al ruptofusible. El relé dispone de una mirilla donde se puede ver el color de los gases desprendidos y, en función del color, conocer la naturaleza del problema. Los colores pueden ser: blanco (destrucción del papel), amarillo (madera deteriorada), negro o gris (descomposición del aceite) o rojo (problemas con el aislamiento de los bobinados). a Figura 3.33. Relé Buchholz. (Cortesía Siemens). a Figura 3.34. Ubicación del relé Buchholz. El relé detecta cortocircuitos entre espiras, entre arrollamientos, entre arrollamientos y núcleo, también opera en casos de interrupción de una fase, sobrecargas excesivas, pérdidas de aceite, etc. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 3 86 Relé integrado DGPT caso práctico inicial En el transformador del caso práctico aparecen dos datos que habrá que tener en cuenta: • La temperatura ambiental máxima es de 40 ºC. Este tipo de relé se utiliza en el caso de transformadores de llenado integral. La protección que ofrece abarca la detección de emisión de gases, y los posibles incrementos de temperatura y aumentos de presión. Dispone de dos niveles de control en función de la velocidad con la que se produce la emisión de gases: nivel de alarma y disparo. • Sobrepresión 0,25 Kg/cm2. El técnico deberá regular los sistemas de protección necesarios para mantener estos valores en sus rangos correspondientes. a Figura 3.35. Transformador de llenado integral y relé DGPT (Cortesía AUTOMATION 2000). Desecador de silicagel Tiene como misión secar el aire que entra al transformador como consecuencia de la disminución del nivel de aceite. Está formado por un recipiente que contiene gravilla de gel de sílice. Esta sustancia es de color azul en estado seco, tornándose rosácea cuando ha absorbido un exceso de humedad. a Figura 3.36. Desecador de silicagel. (Cortesía Vasile & Cía. s.a.c.i.). Válvula de sobrepresión Figura 3.37. Válvula de escape de sobrepresión. (Cortesía de CEDASPE). a Protege contra posibles deformaciones o roturas en la cuba a consecuencia de presiones elevadas. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. El transformador 87 8. Transformador de intensidad El transformador de intensidad se utiliza para obtener una corriente menor, pero proporcional a la que discurre por una línea de alimentación. Este valor de la corriente se utilizará para medir parámetros de la línea. Dicho de otro modo, estos transformadores funcionan como instrumentos de medida. El esquema básico de un transfomador de intensidad quedaría: I1 S1 I2 P1 A P2 S2 Receptor a Figura 3.38. Esquema de un transformador de intensidad. En estos transformadores se cumple que el número de espiras del primario es menor que el del secundario, es decir, reduce de la intensidad. A partir de la relación de transformación, puede deducirse lo siguiente: N1 I = 2 =m N2 I1 I1 > I2 N2 > N1 Algunas de las características fundamentales de estos transformadores son: • El devanado primario se conecta en serie con el circuito, mientras que en los transformadores de potencia y de tensión están conectados en paralelo. Además, es importante saber que posee pocas espiras de hilo grueso (para no producir caída de tensión en la línea). Figura 3.39. Transformador de intensidad. (Cortesía CEA). a • La intensidad secundaria está normalizada en 5 A, solo en casos en los que la distancia entre el transformador y el aparato de medida sea muy grande se usan intensidades secundarias de 1 A. • Los valores estandarizados para la intensidad del devanado primario son los siguientes: 5, 10, 15, 25, 30, 75, 100, 150, 1 500, 2 000, 3 000, 4 000, 6 000 y 10 000 A. • El devanado secundario se conecta a tierra según la normativa de seguridad, así se evita la aparición de tensiones peligrosas en caso de un fallo de aislamiento entre primario y secundario. P1 • Los instrumentos de medida no deben sobrepasar la potencia nominal del transformador (5, 10, 15, 30, 50, 75 ó 100 VA). • Entre los bornes P1 y P2 no existe tensión elevada ni constante, como sucede en los de potencia y tensión (tensión de red). La tensión primaria será la caída de tensión que produce el bobinado primario de la línea principal. P1 S1 P2 S2 S1 P2 S2 Figura 3.40. Símbolos de un transformador de intensidad. a © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 3 88 importante En un transformador de intensidad conectado nunca debe quedar el secundario abierto. Antes de desconectar el amperímetro, habrá que cerrar en corto los bornes del secundario. P1 • Es totalmente improcedente dejar el secundario a circuito abierto, ya que por el primario circula la corriente de la red y toda esa corriente sería de excitación, sin existir corriente secundaria que la contrarrestase. Esto puede dar lugar a tensiones secundarias peligrosas. Placa de datos de servicio Conductor de primario (W1) Resina fundida S1 A Caja de conexiones precintable S2 P2 Después se desconectará el amperímetro y se mantendrá el conductor entre los bornes S1 y S2. P2 Terminal de puesta a tierra P1 S2 S1 Prensaestopa a Figura Terminales secundarios (Núcleo 2) (Núcleo 2) Placa inferior 3.41. Partes de un transformador de intensidad. • Un tipo de particular importancia es la variante de barra pasante, donde el devanado primario lo constituye el propio conductor, pletina o cable que transporte la corriente objeto de medida. • Se utilizan desde 50 a 10 000 A de intensidad primaria. 9. Transformador de tensión El transformador de tensión se utiliza para obtener una tensión menor, pero proporcional a la de la línea de alimentación. Es, al igual que en el caso del transformador de intensidad, un instrumento de medida. Algunas de las características fundamentales de estos transformadores son: P1 P2 P1 P2 • Su funcionamiento es análogo al de potencia, donde el devanado primario se conecta en paralelo a la red. • Los valores normalizados para la tensión primaria son: 110, 220, 380, 440, 2 200, 3 300, 5 500, 6 600 y 11 000 V. • El valor normalizado de tensión secundaria es de 110 V. S1 S2 S1 S2 Figura 3.42. Símbolos de un transformador de tensión. a • Al igual que en los de intensidad, se debe conectar a tierra el secundario como medida de seguridad. • No debe sobrepasarse el valor de la potencia nominal del transformador, siendo las potencias normalizadas: 10, 15, 25, 30, 50, 75, 100, 150, 200, 300 y 400 VA. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. El transformador 89 • En estos transformadores se cumple que el número de espiras del primario es mayor que el del secundario, es decir, reduce la tensión. N1 U = 1 =m N2 U2 U1 > U2 P1 U1 N1 > N2 S1 U2 P2 V S2 a Figura 3.44. Transformadores de tensión. (Cortesía de CEA y RITZ). Receptor a Figura 3.43. Esquema de un transformador de tensión. • Dada la alta impedancia de las bobinas voltimétricas, estos transformadores trabajan muy próximos al régimen de vacío, por tanto, no hay ningún inconveniente en dejarlos a circuito abierto. Placa de datos de servicio Conductor de primario Devanado primario a Figura recuerda Núcleo Caja de conexiones precintable Prensaestopa Resina fundida Un circuito abierto o en vacío es aquel que no tiene carga alguna conectada al devanado secundario. Terminal de puesta a tierra Terminales secundarios Devanado secundario Placa inferior 3.45. Partes de un transformador de tensión. ACTIVIDADES 5. ¿Qué lectura indicará un amperímetro de 8 A de alcance conectado al secundario de un transformador de intensidad 125 / 5 A, si por la línea de alimentación circulan 86 A? 6. ¿Cuál será el valor de la tensión de red si un voltímetro de alcance 120 V conectado al secundario de un transformador de tensión 12000 /110 V marca 94 V? © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 3 90 10. Pérdidas en el transformador Al ser el transformador una máquina estática, su nivel de pérdidas es muy bajo, aun así es importante contabilizarlas e intentar minimizarlas. En adelante se tendrán en cuenta dos tipos de pérdidas: • Pérdidas por efecto Joule en los devanados PCu (pérdidas en el cobre de los conductores). • Pérdidas en el núcleo o pérdidas en el hierro del núcleo PFe. 10.1. Pérdidas en el cobre (PCu) Estas pérdidas se producen debido al efecto Joule, pérdida de calor en los bobinados, y dependen del valor de la intensidad que los atraviesa. Por tanto, para calcularla se tendrán en cuenta las pérdidas en cada uno de los bobinados: • Bobinado primario: PCu1 = R1 · I12 • Bobinado secundario: PCu2 = R2 · I22 • De este modo, en el transformador: PCu = PCu1 + PCu2 = R1 · I12 + R2 · I22 10.2. Pérdidas en el hierro (PFe) Las pérdidas en el núcleo se deben a dos efectos: • Corrientes de Foucault. • Histéresis. Pérdidas por corrientes de Foucault saber más En ocasiones puede aprovecharse el efecto calorífico producido por las pérdidas de Foucault para aplicaciones de tipo industrial o doméstico, por ejemplo, en la fusión del platino (infusible a la llama) o en los hornos microondas. En cualquier material conductor, cuando está sometido a variaciones de campo magnético, se inducen unas corrientes parásitas llamadas corrientes de Foucault. Estas corrientes originan calentamiento en el núcleo y las consiguientes pérdidas por calor. Por tanto, dependen del tipo y espesor de la aleación que se emplee para fabricar el núcleo, aunque suele emplearse aleaciones de Fe-Si laminado en frío. a Figura 3.46. Corrientes parásitas de valor elevado en un núcleo macizo. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. El transformador 91 Para el cálculo de estas pérdidas seguimos la ecuación: PF = 2,2 · f 2 · Bmáx2 · Δ2 1011 Donde: • PF son las pérdidas de Foucault (W/Kg). saber más Las corrientes de Foucault deben su nombre al científico francés que las descubrió en 1851. También pueden conocerse como corrientes parásitas o corrientes torbellino. • f es la frecuencia (Hz). • Bmáx es la inducción magnética máxima (Gauss). • Δ es el espesor de la chapa magnética (mm). En ella se puede ver que si aumenta la frecuencia y el espesor de la chapa, aumentan las pérdidas por Foucault. En las máquinas eléctricas se procura evitar al máximo la circulación de estas corrientes, cortando el camino eléctrico por medio de núcleos especiales. Para lograr este efecto se utilizarán núcleos de chapa, de ferrita y de aire. • Nucleos de chapa. Consisten en una serie de chapas ferromagnéticas de pequeño grosor apiladas y recubiertas de barniz aislante. Se utilizan para bajas frecuencias. Las chapas permiten el paso del flujo magnético, pero no de las corrientes de Foucault, ya que estas son perpendiculares al campomagnético. Figura 3.47. Núcleo de chapas magnéticas. a a Figura 3.48. Corrientes parásitas de pequeño valor en chapas magnéticas. • Nucleos de ferrrita. Para frecuencias altas se recurre a materiales especiales con alta permeabilidad magnética denominados ferritas. a Figura 3.49. Núcleo de ferrita. • Núcleo de aire. Para frecuencias muy altas se recurre a dejar la bobina sin núcleo ferromagnético, y se dice que tiene núcleo de aire. Como este es un buen aislante eléctrico, las pérdidas por corrientes de Foucault son prácticamente nulas. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 3 92 Pérdidas por histéresis magnética recuerda La inducción magnética B en un determinado material depende de la intensidad de campo H, que a su vez varía con la intensidad de corriente que origina el campo magnético. El área comprendida por el ciclo de histéresis determina las pérdidas magnéticas. Cuando un campo magnético ha estado actuando sobre un material ferromagnético, este presenta una magnetización que se mantiene mientras duran los efectos de dicho campo. Sin embargo, cuando el campo cesa, los materiales presentan aún, en mayor o menor medida, indicios de imanación. Este fenómeno se denomina remanencia, y es la capacidad que tienen los materiales ferromagnéticos de mantener los efectos de la magnetización, una vez que ha finalizado la acción que los ha generado. El estudio de la remanencia se realiza mediante el análisis de lo que ese denomina histéresis magnética. Este proceso consiste en conocer y representar gráficamente, mediante el denominado ciclo de histéresis, la evolución de la inducción magnética B en función de la intensidad del campo magnético H. Un ejemplo de ciclo de histéresis sería el siguiente: S B B0 B2 B1 O H0 H 1 H S a Figura 3.50. Ciclo de histéresis. En la mayoría de las máquinas eléctricas (transformadores, motores y generadores), interesa un núcleo con un ciclo de histéresis lo más estrecho y alargado posible. La pérdida de potencia por histéresis depende, esencialmente, del tipo de chapa magnética empleada. Teniendo en cuenta la inducción magnética máxima, la frecuencia de la red y el tipo de material, es posible calcular las pérdidas según la fórmula de Steinmetz: n PH = Kh · f · Bmáx Donde: • f es la frecuencia (Hz). • Bmáx es la inducción magnética máxima (Tesla). • Kh es un coeficiente propio de cada material. • n es un coeficiente que dependerá del valor de la inducción máxima:1,6 para Bmáx < 1 T y 2 para Bmáx > 1 T. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. El transformador 93 10.3. Ensayos para calcular las pérdidas en un transformador Según se ha visto con anterioridad, para calcular la eficacia de un transformador es necesario evaluar las pérdidas en el cobre PCu y en el hierro PFe. Para hallarlas pueden usarse las ecuaciones; sin embargo, dos simples ensayos pueden suministrar dicha información acerca del transformador ya en funcionamiento. Ensayo de vacío Este ensayo proporciona la potencia perdida en hierro PFe mediante la lectura directa de los instrumentos conectados. recuerda Las pérdidas en un transformador las podemos determinar mediante ecuaciones en función de las características magnéticas del núcleo, de la resistencia de cada devanado y de la intensidad de corriente en cada bobinado. También las podemos determinar por medio de los ensayos de vacío y de cortocircuito. PFe U1n V1 Io W U2n A V2 a Figura 3.51. Ensayo de vacío. En el ensayo de vacío el bobinado secundario está abierto y no circulará intensidad por él (I2 = 0). El primario se conecta a la tensión nominal, siendo la tensión del secundario la nominal del transformador. La lectura del vatímetro es el consumo de potencia del transformador en esas condiciones, pero como no hay carga, corresponderá a las pérdidas en el hierro más las pérdidas en el cobre (Joule). recuerda Por seguridad, en el ensayo de vacío debe alimentarse el bobinado de BT y dejar el de AT abierto. En el bobinado secundario las pérdidas por efecto Joule son cero, ya que no circula corriente por él, y en el bobinado primario son despreciables, ya que la corriente de vacío I0 es muy baja. Por tanto, se puede afirmar que vatímetro indica las pérdidas en el hierro (histéresis + Foucault): PFe = PH + PF De un modo global, los resultados obtenidos en este ensayo son: • Voltímetro V1: tensión nominal primaria U1n. • Voltímetro V2: tensión nominal primaria U2n. • Amperímetro: corriente de vacío Io. • Vatímetro: pérdidas en el hierro PFe. • El factor de potencia. cosϕ0 = PFe U1n · I0 © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 3 94 Ensayo en cortocircuito recuerda Por seguridad, en el ensayo en cortocircuito debe alimentarse el bobinado de AT y cortocircuitar el de BT. Mediante este ensayo, es posible obtener la potencia perdida por efecto Joule o pérdidas en el cobre PCu. Pcu = Pcc Ucc V1 a Figura I1n W I2n A1 A2 3.52. Ensayo en cortocircuito. Para realizar el ensayo se cortocircuita el secundario, conectando el primario a tensión. Se aumentará progresivamente el valor de la tensión hasta que los amperímetros marquen los correspondientes valores nominales I1n e I2n. En ese instante el voltímetro V1 indicará el valor de la tensión de cortocircuito del transformador UCC. Por su parte, el vatímetro mostrará la potencia perdida por efecto Joule para los valores nominales de corriente: PCu = PCu1 + PCu2 = R1 · I12 + R2 · I22 En esas condiciones las pérdidas en el hierro son muy pequeñas respecto a las del cobre y no se considerarán. De un modo global, los resultados obtenidos en este ensayo son: • Voltímetro V1: tensión de cortocircuito UCC. • Amperímetro A1: intensidad nominal primaria I1n. • Amperímetro A2: intensidad nominal secundaria I2n. • Vatímetro: pérdidas en el hierro PCu o pérdidas en el ensayo en cortocircuito PCC a intensidad nominal. • Factor de potencia y tensión porcentual de cortocircuito. cosϕCC = PCC uCC = U1n ⋅ I1 U CC ⋅100 U1n • Impedancia, resistencia e inductancia de cortocircuito. ZCC = U CC I1n • Resistencia e inductancia de cortocircuito. RCC = PCC I12n 2 2 XCC = Z CC − RCC © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. El transformador 95 11. Rendimiento del transformador El rendimiento de un transformador se define como el cociente entre la potencia cedida al exterior por el bobinado secundario y la potencia absorbida por el bobinado primario: η= P2 P1 Para determinar el rendimiento pueden utilizarse dos métodos: • Método directo. Se obtiene el rendimiento a partir de la lectura directa de dos vatímetros conectados al primario y al secundario. Este valor suele expresarse como porcentaje. η(%) = W2 ⋅100 W1 Este método no es aconsejable para transformadores de mediana y gran potencia pues pueden cometerse errores importantes. • Método indirecto. Se calculan las pérdidas mediante los ensayos de vacío y cortocircuito y se aplica la expresión: η= P2 P2 + PCu + PFe Como las pérdidas en el cobre varían con la intensidad (carga), su valor a cualquier régimen de carga se determinará mediante la expresión: PCu = C2 ⋅ PCC Donde C es el índice de carga y su valor es la relación entre la corriente que suministra y la intensidad nominal. C= P2 I I = 2 ≅ 1 P2 n I2 n I1n Por tanto, el rendimiento para cualquier índice de carga será: ηC = C ⋅ P2 C ⋅ P2 + C2 ⋅ PCu + PFe ACTIVIDADES 7. En el ensayo de cortocircuito de un transformador monofásico de 50 kVA y 400 /230 V a intensidad nominal, el vatímetro conectado indica 245 W. ¿Qué valor tendrán las pérdidas en el cobre a 3 / 4 de la carga? © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 3 96 ACTIVIDADES FINALES ■ 1. Clasificar los transformadores según su función. ■ 2. ¿Qué se entiende por potencia nominal de un transformador?, ¿y por tensión de cortocircuito? ■ 3. Calcular la potencia necesaria de un transformador para alimentar el conjunto de receptores que se indica: a) 20 viviendas de 8 kW cada una. b) Una industria de 60 kW. c) Una red de alumbrado de 12 kW. El factor de potencia global será de cos ϕ = 0,8. ■ 4. ¿Qué potencia en kW se puede alimentar con un transformador de 160 kVA si cos ϕ = 0,7? ■ 5. Calcular las corrientes primaria y secundaria que circulan por un transformador trifásico de 630 kVA, tensiones 20 / 0,4 kV y frecuencia 50 Hz. ■ 6. Dado un transformador monofásico con 2 300 espiras en el primario y 480 espiras en el secundario, si se conecta su primario a una tensión de 1 000 V, ¿qué tensión se inducirá en el bobinado secundario? ■ 7. Para un transformador monofásico de 500 VA con 1 500 espiras en el primario y 39 espiras en el secundario, calcular las corrientes primaria y secundaria, sabiendo que su tensión nominal primaria es de 400 V. Calcular también, la tensión secundaria. ■ 8. ¿Qué desfase hay entre las tensiones primaria y secundaria en un transformador Dy6? ■ 9. En un amperímetro conectado a un transformador de intensidad de relación 125 / 5 A se obtiene una lectura de 1,5 A, ¿cuál es el valor de la corriente de la línea? Dibujar el esquema de conexión. ■ 10. Se desea controlar el valor de la tensión en una línea de 20 000 V, para ello se utiliza un transformador de tensión con relación 20 000/110 V. Realizar el esquema de conexión e indicar el valor de la tensión de la red, si el voltímetro marca 90 V. ■ 11. Decir las características de un transformador para el siguiente caso: la intensidad máxima que circula es de 80 A en la línea donde se conecta, además hay que alimentar a un relé de intensidad de 53 VA. ■ 12. Indicar la designación de un transformador en el que el primario está conectado en triángulo, el secundario en estrella con neutro accesible y cuyas tensiones de primario a secundario desfasan 330º. ■ 13. Indicar la secuencia correcta de funcionamiento de un transformador. Tachar lo incorrecto. • Al ser el flujo constante / variable se produce en el bobinado primario / secundario una tensión denominada inducida / inductora. • El flujo es conducido por la cuba / el núcleo hacia el bobinado primario / bobinado secundario. • Al conectar el bobinado primario / secundario a MT / BT, circula una corriente / tensión que da lugar a un flujo eléctrico / flujo magnético constante / variable. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. El transformador 97 ACTIVIDADES FINALES ■ 14. Un transformador monofásico de 50 kVA,10 000 / 500 V, 50 Hz, Ucc = 5 % funciona a plena carga con factor de potencia cos ϕ = 0,86 y carga inductiva. En vacío un vatímetro indica 800 W, y en el ensayo en cortocircuito a intensidad nominal la potencia es de 1 200 W. Calcular la potencia suministrada por el secundario, el rendimiento y la tensión de cortocircuito. ■ 15. Un transformador de 400 kVA presenta un protocolo de ensayo con los siguientes resultados: • Ensayo de vacío 820 W. • Ensayos de C/C 1340 W a intensidad nominal. Calcular su rendimiento para un índice de carga del 80 % y cosϕ = 0,85. ■ 16. Indicar el tipo de transformador de la figura y qué representan los números 1, 2, 3 y 4. 4 3 1 2 ■ 17. ¿Qué es cierto en el circuito magnético de un transformador? a) Corresponde al conjunto de bobinados primario y secundario. b) Es un conjunto de chapas ferromagnéticas apiladas y aisladas entre sí. c) Es el encargado de conducir el flujo magnético principal variable del secundario al primario. entra en internet ■ 18. Consultar las siguientes páginas de constructores de transformadores: • <www.comtrafo.com.br> (Observa los vídeos de los distintos tipos de transformadores en esta página.) • <http://www.abb.es/> • <www.siemens.com/energy> • <http://www.weg.net> • <www.ormazabal.com> © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 3 98 PRÁCTICA PROFESIONAL MATERIAL Cálculo de la relación de transformación • Una resistencia fija de 200 Ω, 150 W y una resistencia variable de 250 Ω, 150 W • Un transformador: 5 kVA, 400 / 230 V, 50 Hz OBJETIVO • Amperímetro de clase 2 y alcance 0–2A Determinar la relación de un transformador conectando a tensión uno de los devanados. Para ello se seguirán dos procedimientos distintos: por un lado, el método directo y, por otro, el método de oposición. • Polímetro • Dos interruptores, uno de ellos doble, o tres interruptores • Cables con terminales apropiados PRECAUCIONES • Destornillador • No conectar ni desconectar elementos bajo tensión. • Calculadora, libreta para notas y bolígrafo • Abrir los interruptores y comprobar la ausencia de tensión antes de medir el valor de la resistencia variable. DESARROLLO Método directo Este método consiste en alimentar el transformador por uno de los devanados, AT o BT, dejando el otro en vacío. Realizando una serie de mediciones con los voltímetros conectados en cada devanado, puede determinarse la relación de transformación como la relación entre los valores obtenidos en el primario y en el secundario. V1 La expresión a utilizar es la siguiente: U1 U2 = N1 N2 =m Según lo anterior, realizar el montaje indicado en la figura y, con los valores obtenidos en los voltímetros, rellenar la tabla siguiente con los valores de la relación de transformación calculados: Lecturas V1 V2 m 1 390 215 1,814 V2 a Figura 3.53. Montaje según el método directo. 2 3 4 5 NOTA. Las variaciones en la tensión del primario son debidas a las oscilaciones de la tensión en la red. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. El transformador 99 Método de oposición 1. Configurar el esquema de la figura. U1 1U AT 1V 2U BT 2V A U2 A R2 R1 B 3.54. Montaje según el método de oposición. a Figura 2. Conectar a tensión el devanado de AT y alimentarlo con un valor inferior a 150 V. 3. Conectar dos resistencias, según esquema de la figura, una fija (R2) y otra variable (R1). 4. A un borne del devanado de BT, se conecta un amperímetro, el cual conectaremos también al cursor de la resistencia variable. 5. Cerrar los interruptores y regular el valor de la resistencia variable mediante el cursor hasta que el amperímetro no indique paso de corriente, en esas circunstancias la corriente a través de cada resistencia será la misma. 6. El borne 2U está al mismo potencial que el nudo A, y el borne 2V está al mismo potencial que el nudo B. De este modo: U2 = R2 · I1 U2 = UAB = UR 2 U1 = (R2 + R1) · I1 Así: U1 U2 = (R1 + R2) · I1 R2 · I1 =m= R1 + R2 R2 7. Realizar tres ajustes sin tensión, como mínimo, de la resistencia variable y medir su valor con un óhmetro. 8. Los resultados se introducirán en la siguiente tabla: Lecturas R1 R2 m 1 157 200 1,785 2 200 3 200 4 200 5 200 © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 3 100 MUNDO TÉCNICO Protección ambiental Schneider Electric, especialista global en gestión de la energía, ha desarrollado los nuevos transformadores de llenado integral de éster vegetal Natura, diseñados especialmente para minimizar los riesgos de daño ecológico y contra la salud. Estos transformadores de distribución utilizan éster vegetal como dieléctrico líquido, obteniéndolo a partir de aceite de semillas. • Los transformadores Natura tienen un rango de potencia entre 250 a 2000 kVA con tensiones de primario / secundario de 36 kV / 420 V. • Para potencias superiores se dispone de la gama Vegeta. El transformador Natura de Schneider Electric presenta aspectos muy ventajosos como, por ejemplo, el hecho de ser biodegradable en más de un 99 % en 43 días (en medios acuáticos y terrestres), ade- a Figura más de ser reciclable, no tóxico y estar exento de PCB. Las características de este dieléctrico amplían la vida del sistema de aislamiento entre 5 y 8 veces, debido a su mayor capacidad de absorción de la humedad, que disminuye el envejecimiento del papel usado en los aislantes. También permiten un aumento de la sobrecarga admisible y la prolongación de la vida de los aislantes y del transformador. El éster vegetal es un material reciclable, pudiéndose transformar en biodiesel al mezclarlo con fueloil para calderas y hornos industriales. En definitiva, los transformadores de llenado integral de éster vegetal Natura pueden utilizarse para las mismas aplicaciones que los transformadores de silicona, añadiendo grandes ventajas medioambientales y ofreciendo una mayor vida útil. 3.55. Transformador Natura. (Cortesía de Schneider Electric). © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. El transformador 101 EN RESUMEN TRANSFORMADORES Finalidad Clasificación Constitución Principio de funcionamiento En vacío Conexiones Índice horario Transformador trifásico Pérdidas En carga Protecciones Transformadores de medida Conexión derivación Vacío Ensayos Rendimiento Cortocircuito EVALÚA TUS CONOCIMIENTOS Resuelve en tu cuaderno o bloc de notas 1. ¿Qué es falso al hablar de un transformador de distribución? 3. El ensayo de vacío de un transformador proporciona los siguientes datos: a. Al ser una máquina no estática, genera pérdidas por rozamiento y averías, de ahí su bajo rendimiento. a. Pérdidas en el hierro, tensión nominal secundaria y corriente nominal primaria. b. Es de funcionamiento reversible. b. Pérdidas en el hierro, tensión nominal secundaria y corriente de vacío en el primario. c. Funciona tanto en DC como en AC. 2. ¿Cómo se conecta un transformador de intensidad? a. El primario se conecta en paralelo con el circuito y el secundario se conecta en cortocircuito (amperímetro). b. El secundario se conecta en abierto y el primario en serie con el circuito. c. El primario se conecta en serie con el circuito y el secundario se conecta en cortocircuito (amperímetro). c. Pérdidas en el hierro, tensión nominal primaria y corriente de vacío en el secundario. 4. Indica los valores normalizados para las magnitudes en secundario de los transformadores de medida: a. 5 A y 110 V. b. 100 kVA y 400 V. c. 400 / 230 V. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. 102 4 Unidad 4 Redes aéreas de distribución de baja tensión vamos a conocer... 1. Definición y tipos de redes aéreas de distribución en baja tensión 2. Red aérea trenzada 3. Cables para redes trenzadas 4. Las redes aéreas de distribución y el Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión 5. Intensidades máximas admisibles por los conductores 6. Montaje y mantenimiento de las redes aéreas de baja tensión PRÁCTICA PROFESIONAL Derivación de conductores trenzados mediante conectores de perforación de aislamiento MUNDO TÉCNICO Primer sistema superconductor y al finalizar esta unidad... Conocerás los tipos de redes aéreas de baja tensión. Identificarás los materiales más usuales en este tipo de redes. Sabrás qué tipos de cables son los usados en la distribución aérea de baja tensión. Consultarás e interpretarás la normativa aplicable a este tipo de redes. Sabrás averiguar las intensidades máximas admisibles de los cables para distintas secciones y aplicarás los factores de corrección que correspondan. Tendrás nociones sobre cómo organizar el montaje y el mantenimiento de una red aérea de baja tensión. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. 103 CASO PRÁCTICO INICIAL situación de partida José Pérez trabaja en la empresa Redes e Instalaciones eléctricas ATOMO. Después de 5 años ha sido ascendido a jefe de grupo y debe hacerse cargo de organizar el montaje de la red de alimentación en BT para una granja avícola en el término municipal de Xàtiva (Valencia). La información de la que dispone es la que le proporciona el proyecto de Línea eléctrica aérea sobre apoyos para BT elaborado por un despacho de ingeniería. Según dicho proyecto, debe trazar un plan de montaje que incluya materiales, herramientas, medios de montaje, así como una programación en cuanto a fechas y personal necesario. transformación de intemperie sobre apoyo (inicialmente sin servicio). La línea debe recorrer 130 m hasta la fachada de la granja, desde donde recorrerá, posada por la fachada, unos 10 m hasta la caja general de protección (CGP). Analizando los planos se percata de que la línea se compone de tres apoyos de hormigón distribuidos en dos vanos de 60 m. La potencia a alimentar es de 30 kW y el suministro es 3F+N, con un cos j = 0,9. Después de verificar que la caída de tensión está dentro del margen permitido, comprueba que el tipo de cable y la sección escogida es RZ 0,6/1 kV 3x25 Al/29,5 Alm. Tras leer detenidamente el proyecto, observa que se trata de una red aérea trenzada sobre apoyos que se iniciará en un centro de estudio del caso Antes de empezar a leer esta unidad de trabajo, puedes contestar las dos primeras preguntas. Después analiza cada punto del tema con el objetivo de contestar el resto de preguntas de este caso práctico. 1. ¿Has observado en tu ciudad cómo es la red de distribución de BT?, ¿cómo son los conductores?, ¿dónde crees que se inician este tipo de redes? 5. ¿Cómo se designan los conductores trenzados?, ¿qué secciones normalizadas se utilizan? 6. Asumiendo el hecho de que la caída de tensión es correcta, ¿sabrías decir por qué la sección empleada en el caso práctico es 3x25 Al/29,5 Alm. 2. Basándote en los conocimientos adquiridos en la unidad 2, ¿sabrías decir la potencia del transformador de alimentación y qué elementos de corte y protección debe tener? 7. ¿Qué orden correlativo de trabajos crees más adecuado para el montaje de la línea? 3. ¿Por qué crees que se utiliza el conductor trenzado en la red posada sobre fachada? 8. ¿Qué medios materiales y herramientas se necesitan para la realización de la red? 4. ¿Por qué crees que se emplean trenzados con neutros de Almelec en la red trenzada sobre postes?, ¿por qué crees que se actúa sobre el neutro y no sobre una de las fases? © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 4 104 1. Definición y tipos de redes aéreas de distribución en baja tensión caso práctico inicial La red de distribución de BT de cualquier ciudad es, bien aérea del tipo posada sobre fachada, o subterránea bajo zanjas. Los conductores en red aérea son del tipo trenzado. En ambos casos la red se inicia en un centro de transformación. La potencia del transformador tipo intemperie para la alimentación de la granja avícola será de 50 kVA. Los elementos de protección deberán ser: • seccionador cortacircuitos fusibles, • autovalvulares. Se define como red de distribución en baja tensión (BT) a la red eléctrica que se inicia en el cuadro de baja tensión de un centro de transformación para dar, más tarde, suministro eléctrico a los usuarios. La instalación de estas redes se ajustará a lo prescrito en las instrucciones ITC-BT 06, 07 y 08 del Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión (REBT), así como a las normas que establezca la empresa distribuidora de energía. La red de distribución en BT se puede realizar de las dos formas siguientes: • Mediante redes aéreas, que suelen aparecer de dos modos: – Conductores trenzados posados sobre las fachada. – Conductores trenzados tensados sobre apoyos. • Mediante redes subterráneas bajo zanjas. 2. Red aérea trenzada La red trenzada está formada por conductores aislados con polietileno reticulado trenzados entre sí. En función del tipo de instalación, el conductor neutro puede ser usado como cable portante del conjunto, en este caso, quedará sometido a esfuerzos importantes, siendo necesario el uso como elemento conductor del Almelec (aleación de aluminio y acero de alta resistencia mecánica). Al neutro que aparece bajo esta configuración se le denomina neutro fiador o portador. 2.1. Red trenzada posada sobre fachada En este tipo de red la trenza de cables no queda sometida a esfuerzos mecánicos (salvo su propio peso), por tanto, no será necesario utilizar el neutro de tipo fiador mencionado anteriormente. La red se acopla a las formas de los edificios, fijándose los conductores a las fachadas mediante soportes separados entre sí unos 50 cm. Es utilizada para el suministro eléctrico en zonas donde realizar zanjas puede resultar complicado, como cascos antiguos, zonas rurales, etc. caso práctico inicial Se utiliza la red trenzada porque resulta muy práctica para su tendido y desarrollo sobre las fachadas de los edificios. La trenza incorpora las tres fases y el neutro, siendo mucho más manejable que el cable tetrapolar. a Figura 4.1. Cable trenzado. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Redes aéreas de distribución de baja tensión El inconveniente de este tipo de distribución es que consume gran tirada de cable, ya que se ha de adaptar a todas las curvas y obstáculos que presentan las fachadas (balcones, ventanas, cornisas, etc.). Se puede decir que precisa mayor tirada de cable que la red sobre apoyos. a Figura 105 saber más A través de los manuales técnicos de empresas como Iberdrola o Unión Fenosa, es posible acceder a los proyectos tipo de red aérea de baja tensión. 4.2. Red trenzada sobre fachada. 2.2. Red trenzada tensada sobre apoyos Son redes idóneas para zonas rurales o para urbanizaciones de viviendas muy dispersas. Su tendido se realiza suspendiendo el haz, obligatoriamente con neutro fiador, sobre apoyos de hormigón, de metal o de otro tipo. El haz de conductores se instala con una tensión predeterminada entre los apoyos. Es importante recordar que este tensado se realiza sobre el neutro fiador ya que, al ser de Almelec, posee mejores características mecánicas que el aluminio de los conductores de fase. a Figura 4.3. Red trenzada sobre apoyo. El proceso de dotar de tensión al cable se realizará de acuerdo con las tablas de tensado y tendido que proporcionan fabricantes y empresas suministradoras de energía (Iberdrola, Unión Fenosa, etc.). La fijación puede realizarse, también, con cable portador de acero, aunque habitualmente se hace mediante el neutro fiador ya mencionado. Los postes más utilizados son los de hormigón armado, aunque pueden verse también apoyos metálicos octogonales o de tipo presilla. El tipo de apoyo dependerá del tipo de terreno o de los esfuerzos a los que pudiera quedar sometido dicho apoyo. Figura 4.4. Derivación sobre apoyo. a © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 4 106 2.3. Elementos de conexión, fijación y amarre Los elementos utilizados para fijar los conductores a los apoyos son, básicamente, de dos tipos: • Elementos de suspensión. • Elementos de amarre. Cada tipo de elemento posee unas características particulares que se describen a continuación. Conjuntos y elementos de suspensión Se utilizan, o bien en los apoyos en los que no hay cambio de dirección de la línea, o bien en los que el cambio es muy pequeño. En estas condiciones el haz es fijado a través del neutro fiador al conjunto de suspensión, actuando como apoyo simple, soportando, únicamente, el peso de los conductores. Fijación mediante perno de Ø 14 ó 16 mm o 2 flejes inox 20 x 0,7 mm CS 1500 PS 1500 + LM 1500 A 210 Neutro Almelec hasta 80 mm2 a Figura 4.5. Detalle de elementos de suspensión. (Cortesía de Cahors). Conjuntos y elementos de amarre Se utilizan en los apoyos en los que hay cambio en dirección. En este caso el neutro fiador tensado es fijado al apoyo mediante pinzas de acuñamiento cónico. Igualmente se utilizan conjuntos de amarre en el inicio y en el final de línea, siendo aconsejable disponerlos también cada tres o cuatro apoyos de suspensión, aunque no haya cambio de dirección en la línea. Fijación mediante 2 pernos o 2 flejes 20 x 0,7 mm CA 1500 PA 1500 Fijación mediante 2 pernos Ø 14 o 16 mm o 2 flejes 20 x 0,7 mm CA 1500 PA 1500 PA 1500 Neutro Almelec de 54,6 ó 70 mm2 Neutro Almelec de 54,6 ó 70 mm2 A 210 a Figura 4.6. Detalle de elementos de amarre. (Cortesía de Cahors). © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Redes aéreas de distribución de baja tensión 107 Un esquema general podría ser el siguiente: Elementos de amarre a1 1 a Figura Elementos de amarre Elementos de suspensión a2 a3 2 a4 3 4 a5 5 4.7. Elementos de amarre y suspensión en red trenzada sobre apoyos. Elementos de fijación de líneas aéreas trenzadas BT en redes posadas sobre fachada Para la fijación de la red trenzada de BT sobre una fachada, se utiliza una abrazadera de acero plastificado que asegura el aislamiento y protege de la corrosión. Esta abrazadera va soldada a un tornillo autorroscante que se fija en la pared utilizando un taco. Se recomienda la instalación de un soporte cada 50 a 70 cm. D a ARC a D ARC 2 a Figura D2 4.8. Soporte simple y doble para una y dos líneas. (Cortesía de Cahors). © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. 6 Unidad 4 108 Otros elementos utilizados en las redes aéreas • Cunas para líneas y acometidas. Son elementos para la protección de líneas aéreas trenzadas en cambios de dirección o esquinas. a Figura 4.9. Cunas. (Cortesía de Cahors). • Capuchones para tubos de protección. Se utilizan como elementos de estanqueidad en tubos de protección de cables en fachada o poste. • Materiales para bajada de postes y fachadas. Los más utilizados son las abrazaderas que mantienen el tendido ordenado y en el lugar previsto. a Figura 4.10. Capuchones y abrazadera. (Cortesía de Cahors). • Conectores de perforación de aislamiento. Se utilizan en derivaciones a partir de una red aérea aislada trenzada de distribución BT. a Figura 4.11. Conector de perforación (Cortesía de Tyco). En los conectores de perforación de aislamiento, la conexión eléctrica entre los conductores, principal y de derivación, se lleva a cabo sin necesidad de retirar el aislamiento o pelar el cable, como tradicionalmente se hace en los otros tipos de conectores. Ambos conductores son penetrados por los dientes de las cuchillas metálicas (B). © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Redes aéreas de distribución de baja tensión 109 Las distintas partes del conector se muestran en la siguiente figura: E D A B F C B A a Figura 4.12. Conector de perforación (fases de operación). (Cortesía de Tyco). Los dos cuerpos plásticos (A) son atravesados por un tornillo pasante (D) protegido contra la corrosión. Al tornillo le es ensamblada una cabeza fusible (E) para controlar el par de apriete durante la instalación, además, se suministra con un capuchón (F) que se colocará al extremo del conductor de derivación para asegurar la hermeticidad. Una vez alineados los conductores con el eje del conector, se aprieta el tornillo pasante desde la cabeza fusible mediante un Ratchet. Los dientes de la cuchilla perforan el aislamiento de los conductores estableciendo el contacto eléctrico. a Figura 4.13. Herramienta Ratchet. Cuando se ha atravesado totalmente el aislamiento, los dientes de la cuchilla hacen una perforación profunda en la capa externa del conductor, lo que proporciona un excelente contacto eléctrico. Al quebrarse la cabeza fusible, se alcanza el par de apriete nominal, garantizándose una conexión fiable. a Figura 4.14. Fases de apriete en conector de perforación. (Cortesía de Tyco). © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 4 110 3. Cables para redes trenzadas Los cables utilizados en redes trenzadas están formados por un haz de conductores de aluminio (Al) cableados en trenza y aislados con polietileno reticulado (XLPE) de color negro o blanco. Si dispone de neutro, este puede realizar las funciones de cuerda portante, en cuyo caso se dice que son de neutro fiador. caso práctico inicial Se utiliza la red trenzada con neutro fiador de Almelec en la distribución sobre apoyos, pues los cables estarán sometidos a tensión mecánica, y el aluminio, aunque posee buenas condiciones eléctricas, no puede responder a las exigencias mecánicas de dicha tensión. Fases. Alambres de aluminio (Al). Neutro fiador. Aleación de aluminio (Al), magnesio (Mg) y silicio (Si) denominada Almelec (Alm). Las secciones son de 29,5 mm2; 54,6 mm2 y de 80 mm2. • Designación. RZ 0,6/1 kV El Almelec, si bien eléctricamente no responde como el aluminio, asegura una buena resistencia mecánica. – R. Aislamiento polietileno reticulado (XLPE). – Z. Formación en trenza – 0,6/1 kV. Niveles de aislamiento fase-masa/ fase-fase. El neutro es el conductor escogido para el uso del Almelec, pues en un circuito trifásico equilibrado no circula corriente por el neutro. a Figura 4.15. Cable trenzado de aluminio. Las características de dichos cables, sus intensidades admisibles, así como los posibles factores de corrección a aplicar, se encuentran definidos en la instrucción ITC-BT-06 del REBT, Norma UNE 211435 o en el manual técnico Iberdrola que se muestra a continuación: CARACTERÍSTICAS DE LAS REDES DE DISTRIBUCIÓN Designación 3×25/29,5 3×50/29,5 3×25/54,6 3×50/54,6 3×95/54,6 3×150/80 Diámetro mínimo de la fase, mm 8,4 10,9 8,4 10,9 14,6 17,5 Diámetro máximo de la fase, mm 9,6 12,3 9,6 12,3 16,1 19,1 24,00 30,750 24,00 30 750 40,25 47,75 470 701 540 770 1 260 1 810 6 200 6 200 6 200 6 200 6 200 6 200 0,000023 0,000023 0,000023 0,000023 0,000023 0,000023 870 870 1 660 1 660 1 660 2 000 Diámetro total máximo del haz, mm Masa aproximada, kg/km Módulo de elasticidad, daN/mm 2 Coeficiente de dilatación lineal, °C Carga de rotura, daN a Tabla –1 4.1. En la tabla anterior se muestran las secciones de los cables más utilizados en redes trenzadas, cada columna indica la sección de los tres conductores de aluminio, así como la sección del neutro. También se indican algunas propiedades relativas a la resistencia y a la elasticidad en cada caso. Además de para redes de distribución, la designación RZ también se utiliza para la acometida, que es la parte de la instalación que aparece entre la red de distribución y la caja general de protección. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Redes aéreas de distribución de baja tensión 111 4. Las redes aéreas de distribución y el Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión La normativa a cumplir por este tipo de redes viene indicada en la instrucción ITC-BT 06 del Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión (REBT), de ella cabe destacar los siguientes aspectos: • Instalación de conductores aislados. • Instalación de cables posados y tensados. • Cuestiones relativas al neutro. • Cruzamientos, proximidades y paralelismos. 4.1. Instalación de conductores aislados Serán de tensión asignada no inferior a 0,6/1 kV, siendo sus secciones mínimas de 16 mm2 para aluminio y 10 mm2 para cobre. saber más Una de las empresas que más presencia tiene en el mercado es General Cable. Además de un catálogo detallado de material, también cuenta con un amplio capítulo de recomendaciones a la hora de realizar una instalación. Respecto a los cables RZ, las consideraciones son: Instalación. Cable para distribución de energía de baja tensión. Instalación al aire. Se da en: • líneas aéreas tensadas entre apoyos, • líneas posadas en fachadas. 4.2. Instalación de cables posados En la instalación de cables posados sobre fachadas, como norma general, debe respetarse una altura mínima de 2,5 m desde el suelo. En los recorridos por debajo de esta altura, como es el caso de algunas acometidas, deben protegerse los cables mediante elementos adecuados. No son aptos para instalación directamente enterrada. Intemperie. Estos cables están diseñados para estar expuestos a la intemperie, sometidos a condiciones ambientales adversas, tales como lluvia, hielo, rayos ultravioleta, etc. Sobrecargas. Además de las cargas permanentes intrínsecas a la construcción del cable, deben tenerse en cuenta las sobrecargas producidas por las acciones de factores externos como el viento y el hielo. Conductores. Los conductores para este tipo de cable son negros numerados. a Figura 4.16. Acometida de red trenzada. a Figura 4.17. Tubo de protección a baja altura. En las proximidades de aberturas en fachadas, deben respetarse las siguientes distancias mínimas: • Ventanas. Al menos 0,3 m al borde superior de la abertura, y 0,5 m al borde inferior y bordes laterales de la abertura. • Balcones. Al menos 0,3 m al borde superior de la abertura y 1 m a los bordes laterales del balcón. • Elementos metálicos. Se respetará una distancia mínima de 0,05 m a los elementos metálicos presentes en las fachadas, tales como escaleras, a no ser que el cable disponga de protección. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 4 112 Un esquema general podría ser el siguiente: 0,3 m al borde superior 0,5 m a los bordes laterales 0,5 m al borde inferior 1m a los bordes laterales 0,3 m al borde superior Red trenzada tipo RZ Caja acometida Protección por debajo de 2,5 m a Figura 4.18. Distancias a ventanas y balcones en red trenzada sobre fachada. 4.3. Instalación de cables tensados Se respetará una distancia mínima al suelo de 4 m, salvo lo especificado en el apartado de cruzamientos. saber más Tracción máxima. Debe tenerse en cuenta que la tracción máxima admisible de estos cables no puede ser superior a su carga de rotura dividida por 2,5. Conductor trenzado con fiador incorporado 4m Conductor trenzado con fiador exterior a Figura 4.19. Distancia al suelo en red sobre apoyos. 4.4. Cuestiones relativas al neutro Sección mínima del neutro Respecto a la sección mínima, se verán dos casos: • Para línea monofásica. Será la misma que la de la fase. • Para línea trifásica más neutro. La sección del neutro aparece ya calculada y tabulada en función de la sección de la fase. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Redes aéreas de distribución de baja tensión 113 Los datos aparecen en la siguiente tabla: Fase (mm2) Neutro (mm2) Cables trenzados en haz tipo RZ (mm2) Mínima - Con neutro fiador de ALMELEC 10 (Cu) 10 1 × 25 Al /54,6 Alm 16 (Cu) 10 1 × 50 Al /54,6 Alm Mínima - 3 × 25 Al /54,6 Alm 16 (Al) 16 3 × 50 Al /54,6 Alm 25 16 3 × 95 Al /54,6 Alm 35 16 3 × 150 Al /80 Alm 50 25 70 35 Sin neutro fiador 95 50 2 × 16 Al -- 4 × 16 Al 120 70 2 × 25 Al -- 4 × 25 Al 150 70 4 × 50 Al 185 95 3 × 95/50 Al 240 120 3 × 150/95 Al 300 150 400 185 a Tabla saber más Esquema TT Este tipo de esquema es el más utilizado en la actualidad, llegando a aparecer, aproximadamente, en el 95% de las instalaciones. Corresponde a las instalaciones alimentadas directamente por una red de distribución en BT en las que el neutro del transformador de alimentación está conectado directamente a tierra, y las partes metálicas de los receptores están unidas a otra toma de tierra. T Figura 4.20. Esquema de distribución TT. a 4.2. La rotura del conductor neutro en la red de distribución puede generar sobretensiones que afecten a los receptores y aislamientos de una instalación. La alimentación de equipos con tensión superior a la de diseño puede generar: sobrecalentamiento de los equipos, reducción de su vida útil, incendios, destrucción de los equipos o interrupción del servicio. Al funcionar con neutro las cargas dependen de cada instalación, mientras que la tensión vendrá impuesta por el transformador. U1 = U2 = U3 = UTRANSFORMADOR = UFN (Fase-Neutro) Una vez producido el corte de neutro, en las cargas Z2 y Z3, las tensiones U2 y U3 pasan a depender del las impedancias aguas abajo del corte, mientras que U1 sigue recibiendo la tensión del transformador UFN. La tensión fase-neutro en 2 y 3 se reparte según el valor de las impedancias, pudiendo llegar a ser de un valor elevado. a Figura T U1 U2 U3 Z1 Z2 Z3 4.21. Red con rotura de neutro. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 4 114 Continuidad y puesta a tierra del neutro saber más Una de las empresas que más presencia tiene en el mercado es Unión Fenosa. En sus manuales técnicos aparecen algunas recomendaciones a la hora de decidir dónde colocar la tierra del neutro. En la proximidad del centro de transformación, a poder ser en el primer apoyo de cada una de las salidas aéreas de baja tensión, siempre que el neutro no esté puesto a tierra en el propio centro de transformación. En puntos juiciosamente elegidos, teniendo en cuenta la naturaleza del terreno. Debe procurarse que el número medio de tomas de tierra sobre las líneas aéreas de un mismo centro de transformación no sea superior a una por cada 500 m de longitud de la línea. Se dispondrán, preferentemente, en la zona donde se encuentren las ramificaciones. En zonas muy tormentosas, debe existir una toma de tierra de neutro cerca de cada derivación o grupo de derivaciones vecinas. Debe existir, además, otra toma de tierra a una distancia máxima de 200 m sobre cada línea que parte de una derivación de longitud superior a 100 m. Cada derivación o grupo de derivaciones debe estar dotada de un juego de tres pararrayos en el arranque, dispuestos entre cada uno de los conductores de fase y el neutro en el punto donde este está puesto a tierra. El neutro no podrá ser interrumpido en las redes de distribución, salvo que esta interrupción sea realizada en alguno de estos casos: • Utilizando interruptores o seccionadores de corte omnipolar, simultáneamente, sobre las fases y el neutro. • Que en la desconexión actúen primero sobre las fases y después sobre el neutro. • Que en la conexión actúen primero sobre el neutro y después sobre las fases. También se pueden utilizar uniones amovibles en el neutro. Estas uniones solo se realizarán con las herramientas adecuadas, no debiendo ser seccionado el neutro sin que lo estén previamente las fases, ni conectadas estas sin haberlo sido previamente el neutro. Puesta a tierra del neutro El neutro deberá estar puesto a tierra: • en el centro de transformación, • cada 500 m, como mínimo, si la distribución es TT. 1 Fleje de acero inoxidable 2 Tubo recto PVC ∅ 30 mm ≥ 2,5 m 3 4 1. Derivación por cuña de presión 2. Cable unipolar aislado 3. Grapa de conexión paralela 4. Pica bimetálica lisa a Figura 4.22. Puesta a tierra del neutro. (Cortesía de Iberdrola). © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Redes aéreas de distribución de baja tensión 115 4.5. Cruzamientos Los casos de cruzamiento más comunes se describen a continuación. Con líneas eléctricas aéreas de AT La línea de baja tensión deberá cruzar por debajo de la línea de alta tensión. recuerda La mínima distancia vertical d entre los conductores de ambas líneas, en las condiciones más desfavorables, se expresa mediante la relación: La instrucción técnica complementaria ICT-BT-06 se encarga de fijar las normas para redes aéreas de distribución en baja tensión. El apartado de cruzamientos aparece en dicha instrucción. d > 1,5 + U + L1 + L2 100 Siendo: • U. Tensión de la línea de AT (kV). • L1. Longitud en metros entre el punto de cruce y el apoyo más próximo de la línea de AT • L2. Longitud en metros entre el punto de cruce y el apoyo más próximo de la línea de BT Un esquema de esta situación es el siguiente: d (distancia vertical de cruce) L2 L1 a Figura 4.23. Distancia entre conductores. Con líneas eléctricas aéreas de BT Cuando algunas de las líneas sean de conductores desnudos, establecidas en apoyos diferentes, la distancia entre los conductores más próximos de las dos líneas será superior a 0,5 m. Cuando las dos líneas sean aisladas, podrán estar en contacto. Con líneas aéreas de telecomunicación El REBT establece en el p3.9.1.3 ITC BT06 que las líneas de baja tensión con conductores desnudos cruzarán por encima de las de telecomunicación, pudiendo excepcionalmente pasar por debajo. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 4 116 saber más Teniendo en cuenta que, actualmente, la gran mayoría de líneas de baja tensión se realizan con conductores aislados, se tomarán como distancias de cruzamiento las indicadas por Unión Fenosa en su proyecto tipo, donde se establece lo siguiente: Las líneas de baja tensión con conductores aislados cruzarán por encima de las de telecomunicación, pudiendo excepcionalmente pasar por debajo. La separación entre conductores más próximos será de 0,5 m pudiendo reducirse a 0,25 m cuando no sea posible mantener la distancia anterior. Cuando el cruce se efectúe en distintos apoyos, la distancia mínima entre los conductores desnudos de las líneas de baja tensión más próximos y los de las líneas de telecomunicación será de 1 m. Si el cruce se efectúa sobre apoyos comunes, dicha distancia podrá reducirse a 0,5 m. Con carreteras y ferrocarriles sin electrificar La distancia mínima del conductor más bajo, en las condiciones de flecha máxima, será de 6 m. Los conductores no presentarán ningún empalme en el vano de cruce, admitiéndose, durante la explotación, y por causa de reparación de avería, la existencia de un empalme por vano. Con ferrocarriles electrificados, tranvías y trolebuses La altura mínima de los conductores sobre los cables o hilos sustentadores o conductores de la línea de contacto será de 2 m. Con ríos o canales navegables o flotables La altura mínima de los conductores sobre la superficie del agua para el máximo nivel que puede alcanzar será de: H=G+1 Siendo G es el gálibo en metros. En el caso de que no exista gálibo definido se considerará este igual a 6 m. a Figura 4.24. Cruzamientos. Con antenas receptoras de radio y televisión Queda prohibida la utilización de los apoyos de sustentación de líneas de baja tensión para la fijación sobre los mismos de antenas de radio o televisión, así como los tirantes de las mismas. Los conductores de la línea de baja tensión, cuando sean desnudos, deberán presentar una distancia igual a 1 m como mínimo. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Redes aéreas de distribución de baja tensión 117 Con canalizaciones de agua y gas La distancia mínima entre cables de energía eléctrica y canalizaciones de agua o gas será de 0,2 m. De forma gráfica y resumida se ven todas estas distancias en la figura siguiente: Líneas aéreas de baja tensión Ferrocarril sin electrificar Carretera Ferrocarril electrificado Líneas aéreas telecomunicación Red BT Conductor desnudo BT: 0,5 m Conductor aislado BT: en contacto Teleféricos Cables transportadores Conductor desnudo BT: 1 m 2m 6m Conductor aislado BT: 0,5 m 6m Canales o ríos navegables Canalizadores de agua o gas Antenas Radio y TV Red BT Si la línea de BT pasa por encima: 2 m H=G+1 G=6m 0,2 m 0,2 m Si la línea de BT pasa por debajo: 3 m a Figura 4.25. Resumen de distancias de cruzamiento. 4.6. Proximidades y paralelismos Los casos más significativos son los siguientes: • Con líneas eléctricas aéreas de AT. Se evitarán líneas paralelas a una distancia inferior de 1,5 veces la altura del apoyo más alto. Cuando no se puedan cumplir esas distancias: – Para líneas de U ≤ 66 kV, distancias superiores a 2 m. – Para líneas de U > 66 kV, distancias superiores a 3 m. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Conductor desnudo 1m Unidad 4 118 Un esquema sería: 1,5 x H H a Figura 4.26. Paralelismo con red de AT. • Con otras líneas de BT o de telecomunicación. Cuando ambas líneas sean de conductores aislados, la distancia mínima será de 0,1 metros. Si, por el contrario, alguna de las líneas posee un conductor desnudo, entonces la distancia mínima será de 1 m. Si ambas van sobre el mismo apoyo, la distancia mínima podrá reducirse a 0,5 m. Cuando ambas líneas sean aisladas: 0,10 m mínimo Cuando cualquiera de las líneas sea de conductor desnudo: 1 m mínimo a Figura 4.27. Paralelismo con red de BT o de telecomunicación. • Con calles o carreteras. Las líneas aéreas con conductores aislados respetarán una distancia mínima de 6 m para su máxima flecha vertical. Se podrá reducir esta distancia a 4 m cuando no vuelen junto a zonas o espacios de posible circulación rodada. caso práctico inicial Al organizar el montaje de la red de BT para la granja, será necesario comprobar si hay cerca otras líneas, calles, carreteras, conducciones, etc. Conductor desnudo 6 m en zonas de tráfico rodado Conductor aislado 6 m en zonas de tráfico rodado a Figura 4.28. Paralelismo con carretera. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Redes aéreas de distribución de baja tensión • Con ferrocarriles electrificados, tranvías y trolebuses. La distancia horizontal de los conductores a las instalaciones de la línea de contacto será de 1,5 m, como mínimo. 1,5 m como mínimo a Figura 4.29. Paralelismo con ferrocarril. • Con zonas de arbolado. Se utilizarán, preferentemente, cables aislados en haz. Si los cables fueran desnudos se tomarán las medidas necesarias para evitar el contacto entre los conductores y las ramas de los árboles. a Figura 4.30. Paralelismo con masa de arbolado. • Con canalizaciones de agua y gas. La distancia mínima entre los cables de energía eléctrica y las canalizaciones de agua sea de 0,2 m. La distancia entre cabes de energía eléctrica y las canalizaciones de gas será de 0,2 m, excepto las canalizaciones de alta presión (más de 4 bares), en que la distancia será de 0,4 m. Gas 0,20 m baja presión 0,40 m alta presión Agua: 0,20 m a Figura 4.31. Paralelismo con canalización de agua o gas. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. 119 Unidad 4 120 5. Intensidades máximas admisibles por los conductores caso práctico inicial Los técnicos de la empresa ÁTOMO deben consultar las tablas correspondientes para tomar las secciones normalizadas de redes trenzadas. En este caso es 3 × 25 Al / 29,5 Alm. Las intensidades máximas admisibles que figuran en los siguientes apartados se aplican a los cables aislados de tensión asignada 0,6/1 kV, a una temperatura de 40 °C, instalados al aire y correspondientes a un solo cable (entendiendo como cable al conjunto del trenzado). Las intensidades máximas admisibles para cada sección se pueden encontrar en las tablas que al efecto se publican en la ITC-BT 06 del REBT. En lo que se refiere a cable trenzado para red tensada sobre apoyos tipo RZ con fases de Al y neutro de Alm, la tabla que publica la ITC-BT 06 coincide con la que expone Iberdrola en su manual tipo MT.2.41.20, 2008 y que se reproduce a continuación: CABLES DE ALUMINIO TRENZADO CON FIADOR DE ALMELEC, PARA REDES AÉREAS TENSADAS Número de conductores por sección (en mm2) Intensidad máxima (A) (red tensada) 1 × 25 Al / 54,6 Alm 110 1 × 50 Al / 54,6 Alm 165 a Tabla 3 × 25 Al / 29,5 Alm 100 3 × 50 Al / 29,5 Alm 150 3 × 95 Al / 54,6 Alm 230 3 × 150 Al / 80 Alm 305 4.3. Sin embargo, cuando se trata de conductor tipo RZ para red posada sobre fachada sin neutro fiador de Almelec, la norma UNE 211435-2007 proporciona unos valores de intensidad admisible más actualizados que la ITC-BT 06. INTENSIDAD MÁXIMA ADMISIBLE (A) AISLAMIENTO DE XLPE. CONDUCTOR DE COBRE O DE ALUMINIO CABLES EN TRIÁNGULO EN CONTACTO Tres conductores cargados Dos conductores cargados Sección mm2 Protegidos del sol Expuestos al sol Protegidos del sol Expuestos al sol Aluminio 16 64 56 78 72 25 90 76 105 95 50 135 115 160 145 95 215 185 – – 150 300 250 – – 2,5 – – 32 31 4 35 31 42 40 6 45 39 54 52 Cobre 10 62 54 76 70 16 84 72 100 94 a Tabla 4.4. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Redes aéreas de distribución de baja tensión 121 Si se produce un cambio en las condiciones iniciales antes mencionadas, el REBT facilita una relación de factores de corrección a aplicar. Por último, si la instalación se encuentra expuesta directamente al sol, a los valores de intensidad máxima admisible obtenidos se les aplicará un factor de corrección 0,9. En las siguientes tablas se pueden ver los factores de corrección a aplicar en dos casos básicos: • Corrección por temperaturas (distintas de 40 °C). Cuando la temperatura es distinta de 40 °C, habrá que aplicar un factor de corrección según la siguiente expresión: F= 90 − θa 50 Siendo θa temperatura ambiente en °C. Según esta expresión, los factores de corrección quedan: FACTOR DE CORRESPONDENCIA PARA TEMPERATURA AMBIENTE DE 40 °C + Temperatura ambiente (θa) (en °C) 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 1,27 1,22 1,18 1,14 1,10 1,05 1 0,95 0,90 0,84 0,77 a Tabla ºC – 4.5. • Corrección por agrupamiento de cables. FACTOR DE CORRECCIÓN PARA AGRUPAMIENTO DE CALBES EN REDES TENSADAS O POSADAS Número de cables 1 2 3 4 6 Más de 6 Factor de corrección 1,00 0,89 0,80 0,75 0,75 0,70 a Tabla 4.6. caso práctico inicial EJEMPLO Calcula la intensidad admisible de una red trenzada expuesta al sol de sección: 3×150 Al/80 Alm. 305 A × 0,9 = 274,5 A Calcula la intensidad admisible de una red trenzada posada sobre fachada de sección 4×50 Al a la temperatura de 20 ºC. La sección empleada en el proyecto de la granja será de: 3×25 Al/29,5 Alm De este modo, su intensidad admisible, incluyendo el factor de corrección de exposición al sol, es superior a la intensidad que circulará por él. 135 A × 1,18 = 159,3 A Calcula la intensidad admisible de una red trenzada posada sobre fachada de sección 4×25 Al a la temperatura de 30 ºC y que discurre junto a otro haz. 90 A × 1,10 × 0,89 = 88,11 A © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 4 122 6. Montaje y mantenimiento de las redes aéreas de baja tensión vocabulario Flecha. Distancia entre la línea recta que pasa por los dos puntos de sujeción de dos apoyos consecutivos y el punto más bajo del conductor. Vano. Distancia entre dos apoyos consecutivos de una línea. Catenaria. Curva que adopta un cable suspendido (tendido) por sus extremos y sometido a la acción de la gravedad. Flecha Vano 5% 0,10 h aØ El montaje de una red aérea de baja tensión se deberá realizar, en todo momento, de acuerdo al proyecto y plan establecidos, aplicando los procedimientos y medios de seguridad adecuados y con la calidad requerida. A este respecto se seguirán las pautas marcadas por el Instituto Nacional de Cualificaciones (INCUAL), las cuales sintetizamos en las siguientes fases. 6.1. Montaje de apoyos según el proyecto y plan establecidos Se seguirán los siguientes pasos: • Realizar el acopio de materiales a lo largo del trazado siguiendo las especificaciones del proyecto y de acuerdo con el plan de montaje. • Seleccionar las herramientas y medios necesarios según necesidades. • Determinar la ubicación de apoyos, construirlos y montarlos siguiendo las especificaciones de montaje del fabricante. • Realizar el izado y la sujeción de los apoyos. • Montar las tomas de tierra de los apoyos de acuerdo a la documentación del proyecto. • Realizar la cimentación y el hormigonado de los apoyos. Cimentación Designación Iberdrola poste “HV” a (m) h (m) Excav. (m3) Hormigón (m3) HV 160 9 R HV 160 11 R HV 250 9 R HV 250 11 R HV 250 13 R HV 400 9 R HV 400 11R HV 400 13 R HV 630 9 R HV 630 11R HV 630 13 R HV 630 15 R HV 630 17 R HV 800 9 R HV 800 11R HV 800 13 R HV 800 15 R HV 800 17 R 0,50 0,55 0,50 0,55 0,60 0,66 0,60 0,65 0,00 0,65 0,70 0,75 0,80 0,60 0,65 0,70 0,75 0,80 1,44 1,51 1,57 1,64 1,70 1,70 1,77 1,83 1,83 1,91 1,97 2,03 2,08 1,94 2,01 2,08 2,13 2,18 0,36 0,45 0,39 0,49 0,61 0,61 0,63 0,77 0,065 0,80 0,96 1,11 1,33 0,69 0,84 1,01 1,10 1,30 0,209 0,373 0,325 0,403 0,490 0,409 0,501 0,601 0,558 0,671 0,793 0,924 1,065 0,588 0,707 0,835 0,973 1,118 HV HV HV HV HV 0,70 0,75 0,80 0,85 0,90 1,96 2,04 2,11 2,17 2,22 0,96 1,14 1,35 1,56 1,79 0,823 0,971 1,127 1,294 1,470 1 000 1 000 1 000 1 000 1 000 9R 11R 13 R 15 R 17 R a Figura 4.32. Cimentaciones monobloque de hormigón. Postes de hormigón armado vibrado HV, NI 52.04.01. (Cortesía de Unión Fenosa). © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Redes aéreas de distribución de baja tensión 123 6.2. Montaje de los conductores aislados sobre los apoyos Los pasos a seguir son: • Realizar el tendido de los conductores sin que sufran daños, dejándolos preparados para su tensado. • Tensar los conductores teniendo en cuenta la distancia de los apoyos y la flecha de la catenaria. • Realizar el engrapado o retencionado del neutro fiador a los herrajes de sujeción sin torsión, consiguiendo que el haz de conductores conforme un paso de cableado uniforme. • Realizar los empalmes y conexiones de los conductores utilizando los terminales y manguitos de empalme preaislados, las derivaciones apropiadas, y las herramientas y equipos específicos. a Figura saber más El estudio más utilizado para calcular cimentaciones para apoyos en líneas eléctricas es el realizado por Sulzberger. En este sentido, tanto las empresas distribuidoras (en sus proyectos tipo) como los fabricantes de apoyos facilitan tablas con las dimensiones y volumen de cimentación para cada tipo de apoyo. 4.33. Bobinas de cable eléctrico. 6.3. Montaje de los conductores de redes aéreas de baja tensión sobre fachada Los pasos son: • Realizar el acopio de materiales a lo largo del trazado siguiendo las especificaciones del proyecto y de acuerdo con el plan de montaje. • Seleccionar las herramientas y medios necesarios según necesidades. • Realizar el replanteo de la red y de la ubicación de los taladros y huecos para los elementos de anclaje y sujeción • Verificar que los soportes del haz permiten la instalación adecuada del trenzado a la fachada. saber más Una plomada es una pesa normalmente de metal. Su forma es cilíndrica o prismática con la parte inferior de forma cónica. La parte superior de la misma va sujeta a una cuerda, definiendo una línea vertical. • Realizar el tendido y fijación del haz a la fachada, desplazando la bobina sin que sufra daños. • Tensar los cables en los cruces sobre el conductor neutro. • Realizar los empalmes y conexiones de los conductores utilizando los terminales y manguitos de empalme preaislados, las derivaciones apropiadas y las herramientas y equipos específicos. a Figura 4.34. Plomada. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 4 124 6.4. Reparación y mantenimiento con y sin tensión de redes eléctricas de baja tensión saber más Las inspecciones se engloban en tres bloques: Un teodolito es un instrumento de medición mecánico-óptico que se utiliza para obtener ángulos verticales y horizontales, también puede medir distancias y desniveles. • Mantenimiento preventivo. Se debe comprobar que el elemento intervenido coincide con el indicado en el parte de trabajo, y que los ajustes y comprobaciones de los elementos intervenidos se efectúan con la precisión requerida. • Mantenimiento correctivo. El proceso se activa al detectar una avería de cualquier tipo. Los pasos son: – Se comprueba que la avería coincide con la indicada en el parte de averías. – Se corrigen las anomalías de los componentes de la instalación, siguiendo los procedimientos dados para el montaje. – Se verifica que el elemento intervenido es idéntico, o de las mismas características, que el averiado. • Operaciones en la red. Podemos reducirlas a la siguiente relación: a Figura 4.35. Teodolito. – Se solicita el descargo de la red al centro de operación. – Se conecta la línea a otra red para no interrumpir el servicio (cuando esto sea posible). – Se realizan las medidas de seguridad, señalización y de protección utilizando el procedimiento establecido. – Se solicita el restablecimiento de la red al centro de operación. – Se comprueba la puesta en servicio de la instalación. – Se emplean los medios técnicos, instrumentos de medida y las herramientas según los requerimientos de cada intervención. – Se cumplen las normas de seguridad personal, de las instalaciones y de los equipos en todas las intervenciones realizadas. saber más Un telurómetro es un instrumento para la medición de la resistencia de tierra. – La información necesaria se recoge en el informe de la reparación de averías y puesta en servicio de la instalación, de este modo queda un historial de averías que puede resultar de utilidad en el futuro. Cable rojo Cable amarillo Cable verde MEDIDOR C1 P1 Varillas equidistantes 5m a Figura E Superficie del suelo 5m Conexión de tierra existente 4.36. Telurómetro. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Redes aéreas de distribución de baja tensión 125 6.5. Medios de producción. Reglamentación y normativa Para realizar todo el proceso son necesarios materiales, instrumentos de medida y comprobación, y una variada documentación relativa al montaje y al mantenimiento. Una relación aproximada de lo necesario sería la siguiente: caso práctico inicial Los medios descritos en este apartado serán necesarios para abordar el proyecto de la granja avícola. • Material. Se destacan: camión grúa, plumas, cabrestantes, frenos y cable piloto, poleas, estrobos, calzos, polipastos manuales, prensas, matrices, cinta métrica, teodolito y plomada. a Figura 4.37. Cabrestantes manuales (izquierda), tensor soporte para tendido (centro) y estrobos (derecha). • Herramientas manuales para trabajos eléctricos y mecánicos. a Figura 4.38. Herramientas. • Instrumentos de medida. Destacan: telurómetro, dinamómetro, termómetro y pinza voltiamperimétrica. a Figura 4.39. Analizador de potencias (izquierda) y pinza voltiampermétrica (derecha). © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 4 126 • Documentación sobre el proyecto. Fichas de mantenimiento, histórico de averías, normas de seguridad, informe y anomalías sobre el proyecto, informe final sobre el trazado de la instalación, solicitud de descargo, permiso de trabajo en la instalación afectada, informe de montaje, informe de mantenimiento y partes de trabajo. 6.6. Comisión Nacional de Energía (CNE). Gestión de descargos. Procedimiento de gestión de trabajos saber más Descargo. Conjunto de acciones coordinadas para dejar una instalación en condiciones de seguridad y así poder trabajar en ella sin tensión. Supresión de tensión Una vez identificados la zona y los elementos de la instalación donde se va a realizar el trabajo, se seguirá el siguiente proceso: Cuando una unidad operativa de una empresa distribuidora desee llevar a cabo un trabajo que afecte a una instalación de la red de distribución, deberá formular una petición a la unidad responsable correspondiente del GRD (Gestor de la Red de Distribución), que, a su vez, la transmitirá a su unidad de operación a través del sistema de gestión de descargos para su estudio y aprobación. Solicitud de trabajo El sistema de gestión de descargos dispondrá de un formulario de solicitud en el que se incluirán todos los datos necesarios para gestionar el trabajo: 1. Desconectar. Apertura, con corte visible o efectivo, de todas las fuentes de tensión. • Instalaciones donde se va a ejecutar el trabajo. 2. Prevenir cualquier posible realimentación. Bloqueo o enclavamiento, si es posible, en posición de apertura y señalización de todos los elementos de maniobra. • Tipo de trabajo a ejecutar (descargo o régimen especial de explotación). 3. Verificar la ausencia de tensión. Deberá verificarse la ausencia de tensión en todos los elementos activos de la instalación, especialmente, en la zona más cercana a la zona de trabajo. • Posición y nivel de tensión de la instalación. • Descripción del trabajo. • Posible influencia sobre la red de transporte. • Fecha y hora previstas para el principio y la finalización de los trabajos eléctricos planificados. • Condiciones de reposición del servicio y tiempo de reposición en caso de emergencia. • Responsable del trabajo en campo (peticionario, agente de descargo, jefe de trabajos). 4. Poner a tierra y en cortocircuito. Los equipos de puesta a tierra y en cortocircuito deben conectarse, en primer lugar, a la toma de tierra y, a continuación, a los elementos que se quieren poner a tierra. Dichos equipos deben ser visibles desde la zona de trabajo. Si esto último no fuera posible, las conexiones de puesta a tierra deben colocarse tan cerca de la zona de trabajo como se pueda. • Datos necesarios para el funcionamiento de los diversos sistemas gráficos y de cálculo de la empresa distribuidora. 5. Proteger. Es importante proteger frente a elementos próximos en tensión y establecer una señalización de seguridad para delimitar la zona de trabajo. • Viabilidad eléctrica del descargo (cumplimiento de criterios de fiabilidad de la red). Análisis de explotación, constituido como estudio de casos históricos similares o a partir de datos de una simulación. Análisis del descargo Cada trabajo solicitado será objeto de un análisis en el que se evaluará: • Interacción con otros trabajos ya solicitados, bien estén aprobados pero no comenzados, bien estén en curso en ese instante. • Estudio y balance de carga, realizado con carácter previo al descargo, que permita prever la viabilidad del mismo en las fechas propuestas. • Impacto sobre el mercado afectado (número total de clientes, clientes sensibles e incidencias/trabajos recientes) y sobre los índices de calidad de suministro. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Redes aéreas de distribución de baja tensión 127 Aprobación del descargo Si el trabajo resulta aprobado por el GRD, el sistema de gestión comunicará este hecho a la unidad solicitante y a todas las demás partes implicadas en el trabajo. saber más En caso de ser denegado el trabajo y no disponerse de alternativas viables para su ejecución y, por tanto, para su inclusión en la programación, se cumplimentará la solicitud en el sistema de gestión de descargos como denegada. La reposición de la tensión sólo comenzará una vez finalizado el trabajo, es decir, después de que se hayan retirado todos los trabajadores que no resulten indispensables y se hayan recogido de la zona de trabajo las herramientas y equipos utilizados. El proceso de reposición de la tensión comprenderá: En caso de no ser asumible el trabajo tal como se ha solicitado, pero ejecutable bajo otras condiciones, se procederá a la evaluación de otras alternativas. En situaciones especiales, debidamente justificadas, tales como emergencias o averías que requieran de una actuación inmediata, la petición de descargo podrá realizarse telefónicamente al centro de operación de la empresa distribuidora. Basándose en el manual de Iberdrola MO.07.P2.03, se define: A. Estado de las instalaciones. Las diferentes situaciones son: Reposición de la tensión 1. Retirar, si las hubiera, las protecciones adicionales y la señalización que indica los límites de trabajo. • En servicio. La instalación se halla en tensión y es utilizada para la explotación. Dentro de este estado caben dos modos posibles: normal (automáticos de reenganche conectados) y manual (automáticos de reenganche desconectados). 2. Retirar, si la hubiera, la puesta a tierra y en cortocircuito. • Fuera de servicio. La instalación por algún motivo se halla sin tensión. El hecho de que una instalación o elemento de la misma esté en este estado, no autoriza a efectuar trabajos en ella. Se pueden distinguir dos modos: 4. El cierre de los circuitos para reponer la tensión. – Disponible. La instalación, que está fuera de servicio, puede ponerse en servicio. – No disponible o retenida. La instalación, que está fuera de servicio, no se puede poner en servicio sin la autorización pertinente. • En descargo. Para que una instalación se considere en Descargo debe reunir como mínimo las siguientes condiciones: 3. El desbloqueo y/o la retirada de la señalización de los dispositivos de corte. Régimen especial de explotación Una instalación se considera en régimen especial de explotación cuando, estando en servicio, se haya modificado su estado normal de funcionamiento con el fin de realizar trabajos en tensión en la misma o en su proximidad. – Existir solicitud de descargo autorizada y estar fuera de servicio. – Que se haya efectuado la apertura con corte visible o efectivo de todas las fuentes de tensión. – Que se hayan bloqueado, si es posible, los aparatos de corte en posición de apertura, colocando en todos los casos las señales de prohibido maniobrar, una por cada uno de los descargos que afecten a dichos elementos de acuerdo con el MO correspondiente de señalización. B. Carácter de descargo. Por el tiempo de antelación requerido en la tramitación de la solicitud del descargo respecto al momento de la ejecución de los trabajos, el descargo se clasifica en: • Programado. Es aquel que se había previsto en un programa acordado con el centro de control. • No programado. Es aquel que, no siendo programado, tampoco tiene carácter de urgencia por los trabajos a realizar. • Urgente. Es aquel que se requiere inmediatamente antes de proceder a la ejecución de los trabajos. Una instalación en descargo no está aún en condiciones admisibles para trabajar en ella. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 4 128 ACTIVIDADES FINALES ■ 1. Indicar las distancias mínimas que debe guardar una red aérea de BT sobre apoyo en los siguientes cruzamientos: a) Carretera. b) Ferrocarril electrificado. c) Ferrocarril sin electrificar. d) Cable transportador, si la línea de BT pasa por encima. ■ 2. Indicar las distancias mínimas que debe guardar una red aérea de BT sobre apoyo en los siguientes paralelismos: a) Con una línea de 20 kV, siendo la altura de los apoyos de la línea de AT de 14 m. b) Con una línea de BT, siendo ambas líneas de un nivel de aislamiento 0,6/1kV. c) Con carretera con circulación rodada. d) Con canalización de agua. ■ 3. ¿Por qué los cables trenzados para red aérea sobre apoyo tienen el neutro de Almelec? ■ 4. Explicar qué significa la siguiente designación: RZ 0,6/1 kV 3x25 Al / 29,5 Alm. ■ 5. Tratar de razonar qué consecuencias tendría para los usuarios el hecho de que se produjera un corte imprevisto de neutro en la red de alimentación. ■ 6. Explicar qué es un régimen de descargo y un régimen especial de explotación. ■ 7. ¿Qué distancias mínimas deben existir entre un balcón y una red trenzada posada sobre fachada? ■ 8. Los cables posados sobre fachada, ¿a qué distancia mínima del suelo deben estar? ■ 9. Resuelve los siguientes ejercicios utilizando las tablas que se facilitan en la unidad temática. Verificar también los resultados con las tablas que aporta el RBT-ITC 06. a) Calcular la intensidad máxima admisible de una línea trenzada de sección 3 x 95 Al/54,6 Alm que discurre directamente expuesta al sol. b) Calcular la intensidad máxima admisible de un trenzado posado sobre fachada de sección 4 x 16 Al y protegido del sol (temperatura de 25 ºC). c) Calcular la intensidad máxima admisible de una línea trenzada de 4 x 50 Al sobre fachada y expuesta al sol. d) Calcular la sección que debería tener un trenzado 3F Al + N de Almelec, si ha de alimentar una instalación de 81 kW, 400 V y cos j = 0,8. Tener en cuenta que está directamente expuesto al sol. Se desprecia la caída de tensión. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Redes aéreas de distribución de baja tensión 129 ACTIVIDADES FINALES e) Supóngase que el dibujo representa la red de suministro eléctrico a un bloque de viviendas, para ello se utiliza una red posada sobre fachada de 4×25 Al. Responder las siguientes cuestiones: • C onsultandoelREBT,decirquéprecauciones,encuantoadistancias,sedebentomarenlacolocaciónde la red. • C onsultandoelcatálogodefabricanteCahors,decirquématerialesseusaríanpararealizarelsuministro. Cuadro de protección y medida a Figura 4.40. ■ 10. ¿Qué distancias de cruce deben existir entre una red aérea de BT con carretera y con canalización de agua y gas? ■ 11. ¿Cuál debe ser la distancia de cruzamiento entre dos líneas aéreas aisladas de BT? entra en internet ■ 12. Consultar en las páginas de General Cable y Prysmian las características de los cables trenzados para distribución en BT. ■ 13. Consultar las páginas que se proponen e identificar material para las líneas aéreas trenzadas de BT. • <www.cahors.es> • <www.niled.es/productos.html> • <es.kompass.com/profile_ES0013276_es/sbi-connectors-espa%C3%B1a,-s.a.-ps.html> • <seitsa.com> • <solutions.3m.com/3MContentRetrievalAPI/BlobServlet?locale=es_CR&lmd=1214323192000&assetId=1 180600417063&assetType=MMM_Image&blobAttribute=ImageFile> • <www.interelectricas.com.co/pdf/PERFORACION%20AISLAMIENTO%20CATALOGO%202004.pdf> © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 4 130 PRÁCTICA PROFESIONAL HERRAMIENTAS • Llave Ratchet de 13 ó 7 mm Aparatos a medida MATERIAL • Cable trenzado tipo RZ 0,6/1 kV Aparatos a medida • Conectores de perforación Aparatos a medida de aislamiento Derivación de conductores trenzados mediante conectores de perforación de aislamiento OBJETIVO El objetivo de esta práctica es enseñar la técnica para la realización de una derivación de conductores trenzados mediante conectores de perforación de aislamiento. PRECAUCIONES • No se requieren precauciones especiales, ya que esta práctica se realiza sin tensión, por tanto, únicamente atender a las explicaciones del profesor y, como siempre, leer previamente las indicaciones del fabricante. • Escoger el conector adecuado a la sección de los cables. DESARROLLO Como se indica en la unidad, en los conectores de perforación de aislamiento la conexión eléctrica entre los conductores (principal y de derivación) se lleva a cabo sin necesidad de retirar el aislamiento o pelar el cable. Ambos conductores aislados son penetrados por los dientes de las cuchillas metálicas, estableciéndose el contacto eléctrico requerido entre ellos. Al quebrarse la cabeza fusible, se alcanza el par de apriete nominal, garantizándose la confiabilidad de la conexión. Es importante recordar que los conectores de perforación de asilamiento son usados únicamente en derivaciones, por tanto, no podrán estar sometidos a esfuerzos mecánicos más allá de los indicados por las normas de fabricación. Para el desarrollo práctico se establecen los siguientes pasos: 1. Seleccionar el conector de acuerdo con el calibre de los cables principal y de derivación. Rango de aplicación Referencia Capacidad de corriente (Amp.)(1) Par de apriete Nm. Principal Derivación KZ4-150 50-150 mm2 50-150 mm2 447 22 KZ3-95 25-95 mm2 25-95 mm2 377 18 KZ2-150NR 50-150 mm2 6-35 mm2 200 12 KZ2-95 16-95 mm2 4-35 mm2 200 12 JZ2-95 16-95 mm2 4-35 mm2 200 10 KZ EP 16-95 mm2 1,5-10 mm2 86 7 (1) Para Cables Triplex XLPE 90 °C, Temperatura Ambiente 25 °C, No Sol, Velocidad del viento 6 m/sg. a Tabla 4.7. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Redes aéreas de distribución de baja tensión PRÁCTICA PROFESIONAL 2. Insertar totalmente el conductor de derivación en el capuchón, tal como se muestra en la figura. a Figura 4.41. Colocación del conductor en el derivador. 3. Posicionar el conector sobre el conductor principal, verificando que el conector esté alineado con los ejes de los cables principal y de derivación. Apretar con la mano el tornillo hasta que el conjunto cables y conectores esté ajustado y se sostenga. a Figura 4.42. Ajuste de los conductores a derivar. 4. Con un Ratchet de 13 ó 7 mm, de acuerdo con la cabeza del tornillo, apretar el tornillo, verificando que se haga desde la cabeza fusible. Usar copa de 7 mm para el conector KZ EP, y 13 mm para las demás referencias. La instalación termina cuando la cabeza fusible del tornillo finalmente se quiebre. a Figura 4.43. Apriete del tornillo. Información facilitada por www.tycoelectronics.com © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. 131 Unidad 4 132 MUNDO TÉCNICO Primer sistema superconductor El Consejo Superior de Investigaciones Científicas (CSIC) y la Universidad Autónoma de Barcelona presentaron en al año 2007 el proyecto Supercable para crear el cable de distribución de energía eléctrica más potente del mundo. La nueva tecnología evita los problemas ocasionados por el aumento puntual de la demanda, ya que transporta hasta cinco veces más energía que los sistemas actuales. El nuevo cable es el primer sistema superconductor, al que le seguirán otros como los generadores, transformadores, motores o limitadores de corriente. La eficiencia de estos sistemas permitirá reducir las emisiones de CO2 que se producen al generar electricidad, así como aumentar la seguridad de las instalaciones. El nuevo modelo de cable utilizará el nivel de corriente más alto utilizado hasta la fecha, 3200 A de valor efectivo de corriente, frente a los 600 A. El primer objetivo es la fabricación y el ensayo de un cable superconducREFRIGERANTE LN2 (Refrigerante de nitrógeno líquido). Aisla el conductor de las envolturas exteriores para evitar su calentamiento. tor de 30 m longitud y una potencia de 111 MVA a 20 kV de tipo dieléctrico frío. Con los nuevos sistemas superconductores, el sistema eléctrico en su conjunto será más seguro, eficiente y limpio, pues los transformadores serán ignífugos y se utilizarán limitadores de corriente para evitar la desconexión en cadena de transformadores y generadores. Asimismo, facilitará la inclusión de energías renovables con acumuladores de energía electromagnéticos que servirán de tapón energético momentáneo durante los aumentos puntuales de la demanda eléctrica. El proyecto Supercable incluye el estudio de las mejoras de la integración en la red de estos cables superconductores de primera generación para aumentar el nivel, la eficacia y la densidad de distribución y el transporte de energía eléctrica en los entornos urbanos. Asimismo, esta tecnología permitirá reducir el impacto ambiental de las líneas eléctricas de alta tensión. CINTA HTS. Cinta semiconductora de alta temperatura. TUBO AISLANTE EXTERIOR. Recubre todo el exterior del cable para que no irradie energía electromagnética. DIELECTRICO DE ALTO VOLTAJE. Funciona como capa aislante. AISLANTE CRIOSTÁTICO EXTERIOR. Ejerce de segunda barrera térmica. a CABLE SEMICONDUCTOR. Fabricado de cobre, bismuto, estroncio, calcio, plata y oxígeno. AISLANTE CRIOSTÁTICO INTERIOR. Ejerce como primera barrera térmica. Figura 4.44. Cable prototipo elaborado por Nexans. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Redes aéreas de distribución de baja tensión 133 EN RESUMEN REDES AÉREAS DE DISTRIBUCIÓN EN BAJA TENSIÓN RED TRENZADA Red posada sobre fachada Red tensada sobre apoyos Elementos de conexión, fijación y amarre Cables para redes trenzadas Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión (REBT) Intensidades máximas admisibles Montaje y mantenimiento de las redes aéreas de BT EVALÚA TUS CONOCIMIENTOS 1. Las secciones mínimas permitidas en los conductores utilizados en redes aéreas de BT son: a. 16 mm2 en Al y 6 mm2 en Cu. b. 16 mm2 en Al y 10 mm2 en Cu. c. 10 mm2 en Al y 10 mm2 en Cu. 2. En las redes aéreas de distribución de BT con esquema TT el neutro deberá estar puesto a tierra, en el CT, en otros puntos y como mínimo: a. una vez cada 300 m de longitud de la línea. b. una vez cada 100 m de longitud de la línea. c. una vez cada 500 m de longitud de la línea. 3. La distancia al suelo de una red aérea tensada sobre apoyos de BT deberá ser: a. 4 m. b. 6 m. c. 7 m. Resuelve en tu cuaderno o bloc de notas 4. La altura mínima de cruzamiento de los conductores de una línea aérea de distribución de BT con ferrocarril electrificado es de: a. 4 m. b. 3 m. c. 2 m. 5. La distancia de paralelismo entre los cables de una línea aérea de BT y otra de comunicación, ambas aisladas, será como mínimo: a. 0,2 m. b. 0,1 m. c. 0,3 m. 6. ¿A qué distancia mínima del borde inferior y bordes laterales de una ventana se puede colocar una red trenzada? a. 0,4 m. b. 0,3 m. c. 0,5 m. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 5 134 5 Redes subterráneas de distribución de baja tensión vamos a conocer... 1. Red de distribución subterránea de BT 2. Agrupamiento de conductores en paralelo 3. Condiciones para cruzamiento 4. Proximidades y paralelismos 5. Intensidades máximas admisibles 6. Sistemas de conexión de neutro y masas en redes de distribución de BT 7. Montaje y mantenimiento de redes eléctricas subterráneas de BT PRÁCTICA PROFESIONAL Comprobación de cables subterráneos MUNDO TÉCNICO Detección de fallas en redes eléctricas subterráneas y al finalizar esta unidad... Conocerás los tipos de redes subterráneas de BT. Identificarás los materiales más usuales en este tipo de redes. Sabrás qué tipos de cable son los usados en la distribución subterránea de BT. Consultarás e interpretarás la normativa aplicable a este tipo de redes. Sabrás averiguar las intensidades máximas admisibles de los cables para distintas secciones y aplicarás los factores de corrección que correspondan. Conocerás los sistemas de conexión del neutro y de las masas en redes de distribución BT según el REBT. Tendrás nociones sobre cómo organizar el montaje y el mantenimiento de una red aérea de BT, así como los ensayos previstos para su puesta en marcha. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. 135 CASO PRÁCTICO INICIAL situación de partida José Pérez trabaja en la empresa Redes e Instalaciones eléctricas ÁTOMO. En el último proyecto que le han encargado debe organizar el tendido de una red subterránea de distribución en BT en su ciudad, Xàtiva (Valencia). Para llevarlo a cabo dispone de la siguiente información: Empresa suministradora: Iberdrola S.A. Sección a utilizar, según proyecto: cables unipolares de Al de 150 mm2. El tipo de distribución es: conductores aislados directamente enterrados bajo zanjas. Analizando los planos del proyecto, observa que el recorrido de la línea es, en su mayor parte, bajo acera, que debe realizar dos cruzamientos de calzada y otro sobre la red de agua potable y que, además, durante un tramo de 28 m discurre paralela a otra línea eléctrica de 20 kV. estudio del caso Antes de empezar a leer esta unidad de trabajo, puedes contestar las dos primeras preguntas. Después analiza cada punto del tema con el objetivo de contestar el resto de preguntas de este caso práctico. 1. ¿Qué ventajas e inconvenientes presenta la red de distribución subterránea respecto de la red aérea? 2. Basándote en los conocimientos adquiridos en la unidad 4, ¿sabrías definir el concepto de intensidad máxima admisible de un conductor?, ¿y qué son los factores de corrección? 5. Sabiendo que la empresa suministradora es Iberdrola, ¿hay diferencias entre los modelos de zanjas que establece el libro y los propios modelos de Iberdrola? 6. ¿Cómo serían esas zanjas si la empresa distribuidora fuese Unión Fenosa? 3. Define y da las características del tipo de cable a utilizar de, al menos, dos fabricantes distintos. 7. ¿Qué medios materiales y herramientas crees que son necesarios para la realización de la red? 4. Conociendo el recorrido de la línea, define los modelos de zanjas a realizar, incluyendo las distancias en caso de cruce y paralelismo. 8. ¿Qué orden de tareas sería el más adecuado? © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 5 136 1. Red de distribución subterránea de BT caso práctico inicial Los técnicos de ÁTOMO deben conocer las particularidades de las redes de distribución subterránea de BT. Ventajas. Estética y seguridad Inconvenientes. Su desarrollo afecta a la vía pública y supone un coste de montaje y mantenimiento más alto Este tipo de líneas tienen su origen en un centro de transformación, de él parten líneas subterráneas en BT destinadas a la distribución y al consumo. Son subterráneas por razones de seguridad y estética, discurriendo por el interior de las poblaciones bajo aceras o calzadas. En cuanto a la legislación, deberán cumplir lo prescrito en las instrucciones ITC-BT-07 y 08 del REBT, así como las normas de los manuales técnicos que dispongan las empresas suministradoras de energía. Características de los cables. Pueden encontrarse en las páginas web de fabricantes como Prysmian, General Cable o Nexans. a Figura 5.1. Tendido de una red eléctrica de BT (izquierda) e inicio y desarrollo de una red subterráneas de BT (derecha). (Cortesía de General Cable). Los cables utilizados en este tipo de líneas serán: • de cobre o aluminio aislados, • de uno o más conductores y de tensión no inferior a 0,6/1 kV, • según norma UNE-HD 603, • de sección mínima en cobre de 10 mm2 o en aluminio de 16 mm2. XZ1-Al (S) Conductor aluminio compacto clase 2 NO PROPAGACIÓN DE LA LLAMA UNE-EN 50265 IEC 60332-1 a Aislamiento XLPE BAJA OPACIDAD DE LOS HUMOS EMITIDOS UNE-EN 61034-2 IEC 61034 Cubierta de poliolefina ignifugada BAJA EMISIÓN DE HUMOS TÓXICOS UNE-EN 50267-2-2 y 2-3 IEC 60754-2 LIBRE DE HALÓGENOS UNE-EN 50267-2-1 IEC 60754-1 Figura 5.2. Cable para distribución en red subterránea. (Cortesía de General Cable). © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Redes subterráneas de distribución de baja tensión Respecto a la sección mínima del conductor neutro, habrá que distinguir dos casos: 137 Conductores fases (mm2) • Para línea monofásica. La sección del neutro será igual a la de los conductores de fase. • Para línea trifásica más neutro. La sección del neutro será, como mínimo, la que indica la tabla 5.1 de la ITC-BT 07 que se adjunta, no obstante, debido a la posible presencia de armónicos en la red, se recomienda no reducir la sección del neutro. La red de distribución subterránea se puede distribuir de las siguientes formas: • conductores aislados directamente enterrados bajo zanjas; • conductores aislados en canalización entubada enterrados bajo zanjas; Sección neutro (mm2) 6 (Cu) 6 10 (Cu) 10 16 (Cu) 10 16 (Al) 16 25 16 35 16 50 25 70 35 95 50 • conductores aislados en galerías; 120 70 • conductores aislados en atarjeas o canales revisables; 150 70 185 95 240 120 300 150 400 185 95 50 • conductores aislados en bandejas, soportes, palomillas o, directamente, sujetos a la pared. 1.1. Conductores aislados directamente enterrados bajo zanjas Tabla 5.1. Sección del neutro para líneas trifásicas con neutro. Norma ITC-BT 07. a De acuerdo a la ITC-BT-07, este tipo de canalizaciones discurrirán, en general, por terrenos de dominio público y, preferentemente, bajo las aceras. Su trazado será lo más rectilíneo posible y paralelo a referencias fijas como líneas de fachada y bordillos. Las zanjas tendrán una profundidad, hasta la parte superior del cable más próximo a la superficie, no menor de 0,6 m en acera y de 0,8 m en calzada. Cuando existan impedimentos que no permitan lograr las mencionadas profundidades, estas podrán reducirse, pero habrán de disponerse las protecciones mecánicas necesarias. El lecho de la zanja será liso y estará libre de aristas vivas, cantos, piedras, etc. En él se dispondrá una capa de arena de un espesor mínimo de 0,05 m sobre la que se colocará el cable, por encima del cable irá otra capa de arena o tierra cribada de unos 0,10 m de espesor. Ambas capas cubrirán la anchura total de la zanja, la cual será suficiente para mantener 0,05 m entre los cables y las paredes laterales. caso práctico inicial Los técnicos de ÁTOMO deberán tener en cuenta estas medidas al enterrar la línea en una zanja si el recorrido es bajo acera sin tubo. Por encima de la arena todos los cables deberán tener una protección mecánica como, por ejemplo, losetas de hormigón, placas protectoras de plástico, ladrillos o rasillas colocadas transversalmente. Se colocará, también, una cinta de señalización que advierta de la existencia del cable eléctrico de baja tensión, su distancia mínima al suelo será de 0,1 m y a la parte superior del cable de 0,25 m. Se admitirá la colocación de placas con la doble misión de protección mecánica y de señalización. Sobre la protección mecánica se tenderá una capa de tierra procedente de la excavación de unos 0,25 m según se muestra en la figura 5.3. Esta tierra será compactada y se procurará que esté libre de piedras o cascotes. Finalmente, se colocará una capa de tierra vegetal o un firme de hormigón (sobre este se repondría el pavimento del mismo tipo que existía antes de la apertura). © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 5 138 Un esquema básico sería el siguiente: saber más Es importante tener muy en cuenta las normas que marcan las empresas distribuidoras en sus manuales técnicos, ya que puede haber diferencias respecto a lo indicado en el REBT. Por ejemplo, de acuerdo con el proyecto tipo de Iberdrola, los cables a utilizar en una red de distribución subterránea de BT serían tipo RV o XZ1, 0,6 / 1 kV con conductor de aluminio con secciones: 50, 95, 150 y 240 mm2. ≥ 0,1 m 0,6 m si discurre bajo acera Tierra de la excavación compactada 0,8 m si discurre bajo calzada ≥ 0,25 m Las secciones de 150 y 240 mm2 se utilizarán en la red subterránea de distribución, además la sección de 150 mm2 se utilizará como neutro de la sección de fase de 240 mm2. Protección mecánica Arena o tierra cribada La sección de 95 mm2 se usará como neutro de la sección de 150 mm2 y como línea de derivación de la red general y acometidas. La sección de 50 mm solo se utilizará como neutro de la sección de 95 mm2 y acometidas individuales. Cinta de señalización Arena 0,1 m 0,05 m 2 a Figura 5.3. Zanja para conductor directamente enterrado. La red de distribución de IBERDROLA S.A. admite la instalación de cables enterrados solamente en zonas no urbanas, ya que la canalización directamente enterrada genera dificultades de mantenimiento. Esta zanja corresponde a la indicada en el REBT, sin embargo, se debe consultar la normativa que al respecto facilitan las empresas distribuidoras. Los cables directamente enterrados nunca deben de discurrir bajo calzada. De acuerdo con la norma ITC BT-07, estas canalizaciones deberán cumplir las siguientes condiciones: Los cables se alojarán en zanjas de 0,7 m de profundidad mínima y una anchura mínima de 0,35 m. • En cada uno de los tubos se instalará un solo circuito. El lecho de la zanja será de 0,1 m y por encima del cable se colocará una placa cubrecables NI 52.95.01. Estas zanjas podrán incluir conductos para facilitar el tendido de los cables de control y red multimedia. 1.2. Conductores aislados en canalización entubada enterrados bajo zanjas • Se evitarán, en lo posible, los cambios de dirección de los tubos en los puntos donde se produzcan. • Para facilitar la manipulación de los cables, se dispondrán arquetas con tapa, registrables o no. • Para facilitar el tendido de los cables en los tramos rectos, se instalarán arquetas intermedias, registrables, ciegas o simplemente calas de tiro, como máximo cada 40 m. • A la entrada de las arquetas los tubos deberán quedar debidamente sellados en sus extremos, evitando así la entrada de roedores y de agua. Los tubos deberán tener un diámetro tal que permitan un fácil alojamiento y extracción de los cables o conductores aislados. En la siguiente tabla referente a la norma ITC BT-21 figuran los diámetros exteriores mínimos de los tubos en función del número y de la sección de los conductores o cables a conducir. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Redes subterráneas de distribución de baja tensión 139 Es importante añadir que para más de 10 conductores por tubo o para conductores de secciones diferentes a instalar en el mismo tubo, su sección interior será, como mínimo, cuatro veces la sección ocupada por los conductores. SECCIÓN NOMINAL DE CONDUCTORES UNIPOLARES (mm2) 1,5 2,5 4 6 10 16 25 35 50 70 95 120 150 185 240 a DIÁMETRO EXTERIOR DE LOS TUBOS (mm) Número de conductores ≤6 7 8 9 10 25 32 40 50 63 63 90 90 110 125 140 160 180 180 225 32 32 40 50 63 75 90 110 110 125 140 160 180 200 225 32 40 40 50 63 75 90 110 125 140 160 180 200 225 250 32 40 40 63 75 75 110 110 125 160 160 180 200 225 250 32 40 50 63 75 90 110 125 140 160 180 200 225 250 – Tabla 5.2. La zanja (según la norma de Iberdrola) tendrá una anchura mínima de 0,35 m para la colocación de dos tubos de plástico de 160 mm de diámetro, aumentando la anchura en función del número de tubos a instalar. En el fondo de la zanja, y en toda la extensión, se colocará una solera de arena de unos 0,05 m aproximadamente de espesor sobre la que se depositarán los tubos dispuestos por planos. A continuación, se colocará otra capa de arena con un espesor de 0,1 m por encima de los tubos y envolviéndolos completamente. Por último, se hará el rellenado de la zanja con tierra de la propia excavación. caso práctico inicial Para ver los modelos de zanjas propuestos por las empresas distribuidoras, es útil consultar las páginas web de Unión Fenosa o Iberdrola en sus proyectos tipo para líneas eléctricas subterráneas de BT. Se instalará un multitubo, designado como MTT 4x40 según NI 52.95.20, que se utilizará cuando sea necesario como conducto para cables de control, red multimedia, etc. 0,1 m Cinta de señalización 0,7 m Relleno de la zanja Asiento tubos (arena) 0,1 m Tubos de plástico Ø 160 mm 0,05 m 0,35 m a Figura 5.4. Zanja para canalización entubada. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 5 140 1.3. Conductores aislados en galerías saber más Se pueden considerar dos tipos de galería: En las galerías visitables, además de lo descrito en la unidad, el REBT ITC BT07 establece que: • La galería visitable es aquella cuyas dimensiones interiores permiten la circulación de personas por su interior. En ningún caso podrán coexistir en la misma galería instalaciones eléctricas e instalaciones de gas. Tampoco es recomendable que existan canalizaciones de agua, aunque cuando sea necesario, se situarán estas en un nivel inferior al resto de instalaciones, siendo indispensable que la galería tenga un desagüe situado por encima de la cota de alcantarillado. Las empresas utilizadoras tomarán las disposiciones oportunas para evitar la presencia de roedores. Es aconsejable disponer los cables de distintos servicios y propietarios sobre soportes diferentes. Dentro de un mismo servicio, se procurará agrupar los cables por tensiones. • La galería registrable o zanja prefabricada de hormigón dotada de tapas de registro. Las galerías serán de hormigón armado o de otros materiales de rigidez, estanqueidad y duración equivalentes, y se ajustarán a los prescrito en la ITC-BT-07. Dicha norma establece que: • Deberán disponerse accesos en las zonas extremas de las galerías. • La ventilación de las galerías será suficiente para asegurar que el aire se renueve 6 veces por hora. • La temperatura máxima de la galería no sobrepasará los 40 °C. • Los suelos de las galerías serán antideslizantes y deberán tener la pendiente adecuada, así como un sistema de drenaje eficaz que evite la formación de charcos. • Los cables deberán estar fijados a las paredes o a estructuras de la galería mediante elementos de sujeción (regletas, ménsulas, bandejas, bridas, etc.). • Todos los elementos metálicos para sujeción de los cables (bandejas, soportes, bridas, etc.) u otros elementos metálicos accesibles a las personas que transitan por las galerías (pavimentos, barandillas, estructuras o tuberías metálicas, etc.) se conectarán eléctricamente al conductor de tierra de la galería. • Una vez instalados, todos los cables deberán quedar debidamente señalizados e identificados. En la identificación figurará, también, la empresa a quien pertenecen. La siguiente figura muestra un resumen: BT AT 2m Gas Agua Desagüe Interior de galería con iluminación. (Cortesía de Prysmian). 0,90 m a Figura 5.5. a Figura 5.6. Galería visitable. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Redes subterráneas de distribución de baja tensión 141 Las galerías de longitud superior a 400 m, además de las disposiciones anteriores, dispondrán de: • Iluminación fija en su interior. • Instalaciones fijas de detección de gases tóxicos con una sensibilidad mínima de 300 ppm. • Indicadores luminosos que regulen el acceso en las entradas. • Accesos de personas cada 400 m, como máximo. • Alumbrado de señalización interior para informar de las salidas y referencias exteriores. • Tabiques de sectorización contra incendios (RF120) según la norma NBE-CPI-96. • Puertas cortafuegos (RF 90) según la norma NBE-CPI-96. 1.4. Conductores aislados en atarjeas o canales revisables En ciertas ubicaciones con acceso restringido a personal autorizado, como puede ser en el interior de industrias o de recintos destinados exclusivamente a contener instalaciones eléctricas, podrán utilizarse canales de obra con tapas (que normalmente enrasan con el nivel del suelo) manipulables manualmente. Es aconsejable separar los cables de distintas tensiones (aprovechando el fondo y las dos paredes). Incluso, puede ser preferible utilizar canales distintos. Figura 5.7. Atarjea manipulable manualmente. a 1.5. Conductores aislados en bandejas, soportes, palomillas o directamente sujetos a la pared Normalmente, este tipo de instalación solo se empleará en subestaciones u otras instalaciones eléctricas y en la parte interior de edificios no sometida a la intemperie. También donde el acceso quede restringido al personal autorizado. a Figura 5.8. Distribución en bandejas (derecha) y perchas (izquierda). (Cortesía de Prysmian). © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 5 142 2. Agrupamiento de conductores en paralelo Sabido es que a mayor intensidad de transporte, mayor sección de cable se necesita, así pues, al transportar una gran intensidad de corriente se requiere una sección muy elevada en la línea, lo cual es problemático para el tendido y manipulación de dicha línea. A partir de una determinada intensidad, el uso de varios conductores en paralelo permite limitar su sección, facilitando así su manipulación. Al distribuir una línea con más de un conductor por fase, se debe procurar un reparto equitativo de las corrientes en los conductores utilizados, por ello se deben seguir las siguientes normas: • La disposición de los conductores en triángulo o en trébol permite un mejor equilibrio, pero, generalmente, está limitada a 2 ó 3 conductores por fase, más allá de esto, la superposición de capas limita el enfriamiento y se prefiere la colocación por nivel horizontal. • Regla general. Los conductores deben distribuirse en tantos grupos como conductores en paralelo haya, cada grupo comprenderá un conductor de cada fase, los grupos de conductores deberán situarse cerca unos de otros. • La distribución trifásica con conductores en paralelo implica que todos los conductores sean de la misma naturaleza, sección y longitud, que no tengan ninguna derivación en su recorrido y que no puedan ser alimentados individualmente. Si no se respeta alguna de estas condiciones, no será posible la protección global del haz de conductores en paralelo con un solo aparato, sino que habrá que utilizar un dispositivo por conductor. Para tener una distribución de intensidad idéntica en cada conductor, se ha de conseguir la igualdad de las impedancias de cada uno de los conductores en paralelo. Para ello es necesaria una distribución geométrica de los conductores. En este sentido Prysmian publicó una distribución tipo que reproducimos en las siguientes figuras: T N R T S S R N R T S S T R N N R T S Figura 5.9. Dos conductores por fase en disposición al tresbolillo (izquierda) y tres conductores por fase dispuestos en un solo nivel (derecha). a T N R T S S T R N N R T S S R N NOTA. N representa el neutro, mientras que RST son las tres fases. a Figura 5.10. Cuatro conductores por fase dispuestos al tresbolillo. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Redes subterráneas de distribución de baja tensión 143 3. Condiciones para cruzamiento 3.1. Calles y carreteras Los cables se colocarán en el interior de tubos protectores, recubiertos de hormigón en toda su longitud a una profundidad mínima de 0,8 m. Siempre que sea posible, el cruce se hará perpendicular al eje del vial. La zanja excavada tendrá, como mínimo, una anchura de 0,35 m y en ella se colocarán dos tubos de 160 mm de diámetro. A medida que sean necesarios más tubos, la zanja será más ancha (ver tabla 5.3). Por otro lado, puede optarse por la colocación de un tubo para cables de control que se prolongará en todo el recorrido. a Figura 5.11. Cruce con carretera. En la siguiente figura se muestran las dimensiones establecidas para estos casos según la norma de Iberdrola: A H A 0,1 m 0,1 m Cinta de señalización Cinta de señalización Relleno de la zanja Hormigón H125 Todo uno o zahorra Relleno de la zanja Hormigón H125 Todo uno o zahorra Hormigón no estructural H125 H 0,1 m Hormigón no estructural H125 0,05 m Tubos de plástico Ø 160 mm a 0,05 m Tubos de plástico Ø 160 mm (uno para control) Figura 5.12. Modelo de zanjas para cruce con carretera. La relación entre el número de tubos, su diámetro y las dimensiones de la zanja viene dada por la siguiente tabla: Número de tubos Anchura (A) Profundidad zanja (H) N° de tubos 160 Ø 0,80 2 0,90 3 4 1,00 4 5 0,90 5 1,00 6 1,20 7-9 2 3 6 7-9 a 0,35 0,50 0,1 m Tabla 5.3. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 5 144 3.2. Ferrocarriles Los cables se colocarán en el interior de tubos protectores, recubiertos de hormigón y a una profundidad mínima de 1,3 m respecto a la cara inferior de la traviesa. Dichos tubos rebasarán las vías férreas en 1,5 m por cada extremo. a Figura 5.13. Cruce con ferrocarril. En las siguientes figuras puede verse un modelo de zanja para este tipo de cruce según la norma de Iberdrola: 1,50 m 1,50 m Traviesa A, según Ø tubo H 1,30 m Hormigón ciclópeo 0,30 m Hormigón no estructural H-12,5 0,05 m Hormigón no estructural H-12,5 Tubos de plástico a 0,05 m Figura 5.14. Modelo de zanjas para cruce con ferrocarril. 3.3. Canalizaciones de agua y gas Siempre que sea posible, los cables se instalarán por encima de las canalizaciones de agua. La distancia mínima entre cables de energía eléctrica y canalizaciones de agua de 0,2 m. En los cruces de líneas subterráneas de BT con canalizaciones de gas deberán mantenerse las distancias mínimas que se establecen en la siguiente tabla: Canalizaciones y acometidas Acometida interior a Presión de la instalación de gas Distancia mínima sin protección suplementaria Distancia mínima con protección suplementaria En alta presion > 4 bar 0,40 m 0,25 m En media y baja presión ≤ 4 bar 0,20 m 0,15 m En alta presión > 4 bar 0,40 m 0,25 m En media y baja presión ≤ 4 bar 0,20 m 0,10 m Tabla 5.4. Cuando no puedan mantenerse estas distancias en los cables directamente enterrados, la canalización se dispondrá entubada o bien podrá reducirse mediante la colocación de una protección suplementaria hasta los mínimos establecidos en dicha tabla. La protección suplementaria garantizará una mínima cobertura longitudinal de 0,45 m a ambos lados del cruce y 0,30 m de anchura centrada con la instalación que se pretende proteger. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Redes subterráneas de distribución de baja tensión 145 En la siguiente figura puede verse un modelo de este tipo de zanja según la norma de Iberdrola: Cinta señalización Conducción de gas Protección suplementaria d Línea eléctrica 0,45 m a 0,45 m Figura 5.15. Modelo de zanjas para cruce con canalización de gas. 3.4. Otros cables de energía eléctrica Siempre que sea posible, se procurará que los cables de baja tensión discurran por encima de los de alta tensión. La distancia mínima entre un cable de baja tensión y otros cables de energía eléctrica será: 0,25 m con cables de alta tensión y 0,1 m con otros cables de baja tensión. La distancia del punto de cruce a los empalmes será superior a 1 m. Cuando no puedan respetarse estas distancias en los cables directamente enterrados, el cable instalado más recientemente se dispondrá en canalización entubada. 3.5. Cables de telecomunicación La separación mínima entre los cables de energía eléctrica y los de telecomunicación será de 0,2 m. La distancia del punto de cruce a los empalmes, tanto del cable de energía como del cable de telecomunicación será superior a 1 m. 3.6. Conducciones de alcantarillado Se procurará pasar los cables por encima de las conducciones de alcantarillado. 3.7. Depósitos de carburante Los cables se dispondrán en canalizaciones entubadas y distarán, como mínimo, 0,20 m del depósito. Los extremos de los tubos rebasarán al depósito, como mínimo, 1,5 m por cada extremo. caso práctico inicial Los técnicos de ÁTOMO deben tener conocimiento de los esquemas de cruzamiento al llevar la línea de BT a su destino. La línea propuesta realiza dos cruzamientos de calzada y otro sobre la red de agua potable. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 5 146 4. Proximidades y paralelismos Las condiciones y distancias de proximidad a las que deben responder los cables subterráneos de baja tensión directamente enterrados serán las indicadas en la instrucción ITC-BT-07 del REBT. 4.1. Paralelismo con otros cables de energía eléctrica caso práctico inicial La línea propuesta discurre paralela a otra línea eléctrica de 20 kV a lo largo de 28 m. Los cables de baja tensión podrán instalarse paralelamente a otros de baja o alta tensión manteniendo entre ellos una distancia mínima de 0,10 m con los cables de baja tensión y 0,25 m con los cables de alta tensión. Cuando no puedan respetarse estas distancias en los cables directamente enterrados, el cable instalado más recientemente se dispondrá en canalización entubada. En el caso de que un mismo propietario canalice a la vez varios cables de baja tensión, podrá instalarlos a menor distancia, incluso en contacto. Cables MT Cables MT > 0,25 m a Cables BT Tubo Ø 16 mm ≤ 0,25 m Figura 5.16. Paralelismo con otros cables de energía. 4.2. Cables de telecomunicación La distancia mínima entre los cables de energía eléctrica y los de telecomunicación será de 0,2 m. Cuando no puedan respetarse estas distancias en los cables directamente enterrados, el cable instalado más recientemente se dispondrá en canalización entubada. 4.3. Canalizaciones de gas La distancia mínima entre los cables de energía eléctrica y las canalizaciones de gas será de 0,2 m, excepto para canalizaciones de gas de alta presión (más de 4 bares) en que la distancia será de 0,4 m. La distancia mínima entre los empalmes de los cables de energía eléctrica y las juntas de las canalizaciones de gas será de 1 m. Cuando no puedan respetarse estas distancias en los cables directamente enterrados, la canalización instalada más recientemente se dispondrá entubada. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Redes subterráneas de distribución de baja tensión 147 4.4. Canalizaciones de agua La distancia mínima entre los cables de energía eléctrica y las canalizaciones de agua será de 0,20 m. La distancia mínima entre los empalmes de los cables de energía eléctrica y las juntas de las canalizaciones de agua será de 1 m. Cuando no puedan respetarse estas distancias en los cables directamente enterrados, la canalización instalada más recientemente se dispondrá entubada. Se procurará que la canalización de agua quede por debajo del nivel del cable eléctrico. Canalización de agua Canalización de agua > 0,2 m a Cables BT Tubo Ø 16 mm ≤ 0,2 m Figura 5.17. Paralelismo con canalización de agua. No obstante, pese a lo dicho en los apartados 3 y 4 sobre cruzamientos y paralelismos, habrá que consultar en cada caso las normas particulares que al respecto tienen editadas las empresas distribuidoras (proyectos tipo, planos, manuales técnicos, etc.). 4.5. Puesta a tierra del neutro Al igual que sucede con la red aérea, el conductor neutro deberá estar puesto a tierra: • en el centro de transformación, • en distribución TT, cada 500 m de longitud de línea como mínimo. ACTIVIDADES 1. Los cables subterráneos de BT podrán instalarse paralelamente a otros de BT o AT, manteniendo una distancia mínima entre ellos de: a. 0,2 m con los cables de AT y 0,25 m con los de BT. b. 0,25 m con los cables de AT y 0,1 m con los de BT. c. 0,5 m con los cables de AT y 0,1 m con los de BT. 2. La cinta que señala la presencia de cable eléctrico de BT en una red de distribución subterránea debe tener unas distancias mínimas de: a. 20 cm al suelo y 25 cm a la parte superior del cable. b. 20 cm al suelo y 35 cm a la parte superior del cable. c. 10 cm al suelo y 25 cm a la parte superior del cable. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 5 148 5. Intensidades máximas admisibles Intensidad máxima admisible es la máxima intensidad que puede soportar un cable en unas condiciones tipo. Los valores de intensidades máximas admisibles que se exponen a continuación están basados en la norma UNE 211345 (Dic. 2007) partiendo de unas condiciones de la instalación consideradas tipo. Fuera de estas condiciones, se aplicarán los factores de corrección que correspondan a cada condición en función de como sea la desviación respecto a la situación considerada tipo. Los factores de corrección modifican esta intensidad cuando cambian dichas condiciones. Los cables de distribución de energía objeto de esta norma son los que se muestran en las siguientes tablas: caso práctico inicial Los técnicos de ÁTOMO deberán tener en cuenta dichas consideraciones. Tipos genéricos de cable a Norma de referencia Designación Tensión asignada RV 0,6/1 kV UNE-HD 603-5N XZ1 0,6/1 kV UNE-HD 603-5X RHZ1, DHZ1 Y HEPRZ1 de 3,6/6 kV hasta 18/30 kV UNE-HD 620 (-5-E-1, -7-E-1, -9-E) RZ 0,6/1 kV UNE 21030-1 para Al UNE 21030-2 pra Cu Tabla 5.5. Temperatura máxima admisible en el conductor Tipo de aislamiento Régimen permanente Régimen de cortocircuito (máximo 5 s de duración) XLPE Polietileno reticulado 90 °C 250 °C EPR Etileno propileno 90 °C 250 °C Etileno propileno de alto módulo 105 °C 250 °C HEPR Cubiertas termoplásticas Temperatura máxima admisible en la pantalla °C PVC Policloruro de vinilo nota 1 (~70 °C o ~85 °C) 200 °C (nota 2) Z1 Compuestos de PE nota 1 (~70 °C o ~85 °C) 180 °C (nota 2) Nota 1. La tempertatura admisible es la que resulta de una temperatura máxima de funcionamiento en régimen permanente del cable, que tomamos de ~20 °C inferior a la temperatura del conductor. Las normas de cubierta no especifican el valor de la temperatura en la pantalla en régimen permanente. Nota 2. Se admite una temperatura superior siempre que se pueda demostrar por ensayo que el diseño del cable la puede soportar. a Tabla 5.6. Las condiciones tipo de la instalación se muestran a continuación: Temperatura del aire ambiente 40 °C (sea en galería o al aire libre) Temperatura del terreno 25 °C Profundidad de soterramiento 0,7 m para 0,6/1 kV 1 m para tensiones superiores Radiación solar Los cables en galerías están protegidos del sol. Los cables de red aérea están expuestos a una radiación solar de 1 000 W/m2 Agrupamiento de circuitos Un solo cortocircuito trifásico alejado de otras fuentes de calor Conexión de las pantallas Directamente a tierra en ambos extremos de la línea Sección de la pantalla 16 mm2 formada por 20 alambres de 1 mm de diámetro aproximadamente Resistividad térmica del terreno 1,5 K · m/W a Tabla 5.7. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Redes subterráneas de distribución de baja tensión 149 A partir de los catálogos de los fabricantes más importantes en estas condiciones las intensidades admisibles son: INTENSIDAD MÁXIMA ADMISIBLE (A) AISLAMIENTO DE XLPE, CONDUCTOR DE Cu O DE Al CABLES EN TRIÁNGULO EN CONTACTO Directamente soterrados (1) En tubular soterrada (2) Al aire, protegido del sol (1) 95 135 200 260 340 125 185 260 340 445 82 115 175 230 305 105 155 225 300 400 88 125 200 290 390 115 185 285 390 540 Cobre Aluminio Sección mm2 25 50 95 150 240 25 50 95 150 240 (1) Tres cables unipolares al tresbosillo (2) Tres cables unipolares en la misma tubular a Tabla 5.8. Norma UNE 211435. Cables de distribución tipo RV o XZ1 de 0,6/1 kV. Cables soterrados y en galerías subterráneas. Si las condiciones difieren de las tipo, los factores de corrección son: Temperatura máxima del conductor °C 90 105 Temperatura máxima del conductor °C 90 105 a Tabla + 20 1,18 1,14 Temperatura del aire ambiente en cables en galería, °C 25 30 35 40 45 50 55 1,14 1,10 1,05 1,00 0,95 0,89 0,84 1,11 1,07 1,04 1,00 0,96 0,92 0,88 60 0,77 0,83 10 1,11 1,09 Temperatura del terreno en cables soterrados, °C 15 20 25 30 35 40 45 1,07 1,04 1,00 0,96 0,92 0,88 0,83 1,06 1,03 1,00 0,97 0,94 0,90 0,87 50 0,78 0,83 – 5.9. Factores de corrección para distintas temperaturas (cables en galerías subterráneas y cables soterrados). CABLES DE 0,6/1 kV a Tabla Profundidad, m Soterrados En tubular 0,50 0,60 0,70 0,80 1,00 1,25 1,50 1,75 2,00 2,50 3,00 1,04 1,02 1,00 0,99 0,97 0,95 0,93 0,92 0,91 0,89 0,88 1,03 1,01 1,00 0,99 0,97 0,96 0,95 0,94 0,93 0,91 0,90 ºC 5.10. Factores de corrección para distintas profundidades de soterramiento (cables soterrados). © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. + – ºC Unidad 5 150 RT CABLES INSTALADOS EN TUBOS SOTERRADOS. UN CIRCUITO POR TUBO Resistividad del terreno Sección del conductor mm2 0,8 k · m/W 0,9 k · m/W 1 k · m/W 1,5 k · m/W 2 k · m/W 2,5 k · m/W 3 k · m/W 25 1,12 1,10 1,08 1,00 0,93 0,88 0,83 35 1,13 1,11 1,09 1,00 0,93 0,88 0,83 50 1,13 1,11 1,09 1,00 0,93 0,87 0,83 70 1,13 1,11 1,09 1,00 0,93 0,87 0,82 95 1,14 1,12 1,09 1,00 0,93 0,87 0,82 120 1,14 1,12 1,10 1,00 0,93 0,87 0,82 150 1,14 1,12 1,10 1,00 0,93 0,87 0,82 185 1,14 1,12 1,10 1,00 0,93 0,87 0,82 240 1,15 1,12 1,10 1,00 0,92 0,86 0,81 300 1,15 1,13 1,10 1,00 0,92 0,86 0,81 400 1,16 1,13 1,10 1,00 0,92 0,86 0,81 CABLES DIRECTAMENTE SOTERRADOS EN TRIÁNGULO EN CONTACTO Resistividad del terreno Sección del conductor mm2 0,8 k · m/W 0,9 k · m/W 1 k · m/W 1,5 k · m/W 2 k · m/W 2,5 k · m/W 3 k · m/W 25 1,25 1,20 1,16 1,00 0,89 0,81 0,75 35 1,25 1,21 1,16 1,00 0,89 0,81 0,75 50 1,26 1,21 1,16 1,00 0,89 0,81 0,74 70 1,27 1,22 1,17 1,00 0,89 0,80 0,74 95 1,28 1,22 1,18 1,00 0,89 0,80 0,74 120 1,28 1,22 1,18 1,00 0,88 0,80 0,74 150 1,28 1,23 1,18 1,00 0,88 0,80 0,74 185 1,29 1,23 1,18 1,00 0,88 0,80 0,74 240 1,29 1,23 1,18 1,00 0,88 0,80 0,73 300 1,30 1,24 1,19 1,00 0,88 0,80 0,73 400 1,30 1,24 1,19 1,00 0,88 0,79 0,73 a Tabla 5.11. Factores de corrección para resistividad térmica del terreno distinta de 1,5 K·m/W (cables soterrados). CIRCUITOS DE CABLES UNIPOLARES EN TRIÁNGULO EN CONTACTO GRUPOS DISPUESTOS EN UN PLANO HORIZONTAL Cables directamente soterrados - Distancias entre grupos en mm Circuitos agrupados Contacto 200 400 600 800 2 0,82 0,88 0,92 0,94 0,96 0,84 3 0,71 0,79 0,88 0,91 0,81 4 0,64 0,74 0,85 0,89 5 0,59 0,70 0,78 0,83 0,87 6 0,56 0,67 0,76 0,82 0,86 7 0,53 0,65 0,74 0,80 0,85 8 0,51 0,63 0,73 0,80 – 9 0,49 0,62 0,72 0,79 – 10 0,48 0,61 0,71 – – CABLES INSTALADOS EN TUBOS SOTERRADOS. UN CIRCUITO POR TUBO Distancias entre tubos en mm Circuitos agrupados Contacto 200 400 600 800 0,90 0,94 2 0,87 0,96 0,97 0,87 3 0,77 0,82 0,90 0,93 0,84 4 0,71 0,77 0,88 0,91 0,81 5 0,67 0,74 0,80 0,89 6 064 0,71 0,79 0,85 0,88 7 0,61 0,69 0,78 0,84 – 8 0,59 0,67 0,77 0,83 – 9 0,57 0,66 0,76 0,82 – 10 0,56 0,65 0,75 – – a Tabla 5.12. Factores de corrección para agrupamiento de cables de 0,6/1 kV (cables soterrados). © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Redes subterráneas de distribución de baja tensión Número de bandejas Método de instalación Bandejas perforadas (nota 3) Bandejas perforadas verticales (nota 4) Bridas, soportes, ménsulas (nota 3) 151 1 2 3 1 1,00 0,98 0,96 2 0,97 0,93 0,89 20 mm 3 0,96 0,92 0,86 225 mm 1 1,00 0,91 0,89 2 1,00 0,90 0,86 1 1,00 1,00 1,00 2 0,97 0,95 0,93 3 0,96 0,94 0,90 De 2 De Separados 2 De De Separados De 2 De Separados Número de circuitos trifásicos 20 mm Se aplican a la capacidad de carga en un circuito al aire libre. Nota 1. Los valores son la media para los tipos de cables y la gama de secciones considerada. La dispersión de los valores es inferior al 5% en general. Nota 2. Los factores se aplican a cables en capas separadas o en cables en triángulo en capas separadas. No se aplican si los cables se instalan en varias capas en contacto. En este caso los factores pueden ser sensiblemente inferiores. (Ver punto 1 apartado K.) Nota 3. Los valores están previstos para una separación entre las bandejas verticales de 300 mm. Para espacios inferiores, hay que reducir los factores. Nota 4. Los valores están previstos para una separación de las bandejas horizontales de 225 mm con las bandejas montadas de espalda a espalda. Si la separación es menor, hay que reducir los factores. Nota 5. Para circuitos que tengan más de un cable en paralelo por fase, conviene considerar cada conjunto de tres cables como un circuito en el sentido de aplicación de esta tabla. a Tabla 5.13. Factores de corrección por agrupamiento de cables al aire libre o en galerías (galerías subterráneas). Véase nota 2. Si se dan unas condiciones de instalación no recogidas en estas tablas, se debe consultar el REBT, normas UNE anteriores (20460-5-523-2004), catálogos de fabricantes de cables o los manuales técnicos de las empresas distribuidoras. saber más EJEMPLO Calcula la intensidad máxima admisible de las siguientes líneas: a) Red trifásica de distribución subterránea con conductor tipo XZ1, 240 mm2 Al, directamente enterrada a una profundidad de 0,8 m y con una temperatura del terreno de 30 ºC. IMÁXIMA ADMISIBLE = 340 A × 0,99 x 0,96 = 323,13 A b) Red trifásica de distribución subterránea con conductor tipo XZ1, 150 mm2 Al, directamente enterrada en tubular a una profundidad de 0,7 m y con dos tubos colindantes en contacto. IMÁXIMA ADMISIBLE = 230 A × 0,77 = 177,1 A c) Red trifásica de distribución en galería con conductor tipo XZ1, 50 mm2 Al, dispuesta en bandeja horizontal perforada junto a 2 circuitos más, siendo la temperatura máxima en el interior de la galería de 35 ºC. IMÁXIMA ADMISIBLE = 125 A × 0,96 x 1,05 = 126 A Del catálogo de General Cable merece destacarse la siguiente consideración: El aumento significativo de potencia en verano conjugado con la escasez de lluvias de manera alarmante en nuestro país, ha conducido a una situación crítica en las instalaciones subterráneas. Las condiciones de disipación de calor de estas han disminuido de manera preocupante. Ante esto, los comités técnicos de AENOR han dispuesto la elevación de la resistividad térmica del terreno reflejado en la norma UNE 20435 (que pasará a ser la UNE 211435), pasando de 1 K·m/W a 1,5 K·m/W, lo que supone una reducción de las intensidades máximas admisibles para todas las secciones. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 5 152 6. Sistemas de conexión de neutro y de las masas en redes de distribución BT En la ITC-BT-08 del REBT, se presentan los tres posibles esquemas de distribución en función de la puesta a tierra del neutro y de las masas. El esquema de distribución para instalaciones receptoras alimentadas directamente desde una red de distribución pública en baja tensión es el esquema TT, mientras que para instalaciones de baja tensión alimentadas desde un centro de transformación de abonado se podrá elegir cualquiera de los tres esquemas, aunque, en la práctica, solo se emplea el IT. Por tanto, únicamente se analizarán las características de los esquemas de distribución TT e IT. 6.1. Esquema TT Es el esquema más usado en la actualidad, llegando a ser utilizado en el 95% de las instalaciones. Corresponde a las instalaciones alimentadas directamente por una red de distribución en BT en las que el neutro del transformador de alimentación está conectado directamente a tierra, y las partes metálicas de los receptores están unidas a otra toma de tierra. Centro de Transformación Usuario Red BT T a T Figura 5.18. Esquema de distribución TT. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Redes subterráneas de distribución de baja tensión 153 En este caso, un defecto de aislamiento fase-masa provoca la circulación de una corriente de fuga a tierra ID, cuyo retorno tiene lugar por el suelo. Dicha intensidad está limitada por las resistencias de las tomas de tierra (RA y RB) y la resistencia del defecto de aislamiento (RD). Se desprecia, por su pequeño valor, la impedancia trafo-red (ZT y ZL). La tensión de contacto supuesta UD (tensión de defecto) se define como la tensión entre una masa metálica de un receptor debido a un defecto de aislamiento en el mismo y otro punto accesible simultáneamente por una persona, generalmente la tierra. Su valor sería igual a: ID = UO RA + RB + RD ZT UD = ID · RA ZL RB RD RA ID a Figura 5.19. Recorrido corriente de fuga ID. La corriente corporal IC a la que se vería sometida una persona sería: IC = UD ZC + RCA + RS ZC : Impedancia corporal RCA : Resistencia del calzado RS : Resistencia del suelo ZC RCA RS a Figura 5.20. Recorrido corriente corporal IC. El valor de UD debe ser inferior a la tensión de contacto máxima admisible por el cuerpo humano, valor establecido por el REBT en: • 50 V para los locales secos. • 24 V para los locales húmedos. Estas tensiones, consideradas como no peligrosas, provocan la circulación por el cuerpo humano de una corriente inferior a 25-30 mA (límite en el que se tiene posibilidad de parálisis respiratoria). © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 5 154 Características del régimen TT • En distribución pública está obligado por el REBT. • No precisa de un servicio de mantenimiento de las instalaciones. • Permite ampliar sin complicaciones especiales las instalaciones. • Requiere el uso de dispositivos de protección diferencial. EJEMPLO Calcula la tensión de defecto y la corriente corporal correspondientes a los esquemas descritos en las figuras 5.19 y 5.20 con los siguientes datos: UO = 230 V, RA = 37 Ω, RB = 10 Ω, RD = 0 ZC + RCA + RS = 3 200 Ω La intensidad de fuga será: ID = UO RA + RB + RD = 230 37 + 10 + 0 = 4,89 A La tensión de defecto que se genera será de: UD = ID · RA = 4.89 · 37 = 181 V > (50 V o 24 V) Dicha tensión es muy superior a la tensión límite UL (50 V y 24 V) y presenta peligro para las personas si se exponen durante más de 0,2 s en un entorno seco o más de 0,08 s en un entorno húmedo. Por consiguiente, es preciso añadir al menos un dispositivo diferencial en cabecera de la instalación. La corriente corporal será: Ic = UD ZC + RCA + RS = 181 3 200 = 0,056 A = 56 mA > 30 mA Supera el límite en el que es posible una parálisis respiratoria. 6.2. Esquema IT (neutro aislado o impedante) En este esquema el neutro o bien está aislado y no conectado a tierra o bien conectado a través de una elevada impedancia. Por otro lado, las masas sí están conectadas a la tierra de la instalación. En este tipo de esquema se recomienda no distribuir el neutro. Este esquema se puede aplicar a instalaciones de BT alimentadas por un transformador de aislamiento separador. Transformador de abonado a Figura 5.21. Esquema real de distribución IT. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Redes subterráneas de distribución de baja tensión 155 El esquema queda: ID a Impedancia de fuga de la red T Figura 5.22. Esquema de distribución IT. En este esquema la intensidad resultante de un primer defecto fase-masa o fasetierra tiene un valor lo suficientemente reducido como para no provocar la aparición de tensiones de contacto peligrosas. No obstante, si se produce un segundo defecto de aislamiento fase-tierra en una fase distinta a la del primer defecto sin haber eliminado este previamente, el comportamiento de este esquema de conexión a tierra es equivalente a un cortocircuito entre fases. El interruptor magnetotérmico de aguas arriba se disparará. Para garantizar la continuidad de servicio es obligatorio, según el reglamento, detectar y señalar el primer fallo mediante aparatos específicos denominados Controladores Permanentes de Aislamiento (CPA). Este régimen posee la ventaja de garantizar la máxima continuidad de servicio y seguridad para las personas, por ello es utilizado en instalaciones como, por ejemplo, quirófanos. EJEMPLO Calcula la corriente y la tensión de defecto, así como la posible corriente corporal en un sistema IT como el de la figura 5.21. Algunos datos son: RT = 10 Ω, Zfuga de red = 4 200 Ω, ZC + RCA + RS = 2 950 Ω, Uo = 230 V. La corriente y la tensión de defecto serían: ID = UO ZFUGA + RT = 230 4 210 = 0,054 A UD = ID · RT = 10 · 0,054 = 0,54 V La tensión no es peligrosa. En caso de contacto la corriente corporal podría alcanzar el valor: Ic = UD ZC + RCA + RS = 0,54 2 950 = 0,18 mA Es un valor muy pequeño de intensidad. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 5 156 Supóngase que en el circuito anterior se produce un segundo defecto sin haber eliminado el primero. Calcule el nuevo valor de ID. a Figura 5.23. La única impedancia existente es la de la propia línea, si se estima esta en 0,5 Ω. ID = U ZL = 400 0,5 = 800 A Valor similar al de un cortocircuito. 7. Montaje y mantenimiento de redes eléctricas subterráneas de BT El montaje de una red subterránea de BT se realizará, en todo momento, de acuerdo al proyecto y plan establecidos. Se seguirán las pautas marcadas por el Instituto Nacional de Cualificaciones (INCUAL). 7.1. Realizaciones profesionales caso práctico inicial Una vez realizado el planteamiento del proyecto, los técnicos de ÁTOMO deben comenzar el montaje de acuerdo con las pautas marcadas por el INCUAL. • Montar los conductores de redes eléctricas subterráneas sobre lecho de arena y bajo tubo en zanjas de acuerdo al proyecto y plan de montaje, aplicando los procedimientos y medios de seguridad adecuados con la calidad requerida. • Realizar el replanteo y dimensiones de las zanjas y arquetas cumpliendo con las especificaciones del proyecto y asegurándose de que no coinciden con otros servicios en la misma proyección vertical, cumpliendo así con la reglamentación vigente. • Las intervenciones (calzadas, aceras, cruces de calles y carreteras, entre otros) se deben realizar disponiendo de los permisos correspondientes. • Realizar el tendido de los conductores sin que sufran daños (colocando los rodillos y evitando cruces) y disponerlos de acuerdo al tipo de instalación y a la reglamentación vigente. • Los empalmes y conexiones de los conductores se realizarán utilizando los elementos idóneos según las instrucciones de montaje. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Redes subterráneas de distribución de baja tensión 157 • Las protecciones mecánicas y de señalización de la red se montarán cumpliendo la normativa vigente. • Montar los conductores de redes eléctricas en galerías de acuerdo al proyecto y plan de montaje, aplicando los procedimientos y medios de seguridad adecuados con la calidad requerida. • La ubicación de las bandejas, herrajes y sujeciones, entre otros, se realizará cumpliendo con las especificaciones del proyecto y con la reglamentación vigente. • El asiento de los cables en la bandeja se realizará teniendo en cuenta el tipo de sujeción, la cantidad de cables que aloja y el resto de servicios de la galería. • Guardar las distancias adecuadas siguiendo la documentación del proyecto y plan de montaje. • Realizar el acopio de materiales a lo largo del trazado de la red siguiendo las especificaciones del proyecto y de acuerdo con el plan de montaje. • Seleccionar las herramientas y medios necesarios de acuerdo con las necesidades del montaje. a Figura 5.24. Tendido de cable. Figura 5.25. Manguitos de empalme preaislados para redes subterráneas. (Cortesía de Niled S.A.E.). a 7.2. Ensayos previos a la puesta en servicio En los sistemas de cables nuevos se llevarán a cabo, una vez concluida la instalación del cable y de sus accesorios de conexión, la secuencia de ensayos que marca el manual técnico 2.33.15 de Iberdrola: • Verificación de la continuidad del cable. • Verificación del orden de fases. • Colocación de identificaciones en el cable. No se continuarán realizando ensayos hasta que no queden estos procesos cumplimentados y documentados: • Medida de la resistencia de aislamiento. • Ensayo de rigidez dieléctrica del aislamiento. Estos ensayos quedan descritos en la práctica profesional que se propone. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 5 158 ACTIVIDADES FINALES ■ 1. Averiguar la intensidad máxima admisible de una línea 3F + N constituida por cables unipolares de Cu de 50 mm2, en tendido enterrado bajo zanja a 30 ºC en el interior de un tubo, siendo su aislamiento de XLPE. ■ 2. Averiguar el valor de la intensidad máxima admisible para un terno de cables unipolares de 240 mm 2 (conductor de Al, aislamiento de XLPE) enterrado bajo zanja, si se dan las siguientes circunstancias simultáneamente: a) La profundidad de instalación es 60 cm. b) En dicha zanja, además del terno en cuestión, existen dos ternos más, separados entre sí 20 cm. ■ 3. Averiguar el valor de la intensidad máxima admisible para un terno de cables unipolares de 25 mm2 (conductor de Al, aislamiento de XLPE) enterrado bajo zanja, si se dan las siguientes circunstancias simultáneamente: a) La temperatura del terreno es de 40 ºC. b) La profundidad de instalación es 60 cm. ■ 4. ¿Cómo se distribuiría una potencia de 650 kW con cables unipolares de 240 mm2 (conductor de Al, aislamiento de XLPE) en galería ventilada a una temperatura de 40 ºC en una bandeja horizontal perforada?, ¿cuál sería la intensidad máxima admisible de dicha agrupación? Algunos datos son: cos ϕ = 0,9, U = 400 V, f = 50 Hz. ■ 5. En el circuito de la figura responder las siguientes cuestiones: a) Tipo de esquema de distribución. b) Tensión de defecto que se genera en la masa respecto a tierra. c) Corriente que atravesaría el cuerpo de la persona. Defecto franco Rd = 0 Ω RCUERPO = 1500 Ω RCALZADO = 500 Ω RSUELO = 100 Ω RTRAFO = 5 Ω a RTIERRA = 50 Ω Figura 5.26. ■ 6. En el circuito de la figura responder las siguientes cuestiones: a) Tipo de esquema de distribución. b) ¿Se genera una tensión masa-tierra peligrosa? c) ¿Qué valor podría alcanzar una corriente corporal? d) ¿Qué elemento de protección se debe poner? © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Redes subterráneas de distribución de baja tensión 159 ACTIVIDADES FINALES NOTA. La impedancia de la línea no se considera. Defecto aislamiento (Rd = 300 Ω) RCUERPO = 678 Ω RTRAFO = 10 Ω a RTIERRA = 30 Ω Figura 5.27. ■ 7. En el circuito de la figura responder las siguientes cuestiones: a) Tipo de esquema de distribución. b) Corriente y tensión de defecto que se generan en la masa respecto a tierra. c) Qué corriente atravesaría el cuerpo de la persona. RDEFECTO = 0 Ω RCUERPO = 1500 Ω RCABLE = 0,1 Ω RCALZADO = 500 Ω RSUELO = 100 Ω ZFUGA a RTIERRA = 30 Ω Figura 5.28. entra en internet ■ 8. Entrar en Internet y buscar los proyectos tipo de las empresas distribuidoras Iberdrola y Unión Fenosa. Localizar los diversos modelos de zanjas a utilizar según el caso. ■ 9. Entrar en Internet y buscar los catálogos de los fabricantes de cables Prysmian y General Cable. Localizar los valores de intensidades máximas admisibles para cada tipo de conductor en el caso de redes subterráneas. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 5 160 PRÁCTICA PROFESIONAL HERRAMIENTAS • Comprobador de instalaciones multifunción con las siguientes funciones: – Resistencia de aislamiento Comprobación de cables subterráneos – Continuidad y resistencia – Resistencia de lazo y de línea – Indicador de secuencia de fase MATERIAL • 2 picas para puesta a tierra • Elementos de conexión para picas OBJETIVO El objetivo de esta práctica es dar a conocer y realizar las pruebas recomendadas en el manual técnico de Iberdrola MT 2.33.15 que deben llevarse a cabo una vez concluida la instalación del cable y de sus accesorios de conexión. En el caso de que los ensayos se hubieran realizado con más de 5 meses antes de la puesta en marcha de la instalación, estos deberían repetirse. La finalidad de estos ensayos es garantizar unos niveles mínimos de calidad en el servicio. PRECAUCIONES • Seguir las indicaciones del fabricante en cuanto al manejo del instrumento de medida. • Realizar todas las pruebas sin tensión. DESARROLLO Comprobación de continuidad de los cables Para comprobar la continuidad del cable se formará un bucle, puenteando dos fases en un extremo, conectando en el otro extremo de las fases un megóhmetro y aplicando tensión. Si se obtuviese una medición elevada de resistencia respecto a los datos aportados por el fabricante del cable (del orden de cientos de ohmios), se interpretará como una discontinuidad del cable. L1 L2 L3 Medida de resistencia entre L1 y L2 a Figura 5.29. Prueba de continuidad (resistencia). (Cortesía de Fluke). En líneas de tres fases se comprobarán los tres bucles posibles, fases 1-2, 2-3 y 1-3, para ello en uno de sus extremos se deben unir entre sí los tres conductores y, en el otro, se colocará el medidor entre cada pareja posible de los mismos. Una medición elevada de impedancia en dos bucles indicaría la discontinuidad de la fase común. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Redes subterráneas de distribución de baja tensión 161 La representación quedaría del siguiente modo: L1 L2 L3 Bucle entre L1 y L2 a Figura 5.30. Prueba de continuidad (bucle). (Cortesía de Fluke). En cables con pantalla es necesario verificar la continuidad de la misma, para ello se usa un método similar al descrito anteriormente, las pantallas de los tres cables se unirán entre sí en un extremo quedando desconectadas de tierra. En el extremo opuesto se conectará un megóhmetro entre dos pantallas, realizando las tres combinaciones para garantizar la medida en las tres pantallas. El ensayo se considera aceptado cuando los resultados de medir las pantallas, dos a dos, arrojen valores de impedancia baja. Sin modificar el método operativo antes descrito, se puede saber la resistencia óhmica de las pantallas mediante un óhmetro con resolución suficiente como para obtener centésimas de ohmio. Se realizarán y se anotarán los valores obtenidos en las tres medidas. Para considerar válido el ensayo, se denominan A, B y C a los tres valores en ohmios obtenidos de las correspondientes mediciones de resistencia: • A = Valor medido entre las fases 1 y 2. • B = Valor medido entre las fases 2 y 3 • C = Valor medido entre las fases 3 y 1. Los resultados de las resistencias correspondientes a cada fase se obtendrán de las expresiones: R1 = A+C–B 2 R2 = A+B–C 2 R3 = B+C–A 2 Se considera que las pantallas están correctas, cuando el valor de la resistencia referenciada a 20 ºC esté de acuerdo con la siguiente tabla: a Sección de la pantalla en mm2 Resistencia Ω · km 16 1,240 25 0,779 75 0,259 Tolerancia Ω · km ±0,010 Tabla 5.14. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 5 162 PRÁCTICA PROFESIONAL Identificación de las fases Para identificar las fases, se coloca en un extremo del cable una fase a tierra y en el otro extremo se conecta el megóhmetro; se hará entre cada una de las fases y tierra, aplicándose, sucesivamente, una tensión de 500 V. La menor de las tres medidas corresponderá a la misma fase en ambos extremos. Algunos instrumentos muestran directamente el orden de sucesión de fases. L1 L2 L3 a Figura 5.31. Identificación de fases. (Cortesía de Fluke). Antes de realizar la siguiente secuencia de ensayos, se realizará el proceso de identificación de las fases del cable y de su circuito. Para ello se señalizará, mediante la colocación en ambos extremos de cada cable, una cinta de color (un color diferente por cada fase) para identificar las fases. Los colores estarán normalizados según empresa distribuidora. Además, se colocarán las correspondientes pegatinas de identificación y señalización. Medida de la resistencia de aislamiento La resistencia de aislamiento depende de: • las dimensiones del cable, • la composición del aislamiento, • la humedad del aislamiento. En general, la resistencia de aislamiento no es un valor para asegurar la seguridad de servicio del cable, pues solo una entrada de humedad causa una reducción de la resistencia que afecte a la seguridad de servicio del cable. Debe tenerse en cuenta que los valores de la resistencia del aislamiento de empalmes y terminales influyen en los resultados de los ensayos correspondientes, por ejemplo, la superficie húmeda de un terminal puede conducir a falsas conclusiones. Con la ayuda de un megóhmetro con diferentes rangos de escalas, se aplicará una tensión continua de 500 V durante un tiempo suficiente (entre 1 y 2 minutos) para obtener una lectura estable. La medición de la resistencia de aislamiento se efectuará entre el conductor y tierra. En el caso de la medida del neutro, se deberá desconectar la pica de tierra, siendo la medida realizada contra uno de los conductores anteriormente medidos. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Redes subterráneas de distribución de baja tensión 163 Los elementos de la instalación, ajenos al cable (interruptores, seccionadores, etc.), deben permanecer en posición abierto con el fin de no falsear los resultados de los ensayos. L1 L2 L3 N a Figura 5.32. Prueba de resistencia de aislamiento. (Cortesía de Fluke). La resistencia de aislamiento se calculará mediante la fórmula siguiente: Ra = Rm · L 1 000 Donde: • Ra. Resistencia de aislamiento (MΩ · km) • L. Longitud del cable (m). • Rm. Resistencia medida en el ensayo (MΩ). Los valores así calculados serán menores que los obtenidos en los ensayos realizados en fábrica, esto es lógico teniendo en cuenta que se está ensayando con un cable ya instalado, con sus terminales y empalmes, pero sin guardas. Los valores obtenidos no deben ser inferiores a los indicados en la tabla. RESISTENCIA MÍNIMA DEL AISLAMIENTO DE CABLES CON AISLAMIENTO SECO DE UN SOLO CONDUCTOR CON PANTALLA O TIERRA Tensión nominal Uo/U kV 0,6/1 a Sección del conductor mm2 Resistencia de aislamiento (Ra) MΩ/km ≤25 30 >25 y ≤95 20 >95 15 Tabla 5.15. El manual técnico de Iberdrola recomienda volver a realizar este ensayo tras el ensayo de rigidez dieléctrica del aislamiento por si se hubiera producido algún deterioro en los cables. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 5 164 MUNDO TÉCNICO MUNDO LABORAL Detección de fallas en redes eléctricas subterráneas REFLEXION DE ARCO La reflexión de arco y la reflexión de arco diferencial son los métodos preferidos para la localización de fallas subterráneas. Estos métodos no sólo muestran fallas, sino que también muestran la ubicación de puntos de referencia, tales como empalmes, proporcionando lo que a menudo se denomina un mapa eléctrico del cable bajo ensayo. Denominado como uno de los métodos de radar de alta tensión, este método supera la limitación de 200 Ω del reflectómetro convencional. Además de un TDR, para operar bajo este método se necesita de un filtro de reflexión de arco y de un generador de impulsos de AT. a Figura 5.31. Reflectrómetro de dominio de tiempo. TDR (Time Domain Reflectometer). Generador de impulsos de BT/MT, con filtro incorporado para reflexión por arco. (Cortesía INDUCOR). El generador de impulsos proporciona una gran elevación de corriente en el lugar de la falla, creando un cortocircuito momentáneo que el TDR puede llegar a capturar y mostrar como una reflexión en sentido descendente. El filtro es el encargado de proteger al TDR de los pulsos de alta tensión generados por el generador de impulsos. REFLEXION DE ARCO DIFERENCIAL Este método de reflectometría de alta energía es, básicamente, una extensión de la reflexión de arco. Requiere también del uso de un generador de impulsos, un filtro de reflexión de arco y un analizador. El analizador mostrará la diferencia algebraica entre la traza de baja tensión (reflectometría convencional) y la subsiguiente traza obtenida bajo un arco de alta tensión. La reflexión de arco diferencial elimina todas las reflexiones idénticas antes de la falla. La primera reflexión descendente que aparece en el reflectograma obtenido (falla) se podrá ahora identificar fácilmente. Generador de impulsos Falla contra tierra alta resistencia Final Filtro 1 Pulso BT No ve la falla 2 3 Analizador a Figura Pulso AT Diferencial 1 - 2 Ve la falla Solo la falla 5.32. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Redes subterráneas de distribución de baja tensión 165 EN RESUMEN REDES SUBTERRÁNEAS DE DISTRIBUCIÓN EN BAJA TENSIÓN Conductores aislados directamente enterrados bajo zanjas Sistemas de instalación Conductores aislados en canalización entubada enterrados bajo zanjas Conductores aislados en galerías Condiciones para cruzamiento, proximidades y paralelismos. Zanjas Reglamento de Baja Tensión Dimensiones y condiciones de instalación Intensidades máximas admisibles Sistemas de conexión del neutro y de las masas en redes de distribución de BT Montaje y mantenimiento de las redes subterráneas de BT EVALÚA TUS CONOCIMIENTOS 1. Las secciones mínimas permitidas en los conductores utilizados en redes subterráneas de BT son: a. 10 mm2 en Al y 6 mm2 en Cu. b. 16 mm2 en Al y 10 mm2 en Cu. c. 16 mm2 en Al y 6 mm2 en Cu. 2. En las líneas públicas de distribución, ¿cuál de los sistemas de distribución que se indican debe utilizarse? a. IT. b. TT. c. Los dos son admisibles. 3. Los cables de las redes eléctricas de distribución han de tener unos niveles mínimos de aislamiento de: a. 0,6 / 1 kV las subterráneas y 450 / 750 V las aéreas. b. 0,6 / 1 kV las aéreas y 450 / 750 V las subterráneas. c. 0,6 / 1 kV las subterráneas y las aéreas. Resuelve en tu cuaderno o bloc de notas 4. La profundidad mínima de los cables en redes con conductores directamente enterrados será de: a. 0,8 m en calzada y 0,7 m en acera. b. 0,9 m en calzada y 0,6 m en acera. c. 0,8 m en calzada y 0,6 m en acera. 5. Las canalizaciones entubadas utilizadas en las redes de distribución subterráneas de BT deben disponer de: a. arquetas registrables, como máximo cada 40 m. b. arquetas registrables, como máximo cada 50 m. c. arquetas registrables, como máximo cada 60 m. 6. La distancia de cruce entre un cable de BT y otros cables de energía eléctrica, ambos enterrados, será: a. 0,15 m con cables de AT y 0,1 m con cables de BT. b. 0,25 m con cables de AT y 0,1 m con cables de BT. c. 0,5 m con cables de AT y 0,2 m con cables de BT. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 6 166 6 Cálculo de instalaciones de enlace y puesta a tierra vamos a conocer... 1. Previsión de cargas de un edificio 2. Estructura de las instalaciones de enlace 3. Dimensionado de una instalación de enlace 4. Instalaciones de puesta a tierra en edificios PRÁCTICA PROFESIONAL Medida de la resistividad del terreno MUNDO TÉCNICO Software para el cálculo de instalaciones de enlace con Cypelec y al finalizar esta unidad... Realizarás los cálculos de previsión de carga de un edificio. Conocerás la reglamentación (REBT) a tener en cuenta para la previsión de cargas. Reconocerás las partes de una instalación de enlace de un edificio. Identificarás las partes de una instalación de puesta a tierra. Conocerás la reglamentación (REBT) sobre instalación de enlace y puesta a tierra. Realizarás los cálculos para la elección del fusible de la CGP. Desarrollarás los cálculos de sección para la LGA y DI. Realizarás los cálculos y selección de secciones para la instalación de puesta a tierra. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. 167 CASO PRÁCTICO INICIAL situación de partida La empresa de instalaciones eléctricas MIJUSE S.A. ha sido contratada para la realización de los cálculos técnicos e instalación eléctrica de una finca de viviendas de dos plantas y una planta baja. A petición de los propietarios, la finca quedará distribuida de la siguiente forma: • Laplantabajasedividiráendospartes,unasuperficiede60m2 paralahabilitacióndeunlocalcomercialyotrade40m2 para unpequeñogarajededoscoches.Lasdosplantas(100m2 cada una) se destinarán a viviendas. • Ellocalylapuertadelgarajeestánsituadosalaalturadela la instalación de puesta a tierra y por dónde se debe distribuir, por si fuese necesario el empleo de picas adicionales. Se instalarán, además, un total de cuatro contadores (uno para cada vivienda), uno para el local y uno para los servicios comunes del edificio (alumbrado de escalera, garaje y un ascensor). La alimentación a los contadores será mediante tubo enterrado, aproximadamenteunos10m. El total de potencia para servicios comunes es de 8 kW, incluidos todos los servicios (telecomunicaciones, videoportero, etc.). Además, los pisos contendrán sistemas domóticos y seguridad. natural, ya que la parte trasera da acceso a un pequeño patio Las distancias desde la ubicación de los contadores a los cuadros de los dispositivos generales de mando y protección (DGMP) son: interior. • Alaviviendadelaprimeraplanta,10m. calle, disponiendo de ventanas que proporcionan ventilación Dado que se tiene que realizar una previsión para la realización de • Alaviviendadelasegundaplanta,20m. la cimentación, es urgente indicar el tipo de cable necesario para • Allocalcomercial,5m. estudio del caso Antes de empezar a leer esta unidad de trabajo, puedes contestar las dos primeras preguntas. Después analiza cada punto del tema con el objetivo de contestar el resto de preguntas de este caso práctico. 1. Para el cálculo de secciones es necesario fijar una potencia, ¿cuál será su valor?, ¿qué criterios se han de seguir? 3. ¿Qué partes tiene una instalación de puesta a tierra? 4. ¿Qué cables o conductores se deben elegir para una puesta a tierra?, ¿de qué sección? 2. ¿Qué características tiene que cumplir el cable presente en la instalación de enlace?, ¿qué criterios se han de seguir? © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 6 168 1. Previsión de cargas de un edificio 1.1. Grado de electrificación básico y elevado saber más Es posible consultar el texto completo de las ITC utilizadas en la unidad, así como las guías técnicas en la página web de la secretaría general de industria y de la pequeña y mediana empresa: http://www.f2i2.net/ legislacionseguridadindustrial/ LegislacionNacional.aspx Las viviendas se pueden clasificar en grado de electrificación básico o elevado en función de la previsión de aparatos electrodomésticos que se vayan a utilizar. El grado de electrificación básico, a efectos de uso, es el sistema mínimo para instalaciones interiores de vivienda en edificios nuevos (según la ITC-BT-10 del REBT). Según lo anterior, las viviendas de grado de electrificación básico permiten la utilización de aparatos electrodomésticos de uso básico sin necesidad de obras posteriores para su adecuación. Según lo indicado en la ITC-BT-25 del REBT, se establece que una vivienda de electrificación básica contiene los siguientes circuitos: Circuito a Descripción Nº máximo de ptos. de uso C1 Puntos de iluminación 30 C2 Tomas de corriente de uso general y frigorífico 20 C3 Cocina y el horno 2 C4 Lavadora, lavavajillas y termo eléctrico 3 C5 Tomas de corriente de los cuartos de baño y cocina 6 Tabla 6.1. Además de los circuitos indicados en la tabla anterior, es posible que se incluyan otros sistemas como: calefacción eléctrica, acondicionamiento de aire, automatización, gestión técnica de la energía y seguridad, etc. En este caso, la previsión de uso de aparatos electrodomésticos es superior al caso anterior, por tanto serán consideradas como viviendas con grado de electrificación elevada. En este grupo también estarán incluidas todas las viviendas con superficies útiles superiores a 160 m2. La tabla siguiente muestra una relación de circuitos adicionales que hacen que la vivienda sea considerada como de electrificación elevada. Circuito caso práctico inicial Teniendo en cuenta que las dos viviendas tienen previsión de sistemas domóticos y de seguridad, aunquetenganmenosde160m2, se considerarán de electrificación elevada con una potencia prevista porviviendade9200W. a Descripción Nº máximo de ptos. de uso C6 Circuito adicional a C1porcada30puntosdeluz 30 C7 Circuito adicional a C2porcada20tomasdecorrientedeuso general,osilasuperficieútildelaviviendaesmayorde160m2 20 C8 Circuito destinado a la instalación de calefacción eléctrica cuando esté prevista su instalación – C9 Circuito destinado a la instalación de aire acondicionado cuando esté prevista su instalación – C10 Circuito destinado a la instalación de una secadora individual 1 C11 Circuito destinado a la alimentación del sistema de automatización, gestión técnica de la energía y de seguridad cuando esté prevista su instalación – C12 Circuitos adicionales de cualquiera de los circuitos C3 ó C4. O, también, circuito adicional a C5cuandoseexcedanlas6tomas – Tabla 6.2. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Cálculo de instalaciones de enlace y puesta a tierra 169 La potencia asignada para cada grado de electrificación y la intensidad del Interruptor General Automático (IGA) a instalar se muestran en la siguiente tabla, según el apartado 2 de la ITC-BT-10: Electrificación BÁSICA ELEVADA a Potencia (W) IGA (A) 5750 25 7360 32 9200 40 11500 50 14490 63 Tabla 6.3. saber más La previsión de carga en viviendas con grado de electrificación básico podría ser cualquier valor entre5750Wy9199W,ypara viviendas con grado de electrificación elevadoentre9200W a14490W.Sinembargo,enla práctica, esta previsión está condicionada por el calibre del interruptor general automático general (IGA), utilizándose los valores quesemuestranenlatabla6.3. 1.2. Cálculo de previsión de cargas de un edificio Para el cálculo de la previsión de cargas de un edificio, se utiliza la siguiente ecuación: PTOTAL = PV + PSG + PG + PLC Donde: • PTOTAL. Potencia total prevista del edificio. recuerda El valor del IGA vendrá determinado por la potencia prevista, y el ICP (Interruptor de Control de Potencia) vendrá determinado por la potencia contratada por el usuario. • PV. Potencia total prevista para el conjunto de viviendas del edificio teniendo en cuenta los coeficientes de simultaneidad y el grado de electrificación de cada una. • PSG. Potencia prevista para los servicios comunes del edificio de viviendas. • PG. Potencia prevista para el garaje, si se encuentra disponible en la edificación. • PLC. Potencia prevista para el local comercial, si se encuentra disponible en la edificación. 1.3. Cálculo de la previsión de potencia de viviendas del edificio El cálculo de la previsión de potencia para el conjunto de viviendas se obtiene a partir del número de viviendas n y de la potencia prevista de cada vivienda (electrificación básica o elevada). Se obtiene realizando la media aritmética multiplicada por el coeficiente de simultaneidad Cs indicado en la tabla del margen. (PBásica · nBásica) + (PElevada · nElevada) · CS PV = n [ ] n – 21 CS = 15,3 + 2 Cuando haya discriminación horaria, el coeficiente de simultaneidad es igual al número de viviendas (Cs = n). En consecuencia, la potencia prevista para las viviendas será la suma de las potencias previstas para cada vivienda. En el caso de disponer de viviendas con y sin discriminación horaria, se procederá a realizar el cálculo por separado con diferentes coeficientes de simultaneidad, y la potencia prevista de las viviendas será la suma de ambos resultados. n Cs n Cs 1 1 12 9,9 2 2 13 10,6 3 3 14 11,3 4 3,8 15 11,9 5 4,6 16 12,5 6 5,4 17 13,1 7 6,2 18 13,7 8 7 19 14,3 9 7,8 20 14,8 10 8,5 21 15,3 11 9,2 >21 ↓↓ a Tabla 6.4. Coeficiente de simultaneidad según ITC-BT-10. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 6 170 1.4. Cálculo de la previsión de potencia de servicios comunes del edificio La carga prevista para servicios generales es la suma de la potencia prevista en ascensores, aparatos elevadores, centrales de calor y frío, grupos de presión, alumbrado del portal, caja de escalera y espacios comunes, además de todo el servicio eléctrico general del edificio sin aplicar ningún factor de corrección (factor de simultaneidad igual a la unidad). Se utiliza la siguiente ecuación: PSC = PALUM + PGP + PTEL + PASC + POTROS Donde: recuerda Para el cálculo de la potencia de alumbrado hay que tener en cuenta un factor de corrección (según la ITC-BT-44) para lámparas de descarga de 1,8. Es decir, hay que multiplicar la potencia de alumbrado por este factor de corrección. • PALUM. Potencia prevista para las instalaciones de alumbrado de zonas comunes. Si se desconocen los puntos de utilización, se pueden utilizar los valores de la siguiente tabla como referencia. Por ejemplo, para iluminar una superficie para zonas comunes de 120 m2 con iluminación fluorescente, se obtiene una potencia prevista de 1 200 W (utilizando 10 W/m2). Alumbrado espacios comunes: portal, escalera y trasteros Alumbrado caja de escalera Alumbrado ornamental del portal Iluminación incandescente 15ó20W/m2 7 W/m2 25W/m2 Iluminación fluorescente 8ó10W/m2 4 W/m2 10W/m2 20W/m2 Iluminación halógena a saber más Se instalará grupo de presión cuando la presión de la red no llegue hasta la última planta. Para el cálculo de la presión mínima, se puede utilizar la siguiente ecuación suponiendo una altura entre plantas de 3 m: P = nº planta · 3 + 9 Medido en metros de columna de agua m.d.c.a. • PGP. Potencia prevista para grupos de presión en el caso de que se vayan a instalar. Es preferible conocer el grupo y la potencia necesaria del equipo; si no, se puede recurrir a las normas básicas para el cálculo de los grupos de presión para alimentación de viviendas editado por el Ministerio de Industria según el BOE número 11 de fecha 13 de enero de 1976. Un valor de referencia se puede obtener en función del número de grifos y del número de plantas. A efectos de cálculo, se pueden considerar 17 tomas por vivienda. La siguiente tabla muestra la potencia (kW) de los grupos de presión en cada caso. Por ejemplo, para una finca de 3 plantas con 4 viviendas por planta (12 viviendas) con un total de 204 grifos estimados, tras consultar la siguiente tabla se obtiene una potencia prevista de 1 kW. recuerda La potencia del grupo de presión se suele dar en caballos (CV). 1CV=736kW Tabla 6.5. a Nº de plantas edificio de viviendas Nº total de grifos 1a4 5 a 10 11 a 15 16 a 20 150 1 1 1 1 300 1 1 2 2 450 1 2 4 4 900 2 4 6 6 1800 2 4 6 9 3500 4 6 9 11 Tabla 6.6. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Cálculo de instalaciones de enlace y puesta a tierra 171 • PTEL. Potencia prevista para la alimentación de los equipos en instalaciones de infraestructuras comunes de telecomunicación. Se puede considerar una potencia prevista de 5 750 W. En el anexo 3 del reglamento de infraestructuras comunes de telecomunicaciones (RICT del 2011), se establecen los dispositivos mínimos que se deben incluir para alimentar los servicios de telecomunicación desde el cuadro de servicios generales. caso práctico inicial La previsión de carga para servicios comunes: iluminación, ascensor, telecomunicaciones, etc. de la pequeña finca es de 8 kW. • PASC. Potencia prevista para el ascensor a instalar. Es preferible conocer los datos; si no se conocen, se pueden utilizar los valores indicados por la norma NTE-ITA del Ministerio de Fomento. Dichos valores se resumen en la siguiente tabla: a Equipo Carga (Kg) Nº personas Velocidad (m/s) Potencia (kW) ITA-1 400 5 0,63 4,5 ITA-2 400 5 1,00 7,5 ITA-3 630 8 1,00 11,5 ITA-4 630 8 1,60 18,5 ITA-5 1 000 13 1,60 29,5 ITA-6 1 000 13 2,50 46,0 ITA-7 1 600 21 2,50 73,5 ITA-8 1 600 21 3,50 103,0 Para el cálculo de la potencia del ascensor hay que tener en cuenta un factor de corrección, según la ITC-BT-47, para motores de elevación y transporte de 1,3. Es decir, hay que multiplicar la potencia del motor del ascensor por este factor de corrección. Tabla 6.7. • POTROS. Potencia prevista en el caso de disponer de servicios comunes de forma centralizada para: calefacción, aire acondicionado o piscina comunitaria (para equipos de depuración y limpieza). Si no se dispone de los datos de los equipos eléctricos a instalar, en el caso de que la piscina sea climatizada se debe calcular con la carga real previamente diseñada, se pueden utilizar como referencia los valores de la siguiente tabla: Instalación a recuerda Potencia Depuradora 8 W/m3 Calefacción directa 40 W/m2 Calefacción por acumulación 80 W/m2 Aire acondicionado 10 W/m2 recuerda Para el cálculo de la potencia en donde se requieran varios motores (grupo de presión, depuradora, etc.), hay que tener en cuenta un factor de corrección, según la ITC-BT-47, para varios motores de 1,25 para el de mayor potencia. Es decir, hay que multiplicar la potencia del motor de mayor potencia por este factor de corrección. Tabla 6.8. ACTIVIDADES 1. Calcular la previsión de carga de un edificio de 40 viviendas de 120 m2 sin previsión de incorporar ningún equipo especial. 2. Calcular la previsión de carga de un edificio de 20 viviendas de electrificación básica con discriminación horaria. 3. Calcular la previsión de carga de un edifico con 15 viviendas de electrificación elevada y 20 de electrificación básica. 4. Buscar información para saber a partir de qué potencia prevista se requerirá instalar un centro de transformación en un edificio de viviendas. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 6 172 Por ejemplo, para un edificio que dispone de 4 plantas con un total de 16 viviendas, un ascensor ITA-1 (según tabla 6.7 se toma una potencia de 4,5 kW), una instalación para servicios de telecomunicaciones (5,75 kW), un grupo de presión (con 16 viviendas a 17 tomas de media se dispone de 272 tomas o grifos que, según la tabla 6.6, requiere una potencia de 1 kW) y un espacio a iluminar con fluorescentes para zonas comunes (escalera, trasteros, etc.) de 50 m2 (según la tabla 6.5 se obtiene una potencia prevista de 0,5 kW). Finalmente, tendrá una previsión de potencia para servicios generales de 11,75 kW. 1.5. Cálculo de la previsión de potencia de un garaje en un edificio de viviendas recuerda En el cálculo de la previsión de potencia de un garaje, local comercial u oficinas en un edificio de viviendas, habrá que considerar un coeficiente de simultaneidad CS de 1 a una tensión de alimentaciónde230V. Para el cálculo de la previsión de carga para el garaje, en el caso de que no se conozcan los equipos concretos a instalar, se pueden realizar los cálculos utilizando una potencia prevista según los valores indicados en la norma ITC-BT-10. Según lo anterior, se calculará en función de la superficie del garaje, con un valor mínimo de 3 450W. Lo anterior aparece en la siguiente tabla: También se tendrán en cuenta estas consideraciones para edificios comerciales, de oficinas y en industrias. a Instalación Potencia Ventilación natural 10W/m2 Ventilación forzada 20W/m2 Valor mínimo 3450W Tabla 6.9. Por ejemplo, a un garaje de 100 m2 con ventilación natural le corresponde una potencia prevista de 1 kW. Como este valor es inferior al mínimo, entonces se escoge una potencia prevista de 3,45 kW. 1.6. Cálculo de la previsión de potencia de locales comerciales en un edificio de viviendas Para la potencia de locales, bajos comerciales y/o oficinas, dentro del edificio de viviendas, se realizará una previsión, según ITC-BT-10, de 100 W/m2 con una potencia mínima de 3 450W. PV + Por ejemplo, a un local de 35 m2 le corresponde una potencia prevista de 3,5 kW que es un valor superior a la potencia mínima. PSC + 1.7. Cálculos en edificios comerciales, de oficinas, de una industria o concentración de industrias PG Para la potencia de locales, bajos comerciales, oficinas, edificios de oficinas o industriales, el tratamiento es similar al de los edificios de viviendas, teniendo que prever las siguientes cargas: servicios generales, ascensores y montacargas, alumbrado de zonas comunes (almacén, estancia para el conserje, etc.), bombas de presión, calefacción, aire acondicionado, etc. + PLC = PTOTAL Figura 6.1. Cálculo de la previsión de potencia de un edificio de viviendas. a Para el cálculo de la previsión de cargas, se puede recurrir a los valores indicados en la norma ITC-BT-10, aquí se establece una potencia en función de la superficie del edificio y de las plantas, así como la potencia mínima a tener en cuenta para realizar los cálculos. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Cálculo de instalaciones de enlace y puesta a tierra 173 La siguiente tabla muestra los valores recomendados en la ITC-BT-10: Edificios de oficinas o comerciales Edificios industriales 100W/m2 y planta 125W/m2 y planta 3450W 10350W Previsión de potencia Mínimo a Tabla 6.10. 1.8. Suministro eléctrico monofásico Las empresas distribuidoras estarán obligadas, si así lo solicita el cliente, a efectuar el suministro que permita el funcionamiento de cualquier receptor monofásico de potencia igual o inferior a 5 750 W (a 230 V) hasta un suministro de potencia máximo total de 14 490 W (a 230 V). caso práctico inicial EJEMPLO Cálculo de la potencia demandada por un edificio de viviendas con las siguientes características: La potencia total de la previsión tendrá en cuenta: PV = 18,4 kW PSC = 8 kW • 4 viviendas de grado electrificación básico. PLC=60m2·100W/m2=6kW • 5viviendasdegradoelectrificaciónelevado. • 6viviendasdegradodeelectrificaciónelevadacondiscriminaciónhorariay potencia unitaria 12 kW. • 2localescomercialesde25m2. • Garajeconventilaciónnaturalde120m2. PTOTAL = 32,4kW El alumbrado del garaje ya se ha incluido en servicios comunes, y como hay ventilación natural, no se considera mayor potencia. Los servicios generales del edificio son: • 14tubosfluorescentesde36Wc/u. • 1ascensorde6CV. • 1 bomba de agua de 3 CV. Solución: Como se dispone de viviendas con discriminación horaria y sin discriminación, hay que realizar el cálculo por separado porque los coeficientes de simultaneidad son distintos. a) El primer paso es calcular la previsión de cargas de las viviendas. Para viviendas sin discriminación horaria: PVSIN = PVSIN = [ [ ] (PBásica · nBásica) + (PElevada · nElevada) · CS n ] (9200·5)+(5750·4) ·7,8=59800W 9 Para viviendas con discriminación horaria: PVCON = (PElevada · nElevada) (12000·6) · nCON DISCR = ·6=72000W nCON DISCR 6 © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 6 174 El total para las viviendas: PVSIN = PVSIN + PVCON=59800+72000=131800W b) El segundo paso es calcular la previsión de cargas de servicios comunes, donde se incluyen los factores de corrección y la conversión a vatios en los motores utilizados. Queda: PALUM=Cantidad·pot.uni.·factorcorr=14·36·1,8=907W PGP=Cantidad·pot.uni.·factorcorr=1·3·736·1,25=2760W PASC=Cantidad·pot.uni.·factorcorr·fc=1·6·736·1,3=5741W Finalmente: PSC = PALUM + PGP + PASC=9408W c) El tercer paso es calcular la previsión de carga del garaje. Como es ventilaciónnaturalseutiliza10W/m2: PG = SG·10=120·10=1200W⇒3450W(mínimo) d) El cuarto paso es calcular la previsión de carga de los locales comerciales. Comosonigualessecalculauno,paraelloseutilizaelvalor100W/m2: PL = SLC·100=25·100=2500W⇒3450W(mínimo) PLC = nº locales · PL=2·3450=6900W e) El quinto y último paso es calcular la potencia total prevista del edificio: PTOTAL = PV + PSC + PG + PLC=151558W ACTIVIDADES 5.Calcularlaprevisióndepotenciademandadaporunedificiodeviviendasylocalescomercialesde:10viviendas degradodeelectrificaciónbásica,8viviendasdegradodeelectrificaciónelevadade9200W,4viviendasde gradodeelectrificaciónelevadade14490W,unascensorde5plazas,unailuminaciónde100m2 de zonas comunesconfluorescentes,ungarajesubterráneode300m2 (ventilación forzada) y un espacio para un local comercialde40m2. 6.Considerandoqueunaviviendadeelectrificaciónbásicatieneunaprevisióndecargade5750WyquelecorrespondeunIGAde25A,elvalormáximoqueseaceptacontratarporelusuarioesaquelenelqueelcalibre del ICP sea igual o inferior al calibre del IGA. Si las potencias normalizadas que permite contratar la empresa suministradorasonparaunsuministromonofásicoa230V:3450W,4600W,5750W,6900W,9200W, 10350W,11500Wy14490W,justificalarespuestacalculandoelcalibredelICPparacadapotenciacontratada. 7. A partir en las ecuaciones mostradas en el apartado 1, construir una hoja de cálculo que facilite el proceso de cálculo de la previsión de cargas de un edificio en función del número de viviendas y de su electrificación. Después, ampliarla con la posibilidad de añadir servicios comunes y, finalmente, añadir la previsión para el garaje y los locales comerciales. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Cálculo de instalaciones de enlace y puesta a tierra 175 2. Estructura de las instalaciones de enlace 2.1. Generalidades de las instalaciones de enlace Las instalaciones de enlace se definen como el conjunto de elementos que van desde la red de distribución de la empresa eléctrica hasta el inicio de las instalaciones interiores. Las instalaciones de enlace están compuestas por los siguientes elementos: • acometida, • Caja General de Protección (CGP), saber más Las ITC-BT del REBT a tener en cuenta para cada elemento de la instalación de enlace son: ITC-BT-13. Caja general de protección (CGP). • Línea General de Alimentación (LGA), ITC-BT-14. Línea general de alimentación (LGA). • Centralización de contadores (CC), ITC-BT-16. Elementos para la ubicación de contadores (CC). • Derivación individual (DI), • Caja de Interruptor de Control de potencia (ICP). La instalación interior de la vivienda parte del cuadro general de mando y protección (CGMP), que empieza a partir del interruptor general automático (IGA), la protección diferencial (ID) y la protección (magnetotérmicos) de cada uno de los circuitos de la vivienda. ITC-BT-13. Derivación individual (DI). ITC-BT-17. Caja para interruptor de control de potencia (ICP). ITC-BT-15. Dispositivos generales de mando y protección (DGMP). Para el estudio de las instalaciones de enlace destinadas principalmente a viviendas, es imprescindible el estudio de las instrucciones técnicas complementarias del REBT (de la ITC-BT-10 a la 17). Cada una describe las particularidades a tener en cuenta en cada elemento que constituye la instalación de enlace. Estas instalaciones se situarán en lugares de uso común y quedarán como propiedad del usuario, el cual se responsabilizará de su conservación y mantenimiento. El conjunto formado por la derivación individual y la instalación interior constituye la instalación privada. 2.2. Esquemas de las instalaciones de enlace En la ITC-BT-12 se incluyen los esquemas básicos de conexionado de las instalaciones de enlace. Local o vivienda de usuario Se muestra en la figura 6.2 el esquema correspondiente a una instalación de enlace individual (proporciona suministro a un solo usuario o local). En este caso, se podrá simplificar la instalación de enlace, puesto que coinciden en el mismo lugar la CGP y el equipo de medida, por lo tanto no existe la LGA y el fusible de seguridad (9) coincide con el fusible de la CGP. En la figura 6.3 se muestra el esquema correspondiente a una instalación que aprovecha la misma acometida hasta el CPM para el suministro de dos usuarios o locales, por ejemplo, en viviendas unifamiliares adosadas. También es válido lo indicado en el párrafo anterior para los fusibles de seguridad (9). En la figura 6.4 se muestra el esquema correspondiente a un conjunto de usuarios con los contadores centralizados en un lugar, por ejemplo, edificio de viviendas con una sola centralización de contadores. En este caso, se utiliza tanto en edificación vertical como horizontal, aunque también puede ser destinado para edificios comerciales, de oficinas, o para la concentración de industrias. 13 12 11 8 Wh 3b 10 9 2 1 6.2. Instalación de enlace para un usuario. a Figura © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 6 176 Los diagramas quedan: Local o vivienda de usuario notación En los esquemas de IE aparece una numeración que se especifica a continuación: Local o vivienda de usuario 13 13 1. Red de distribución. 2. Acometida. 12 3a. Caja general de protección (CGP). 12 11 11 8 3b. Caja general de protección y medida (CPM). Wh 3b 4. Línea general de alimentación (LGA). 10 Wh 9 9 2 5. Interruptorgeneraldealimentación. 1 6. Cajadederivación. 7. Emplazamiento de contadores. 8 10 a Figura 6.3. Instalación de enlace individual para dos usuarios con una acometida. Viviendas de usuarios 8. Derivación individual (DI). Locales de usuarios 9. Fusible de seguridad. 10. Contador. 13 11. Caja para interruptor de control de potencia. 12 11 13 13 13 12 11 12 11 12 11 13 12 11 12. Dispositivos generales de mando y protección. 13. Instalación interior. 8 8 caso práctico inicial El esquema a utilizar sería como el delafigura6.4,peroteniendoen cuenta que se simplifica porque se dispone de dos viviendas y de un local. La longitud de la LGA será de 10m(4),lalongituddelasderivacionesindividualesserán5,10 y20m(localyviviendas,respectivamente). 8 7 10 10 Wh 10 Wh 9 Wh 9 10 Wh 9 9 10 Wh 9 5 4 3a 2 1 a Figura 6.4. Instalación de enlace individual para varios usuarios con centralización de contadores. ACTIVIDADES 8. Utilizando símbolos normalizados, realizar el esquema unifilar de una instalación de enlace para una sola vivienda dentro de un edificio con centralización de contadores en un solo lugar. Identificar cada una de las partes que la constituyen. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Cálculo de instalaciones de enlace y puesta a tierra 177 En la figura 6.5 se muestra el esquema utilizando varias centralizaciones de contadores. En este caso se utiliza una LGA que alimente a cada centralización de contadores (este tipo de instalación se realiza cuando la previsión de cargas haga aconsejable la centralización de contadores en más de un lugar o planta). Se puede utilizar en instalaciones de viviendas en distribución horizontal o vertical, en edificios comerciales o industriales, siendo también útil en agrupaciones de viviendas en distribución horizontal dentro de un recinto. Locales o viviendas de usuarios Locales o viviendas de usuarios 12 11 12 13 11 8 8 a Figura 6.6. Conector de perforación utilizado para la conexión de la acometida a la red de distribución. (Cortesía de Cahors Española S.A.). 12 13 11 12 13 11 10 10 10 10 13 7 12 4 Wh Wh Wh Wh 9 9 9 11 9 6 13 5 8 12 10 Wh Wh 9 6 10 7 11 13 9 5 Acometida 3a 2 CGP o CPM 1 a Figura 6.5. Instalación de enlace individual con descentralización de contadores. 2.3. Elementos de la instalación de enlace 6.7. Ejemplo de acometida aérea con entrada a CGP o CPM. a Figura Acometida Acometida Entendemos como acometida a la parte de la instalación comprendida entre la red de distribución pública y la caja general de protección del edificio (CGP), o caja general de protección y medida (CPM) para una instalación de uno o dos usuarios. Según el trazado, la instalación y las características de la red de distribución, la acometida podrá discurrir de forma aérea sobre fachada, aérea tensada sobre poste, subterránea con entrada y salida en derivación o mixtas (una parte aérea y otra subterránea). Línea sobre fachada 6.8. Ejemplo de acometida con red de distribución sobre fachada. a Figura © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 6 178 Con carácter general, las acometidas se realizarán en trazados cortos con sistemas de conexión adecuados, y se ubicarán en terreno de uso público a no ser que se disponga de autorización, evitando el paso por patios interiores, garajes, jardines privados, etc. Los cables utilizados en la acometida serán aislados, de cobre o aluminio, y la sección dependerá de la carga prevista del edificio, la tensión del suministro, la caída de tensión máxima admisible y la intensidad máxima admisible para el tipo del conductor (como mínimo será de la misma sección que la LGA). Caja General de Protección y Medida (CPM) Para el caso de uno o dos usuarios alimentados desde el mismo lugar, se concentra en una misma caja el equipo de protección (fusibles) y el equipo de medida (contador) y no habrá LGA. Una vez montadas, tendrán un grado de protección IP 43 e IK 09, su constitución permitirá que sea precintable y los dispositivos de lectura estarán a una altura entre 0,7 a 1,8 m. a Figura 6.9. CPM suministro monofásico (izquierda) y CPM suministro trifásico (derecha). (Cortesía de Cahors Española S.A.). Caja General de Protección (CGP) Son las cajas que alojan los elementos de protección de las líneas generales de alimentación. Una vez montadas, tendrán un grado de protección IP 43 e IK 08 y serán precintables. En el caso de que el edificio albergue un centro de transformación (CT), se podrá utilizar el cuadro de baja tensión de dicho CT para la protección de la LGA, haciendo la función de CGP. Si la CGP se aloja en un nicho (o hueco), no se podrán alojar dos CGP en el mismo, además se deberá disponer de una CGP por cada LGA. Dentro de cada CGP se deben instalar los siguientes elementos: cortocircuitos fusibles para las fases, una conexión amovible a la izquierda para el neutro (a la izquierda de los cortocircuitos de las fases) y el borne de conexión a tierra si procede. La CGP señala el principio de la propiedad de las instalaciones del cliente, siendo la caja y su contenido propiedad del mismo. Se colocará lo más próxima posible a la red general de distribución y en terreno propiedad del cliente, excepto en suministros públicos o eventuales. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Cálculo de instalaciones de enlace y puesta a tierra 179 Su situación dependerá de por donde discurra la red a la cual se va a conectar: • Situación en redes subterráneas. Cuando la CGP sea para una sola finca, se colocará empotrada en la fachada, zaguán abierto, linde o valle de parcela, de modo que se acceda a ella directamente desde la vía pública. En el caso de que en la finca exista un sólo cliente, la CGP contendrá también el equipo de medida de energía, es decir, se utilizará una CPM. • Situación en redes aéreas posadas sobre fachada. Cuando la CGP sea para un conjunto de clientes, se instalará sobre fachada o empotrada en la pared a una altura aproximada de entre 3 y 4 m. Cuando sea para un solo cliente, se situará empotrada sobre la fachada a una altura de 1,5 m, de forma que los equipos de lectura queden a una altura de entre 0,7 m y 1,8 m (CPM). En los puntos del recorrido de los conductores en los que la altura mínima al suelo sea inferior a 2,5 m, de acuerdo con lo prescrito en la ITC-BT-06, estos deberán estar protegidos mecánicamente mediante elementos adecuados (tubos, canaletas, etc.) que garanticen un grado de protección mínimo IK-09. • Situación en redes aéreas tendidas sobre apoyos. Cuando la CGP sea para un solo cliente, se situará empotrada sobre la fachada y contendrá el equipo de medida, que se situará a 1,50 m, y a una altura aproximada de 3 m cuando excepcionalmente no lo contenga. Si la CGP es para un conjunto de clientes, se situará en la misma posición que para la red subterránea o posada, según la planificación futura de la red general. CGP Acometida Red subterránea a Figura 6.10. CGP para redes subterráneas. Red CGP Acometida > 3m Línea General de Alimentación (LGA) La Línea General de Alimentación (LGA) enlaza la CGP con la centralización de contadores (CC). En edificios de viviendas, comerciales e industriales, el trazado será lo más corto y rectilíneo posible, discurriendo por zonas de uso común, no permitiéndose la reducción de sección de conductor (tanto en la fase como en el neutro) ni tampoco la realización de empalmes o conexiones en todo su recorrido. Se evitarán las curvas, los cambios de dirección y la influencia térmica de otras canalizaciones del edificio. En los cruces y paralelismos con conductores de agua y gas, las canalizaciones eléctricas discurrirán siempre por encima y a una distancia, como mínimo, de 20 cm. 6.11. CGP con red de distribución sobre fachada. a Figura En viviendas de uno o dos usuarios, se enlazarán los fusibles de protección con el equipo de medida, incluyéndose en una misma caja (CPM). Según la ITC-BT-14 del REBT, los conductores de una LGA deberán cumplir: • Tener 3 fases más neutro. • El material será cobre o aluminio. • Ser cables unipolares y aislados con un nivel de aislamiento 0,6/1 kV. • Ser no propagadores de incendio, y con emisión de humos y opacidad reducida (RZ1 y DZ1). • La sección debe ser uniforme en todo su recorrido y sin empalmes con la excepción de las derivaciones realizadas en el interior de cajas para alimentación de centralización de contadores. Dicha sección mínima será de 10 mm2 para cobre y 16 mm2 para aluminio. • Para la selección del neutro se tendrá en cuenta el mayor desequilibrio que pueda preverse, las corrientes armónicas y su comportamiento en función de las protecciones establecidas ante las sobrecargas y cortocircuitos. En cualquier caso no se admitirá una sección inferior al 50% de la sección de fase. CGMP DI LGA CGP Acometida CC Figura 6.12. Localización de la LGA y de la DI. a © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 6 180 Además de lo indicado en el REBT, hay que tener en cuenta las normas establecidas por la empresa distribuidora. Por ejemplo, según el manual técnico de Iberdrola en MT 2.80.12: • se utilizarán 2 y 4 cables unipolares, • la instalación debe ir entubada, • temperatura ambiente de 40 °C, • aislamiento de EPR o XLPE, 6.13. Interruptor general de maniobra. (Cortesía de Cahors Española S.A.). a Figura • no propagador del incendio con emisión de humo y opacidad reducida según ITC-BT-14. En consecuencia, los fabricantes nos indican un tipo de cable para la LGA, teniendo en cuenta lo indicado por las compañías distribuidoras y el REBT. Ese cable es el RZ1-K (AS). Centralización de Contadores (CC) Los contadores y demás dispositivos para la medida de energía eléctrica, podrán ser ubicados en: módulos, paneles o armarios (para ello deben cumplir la norma UNE-EN 60.439 partes 1, 2 y 3) con grado de protección IP40 e IK09 para instalaciones de interior, y con grado de protección IP43 e IK09 para instalaciones de exterior. a Figura 6.14. Contador digital. (Cortesía de Cahors Española S.A.). Se debe permitir de forma directa la lectura de los contadores e interruptores horarios, así como de todos los dispositivos de medida que sean necesarios. Una centralización está formada por varias unidades funcionales (UF) apiladas, formando una o varias columnas. Cada una de estas unidades funcionales se destina a un fin específico. • UF de interruptor general de maniobra (E). Su función es desconectar toda la instalación en caso de necesidad. Es obligatoria en concentraciones de más de dos contadores. La corriente le llega a través de la línea general de alimentación (8). saber más Para la selección del interruptor general de maniobra de la centralización, se tendrá en cuenta: • Mínimode160Ahastaprevisióndepotenciade90kW. • Mínimode250Aparaprevisión depotenciade90a150kW. • UF de embarrado general (D) y fusibles de seguridad (C). Dispondrá de una protección aislante que evite contactos accidentales con el embarrado general al acceder a los fusibles de seguridad (7). • UF de medida (B). Contiene los contadores (6), interruptores horarios (4) y/o dispositivos de mando para la medida de la energía eléctrica. También puede colocarse un módulo de protección y medida para los servicios generales (F). • UF de mando (opcional). Contiene los dispositivos de mando para el cambio de tarifa de cada suministro. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Cálculo de instalaciones de enlace y puesta a tierra 181 • UF de embarrado de protección y bornes de salida (A). Contiene el embarrado de protección (2) y los bornes (9) donde se conectarán los cables de cada derivación individual (1). Puede alojar ICP de reenganche automático (3). Desde este módulo parte la línea de enlace con tierra (5). • UF de telecomunicaciones (opcional). En este módulo se podrá alojar el equipo de comunicación y adquisición de datos. 9 1 2 3 A 4 5 6 B Figura 6.16. Centralización de contadores modulares. (Cortesía de Cahors Española S.A.). a F 7 C E 8 a D Figura 6.15. Unidades funcionales en una centralización de contadores. Derivación Individual (DI) La Derivación Individual (DI) parte de LGA y suministra energía eléctrica a una instalación de usuario. La DI se inicia en el embarrado y comprende: fusibles de seguridad, conjunto de medidas, y los dispositivos de mando y protección. Los conductores, según la ITC-BT-15 del REBT, tienen que cumplir: • Uso de conductores de cobre, unipolares y aislados. • Aislamiento 450/750 V y 0,6/1 kV si es enterrada o con multiconductores. • Sección mínima de 6 mm (fase, neutro y protección) y de 1,5 mm para el de mando. No indica el material del conductor si se requieren secciones diferentes para materiales distintos. 2 2 • El conductor de neutro debe tener la misma sección que el de la fase. Si no, hay desequilibrios o corrientes armónicas. Además de lo indicado en el REBT hay que tener en cuenta las normas establecidas por la empresa distribuidora. caso práctico inicial La centralización de contadores estará compuesta, como mínimo, por la UF de interruptor de maniobra, la UF de embarrador, la UF de medida (donde se incluirán los contadores) y la UF de embarrado de protección y bornes de salida (de ahí parte la alimentación a cada vivienda y local). © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 6 182 saber más Por ejemplo según el manual técnico de Iberdrola en MT 2.80.12: Cuando la instalación vaya enterrada, solo se podrá utilizar el cable de designación RZ1-K (AS). El suministro podrá ser trifásico o monofásico en función de la potencia prevista, es decir, si la potencia prevista supera el valor de14490W,elsuministroserá trifásico. • se utilizará cobre como conductor, • se utilizarán 2 y 4 unipolares, • instalación entubada, • temperatura ambiente de 40 °C, • aislamiento de Z1, EPR o XLPE, • uso de Z1: compuesto termoplástico a base de poliplefinas, • no propagador del incendio en emisión de humo y opacidad reducida, según ITC-BT-14. En consecuencia, los fabricantes señalan un tipo de cable para la DI, teniendo en cuenta lo indicado por compañías distribuidoras y en el REBT. Estos cables son: RZ1-K (AS), H07Z1-K (AS) y ES07Z1-K (AS). Interruptor Control de Potencia (ICP) y Cuadro General de Mando y Protección (CGMP) El Interruptor de Control de Potencia (ICP) se instalará dentro de la vivienda del usuario en una caja separada de las protecciones incluidas en el Cuadro General de Mando y Protección (CGMP), esto es debido a que el calibre del ICP viene determinado por la potencia contratada por el usuario, y por ello deberá ser sellado por un técnico de la compañía suministradora. Su funcionamiento consiste en disparar cuando el consumo de la vivienda sea superior al contratado por el usuario. No se trata, por tanto, de un elemento de protección de la instalación o protección de personas. 6.17. Caja para ICP con sello de la compañía suministradora. a Figura a Figura 6.18. Caja para ICP integrada junto al CGMP con sello de la compañía suministradora. El CGMP incluirá los dispositivos para proteger la instalación (magnetotérmicos) y las personas (diferencial/es). Se suele instalar a la entrada de la vivienda y a continuación del ICP, a partir de este punto se considera interior de vivienda. El CGMP estará compuesto por un interruptor general automático (magnetotérmico calibrado según la potencia prevista de la instalación), seguido de la protección diferencial (instalándose uno por cada 5 circuitos mínimo, con una sensibilidad de 30mA), después se encontrarán los circuitos que requiera la vivienda, según sea de electrificación básica o elevada. Los calibres de los magnetotérmicos utilizados para la protección de cada circuito vienen en la ITC-BT-25, así como las secciones y diámetros de tubo mínimos a utilizar en el interior de la vivienda. ACTIVIDADES 9. Buscar información sobre fabricantes de cajas generales de protección, y su utilización en cada una de las instalaciones vistas. 10. Buscar información sobre fabricantes de centralizaciones de contadores modulares. 11.BuscarinformaciónsobrefabricantesdecableyparaquérecomiendanladesignaciónH07Z1-K(AS)y ES07Z1-K(AS). a. En ambas designaciones cambian las siglas iniciales, ¿por qué? b. Indicar qué significa dicha designación y cómo se ajusta para ser utilizado para la DI. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Cálculo de instalaciones de enlace y puesta a tierra 183 3. Dimensionado de una instalación de enlace 3.1. Fusible CGP Al elegir el fusible hay que asegurarse de que, efectivamente, sirva de protección contra sobrecargas en la línea general de alimentación. Según la norma UNE 20460-4-43, se considera que la intensidad nominal siempre será superior a 16 A y, en consecuencia, la intensidad de fusión del fusible es de 1,6 veces la intensidad nominal IN tal y como se muestra en la siguiente ecuación: Ib ≤ IN ≤ 0,91 · IZ Donde: • Ib. Corriente de diseño del circuito. Dependerá de la potencia prevista para el edificio. Figura 6.19. Fusible de cuchilla para instalar en CGP. (Cortesía de Siba Fuses). a • IN. Corriente nominal del fusible, tipo gG, valor mínimo de 63 A. • IZ. Intensidad máxima admisible del conductor según la norma UNE 20-460-5-523. Los fusibles que principalmente se usan son de tipo gG, que se corresponden con fusibles de cuchilla NH. En la siguiente tabla se muestran los valores de intensidad nominal de los fusibles utilizados, así como su tamaño. Fusibles Tamaño (talla) IN (A) 00 10-16-25-32-40-50-63-80-100-125-160 0 32-40-50-63-80-100-125-160 1 63-80-100-125-160-200-250 2 160-200-250-315-355-400 3 315-355-400-500-630 Tipo Cuchilla NH a saber más Las siglas gG de los fusibles indican que son de protección de uso general, sirven tanto para sobrecargas como para cortocircuitos. Tabla 6.11. Una vez escogido el calibre del fusible, se debe verificar que la temperatura del conductor del cable TC no supere la temperatura máxima admisible del aislamiento del cable TAIS, para ello se puede utilizar la siguiente ecuación para el cálculo de la temperatura real que alcanza un conductor: TC = T0 + (TAIS – T0) · Ib IZ 2 () Donde: • T0. Temperatura ambiente (40 °C para instalación al aire y 25 °C para instalación enterrada). • TAIS. Temperatura máxima que soporta el aislamiento (70 °C para PVC y Z1 y 90 °C para EPR y XLPE). Por ejemplo, la temperatura que alcanzará un cable con aislamiento de PVC en instalación enterrada, teniendo en cuenta que por él circula una corriente de 100 A y que su intensidad máxima admisible es de 117 A, es de: 100 TC = 25 + (70 – 25) · 117 [ 2 ( )] = 57,87 °C saber más Cálculo de I b en función de la potencia prevista (PTOTAL para LGA y PVIVIENDA para DI) para suministro monofásico: Ib = PV U · cosϕ Y para suministro trifásico: Ib = – PV √3 · U · cosϕ © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 6 184 Sección del conductor mm2 Intensidad cortocircuito admisible IS (A) EPR XLPE Z1 10 709 514 16 1 133 822 25 1 772 1285 50 3544 2571 95 6733 4886 150 10630 7 714 240 17000 12 343 6.12. Valores de IS. a Tabla Otras condiciones para que el fusible proteja contra cortocircuitos son: IS > If5s If5 < ICC Donde: • IS. Intensidad máxima admisible durante 5 segundos. Se calcula en función de la sección de la línea y de la constante K (115 para Z1, 143 para EPR o XLPE). Según la norma UNE 20-460-4-43 para tiempos no superiores a 5 s se utiliza la siguiente ecuación. IS = S⋅K t • If5S. Intensidad mínima de fusión de un fusible en un tiempo igual o inferior a 5 s. Sus valores vienen fijados en la UNE EN 60269/1 (para fusibles de clase gG). • ICC. Intensidad en cortocircuito. En la guía técnica del REBT se admite que en caso de cortocircuito, la tensión en el inicio de las instalaciones puede considerarse como 0,8 veces la tensión de suministro monofásico. Puede utilizarse la siguiente ecuación: 0,8 · Uf ICC = RT Donde Uf es la tensión entre fase y neutro, y RT es la suma de las resistencias de los conductores entre la CGP y el punto considerado en el que se desea calcular el cortocircuito. La resistencia del conductor depende de: la conductividad (ρ) a una temperatura de 20 °C (para el cobre es 0,018 Ω ·mm2/m), la longitud desde la CGP (L) y la sección del conductor (S). Queda lo siguiente: R= ρ20 °C · L S La intensidad en cortocircuito más desfavorable se producirá en el caso de defecto fase-neutro. En consecuencia, tomando como referencia la sección del conductor y el calibre del fusible, se calcula la longitud máxima en metros para circuitos protegidos contra cortocircuitos por fusibles de la clase gG. Los valores obtenidos se muestran en la siguiente tabla considerando nulas la impedancia de la red y de la acometida: Conductor (mm2) Intensidad nominal del cortocircuitos fusible, IN (A) Intensidad nominal fusible IN (A) Intensidad fusión If5S (A) 63 320 16 16 190 145 105 85 – – – – – 80 425 25 16 235 175 130 105 – – – – – 100 580 25 25 305 230 165 135 100 – – – – 125 715 35 16 200 145 115 90 160 950 50 25 300 220 175 130 200 1250 70 35 310 250 180 140 105 250 1650 95 50 – – 410 335 250 190 145 315 2200 400 2840 6.13. Intensidad de fusión de fusibles gG para t ≤ 5 s. a Tabla a Fase Neutro 63 80 100 125 160 200 250 315 400 10 10 120 – – – – – – – – – – – – – 105 85 – 120 70 460 345 260 200 150 95 – – – 585 440 335 255 190 145 240 150 – – – – 645 940 370 280 215 – Tabla 6.14. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Cálculo de instalaciones de enlace y puesta a tierra 185 3.2. Cálculo de las secciones de la LGA y la DI Para calcular la sección, teniendo en cuenta el criterio de caída de tensión máxima según el REBT, en el caso monofásico (conocida la potencia) se utiliza la siguiente ecuación: 2⋅L ⋅P S= γ⋅ e ⋅ U Conductividad cobre (Cu) Aislamiento Tª C PVC 70ºC 48 XLPE o EPR 90ºC 44 Conductividad aluminio (Al) Y para trifásica: Aislamiento S= L⋅P γ⋅ e ⋅ U Tª C PVC 70ºC 30 XLPE o EPR 90ºC 28 a Tabla 6.15. Valores de la conductividad (m / Ω · mm2). Donde: • S. Sección del conductor en mm2. • L. Longitud de la línea en metros. • P. Potencia en vatios. En el caso de la LGA es la previsión del edificio, y para la DI es la previsión para la vivienda o local. • e. Caída de tensión en función de la tensión. • γ. Conductividad. Se tendrá en cuenta el tipo de material y la temperatura máxima de servicio. recuerda El valor del cosϕ puede considerarsecomo0,9paraLGA;yparaDI,1 parasuministromonofásicoy0,8 para suministro trifásico. • U. Tensión de suministro en voltios. En el caso monofásico será de 230 V, en el trifásico 400 V. Caídas de tensión para un edificio con contadores totalmente centralizados CGP LGA Acometida CC Wh 0,5% DI: 1% Ins. Interior 3% 3% Alumb. 5%Fuerza si no son viviendas Caídas de tensión para un edificio con centralizaciones parciales de contadores caso práctico inicial Como la previsión de potencia es superiora14490W,latensiónde suministroaledificioseráde400V trifásico, y la tensión de suministro a las viviendas y al local será de230V. La edelaLGAserádel0,5%yde lasDIserádel1%. CC1-Wh CGP2 LGA: 1% Acometida CC2-Wh CGP1 DI: 0,5% Ins. Interior 3% Acometida CC1: contadores centralizados en un lugar CC2: contadores centralizados en más de un lugar 0,5% LGA: 0,5% DI: 1% Ins. Interior 3% CPM Wh 3% Alumb. 5%Fuerza si no son viviendas Caídas de tensión para instalación industrial con C.T. propio Ins. Interior 3% Acometida DI: 1,5% 4,5% Alumb. 6,5%Fuerza a Figura 6.20. Caídas de tensión en edificios de viviendas y en edificios industriales. Figura 6.21. Caídas de tensión para una vivienda unifamiliar o local. a © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 6 186 caso práctico inicial En nuestro caso: Ib=52,02A IN(fusible)=63A Cable designación: RZ1-K para LGA. SLGA=10mm2 CabledesignaciónES07Z1paraDI SDI(LOCAL)=6mm2 SDI(VIVIENDAPLANTA2)=10mm2 Tubos empotrados en pared de obra, tubos en montaje superficial, canal protector y conductos cerrados de obra de fábrica a Tabla Sección nominal del conductor (Cu) mm2 6 10 16 25 35 50 70 95 120 150 185 240 sm 36 50 66 84 104 – – – – – – – st 32 44 59 77 96 117 149 180 208 236 268 315 6.16. Intensidades máximas ES07Z1 y H07Z1. Tipo de instalación Tubos empotrados en pared de obra, tubos en montaje superficial, canal protector y conductos cerrados de obra de fábrica Tubos enterrados a Tabla Para conocer la intensidad máxima admisible hay que tener en cuenta: el tipo de instalación, la sección del conductor, la tensión de suministro y el tipo de aislamiento, y con esos datos consultar las tablas del REBT en relación a las normas correspondientes. Particularizando para los tipos de cable utilizados en la instalación de enlace, se puede utilizar la tabla 6.16 para ES07Z1-K y H07Z1-K (450/750 V), y la tabla 6.17 para RZ1-K (0,6/1 kV). Es recomendable (no obligatorio) que la intensidad que circule por el circuito no sea superior al 85% de la corriente máxima admisible del conductor (obtenida de las siguientes tablas). SDI(VIVIENDAPLANTA1)=6mm2 Tipo de instalación Una vez se ha calculado la sección del conductor a utilizar para la LGA o DI, hay que comprobar que la intensidad que circulará por los conductores en función de la previsión de potencia es inferior a la intensidad máxima admisible por dicho conductor. Sección nominal del conductor (Cu) mm2 6 10 16 25 35 50 70 95 120 150 185 240 sm 46 65 87 110 137 – – – – – – – st 40 54 73 95 119 145 185 224 260 299 341 401 sm 53 70 91 116 140 – – – – – – – st 44 58 75 96 117 138 170 202 230 260 291 336 6.17. Intensidades máximas RZ1-K. En la tabla 6.16 no se incluye el tipo de instalación enterrada porque, en el caso de que la DI tenga que ser enterrada, según la reglamentación hay que utilizar cable RZ1-K. Sin embargo, sí se ha incluido el RZ1-K en la tabla 6.17 para tubos empotrados en pared, tubos en montaje superficial, canal protectora y conductos cerrados de obra de fábrica, esto ocurre porque en este tipo de instalaciones la reglamentación permite la utilización de ambos tipos de cable para la DI: ES07Z1 o RZ1-K. Por ejemplo, para una instalación enterrada de la LGA en un edificio con una previsión de carga de 27 kW cuya intensidad es de 43,36 A (suministro trifásico), se puede utilizar la sección mínima de 10 mm2, puesto que la intensidad máxima admisible del cable (que según tabla 6.17 es de 60 A) es superior a 43,36 A. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Cálculo de instalaciones de enlace y puesta a tierra 187 EJEMPLO Un edificio destinado principalmente a viviendas tiene una potencia prevista de 120 kW, tensión trifásica de 400 V, cosϕ de 0,9 y dispone de única centralización de contadores. Calcular la sección de la LGA que irá desde la CGP hasta el cuarto de contadores situado en la planta baja a una distancia de 20 m. La línea se instalará en el interior de un tubo enterrado. Calcular también el valor del fusible que se instalará en la CGP. Solución: 1.Secalculalacaídadetensiónmáxima,caídadel0,5%: e= 0,5%·U 0,5·400 = =2V 100 100 2. Intensidad a partir de la potencia prevista: I= P 120000 =192,67A = M3 · U · cosϕ 1,73·400·0,9 3. Cálculo de la sección del conductor: P·L 125000·20 = =68,18mm2 S= γ·e·U 44·2·400 4. Elección del valor normalizado, comercial, y la comprobación de la intensidad máximaadmisible.Seutilizaráunasecciónde120mm2 (IZ=230A)paratubo enterrado si se sigue la recomendación Ib ≤85%IZ. Si no se siguiera dicha recomendación,lasecciónsería120mm2 (IZ=202A). 5. Condición que tiene que cumplir para la elección del calibre del fusible para SLGA=95mm2. saber más Para la selección de la sección del conductor de neutro hay que tener en cuenta que se escoge un valor del50%delacorrespondienteal conductor de fase en la LGA, tal como muestra la ITC-BT-14. En el caso de la DI, como las secciones de fase suelen ser inferiores a25mm2, se escoge un conductor igual que el de la fase. 192,67A≤ IN ≤0,91·202A 192,67A≤ IN ≤ 183,82 A ⇒ NO SE CUMPLE Como no se cumple, se llega a la conclusión que no se puede utilizar la secciónde95mm2, por tanto, se toma el valor de sección siguiente, es decir, 120mm2,quetieneunaintensidadmáximaadmisiblede230A(también cumple que Ib ≤85%IZ). Comprobamos: 192,67A≤ IN ≤0,91·245A 192,67A≤ IN ≤222,95A EntoncessepodríaescogerunfusibleparalaCGPde200A. 6. De la tabla que determina IS extraemos su valor, que se calcula para una secciónde120mm2 y un aislamiento XLPE (K = 143). IS = S·K 120·143 = =7674,18A Mt M5 7. De la tabla correspondiente se obtiene el valor para If5sde1250Aparala intensidaddefusióninferioroiguala5s.Estevalordebeserinferioralobtenido en el paso anterior (IS > If5s). © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 6 188 8. De la tabla correspondiente se obtiene que la longitud máxima para un fusiblede200Ayunasecciónde120mm2esde260m,valorsuperiora los20mdelainstalación. 9. Se puede comprobar que la temperatura máxima no es superior a la temperatura máxima del conductor según el aislamiento. [ ( TC=25+ 65· 192,67 230 2 )] =70,61°C La temperatura es inferior a la temperatura máxima del aislamiento XLPE de90ºC. 10.Paralaseccióndeneutrosepuedeutilizar70mm2(vertabla6.14). 4. Instalaciones de puesta a tierra en edificios La instalación de puesta a tierra tiene la función de limitar la tensión que, con respecto a tierra, puedan presentar en un momento dado todas las masas metálicas de la instalación. Además, asegura la activación de las protecciones diferenciales y elimina el riesgo para personas ante una avería en un equipo o electrodoméstico. 4.1. Partes de una instalación de puesta a tierra La instalación de puesta a tierra (PaT) es la unión eléctrica directa, sin fusibles ni protección alguna, de una parte del circuito eléctrico (o de una parte conductora no perteneciente al mismo) mediante una toma de tierra formada por un electrodo o grupos de electrodos enterrados en el suelo. P: Canalización metálica principal de agua M: Masa 1 1: Conductor de protección C: Elemento conductor B: Borne principal de tierra 3: Conductor de tierra o de línea de enlace con el electrodo de puesta a tierra T: Toma de tierra a Figura 6.22. Representación de un circuito de puesta a tierra. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Cálculo de instalaciones de enlace y puesta a tierra 189 En la figura anterior se muestra una representación de la instalación de toma a tierra (TT), así como de las partes que la constituyen. Todos los conductores de protección de la instalación del edificio van conectados al borne de conexión principal. Desde ese punto se parte con otro conductor denominado conductor de tierra o línea de enlace con tierra que se conecta al borne del seccionador, que sirve para separar la toma de tierra de la instalación, permitiendo desde este punto realizar la medida de toma de tierra. Borne principal de tierra Puente seccionador Toma de tierra 4.2. Toma de tierra (TT) La toma de tierra (TT) es la parte del circuito que deriva a tierra las corrientes de falta o descargas de origen atmosférico. La TT puede estar constituida por electrodos formados por: • barras, tubos, picas, a Figura 6.23. Seccionador de tierra. (Cortesía de Sofomel). • pletinas, cintas, • un conductor desnudo, • placas, • anillos o mallas metálicas enterradas constituidas por los elementos anteriores, • armaduras de hormigón enterradas, excepto las pretensadas, Se prohíbe utilizar como TT canalizaciones de gas, agua, calefacción, etc. Se permite como toma de tierra (previa autorización) envolturas de plomo y otras envolventes de cables no deteriorables fácilmente. Los electrodos deben estar enterrados a una profundidad superior a 50 cm, medidos desde la parte superior del mismo. Para clavar con mayor facilidad las picas, estas tendrán un extremo acabado en punta, incluso algunas van provistas de puntas aceradas. Para enterrarlas se utiliza una maza o un martillo percutor (principalmente neumático), este último es empleado preferiblemente para picas de más de 3 m. Al instalar las placas, será necesaria la excavación previa del hueco o surco donde se alojarán las planchas y, más tarde, su posterior relleno, por tanto este método es más costoso y puede ser sustituido por una agrupación de electrodos. Figura 6.24. Picas. (Cortesía de Sofomel). a En la siguiente tabla se muestran los valores mínimos, según la guía técnica del REBT en su ITC-BT-18, para las características de los elementos que son utilizados en la TT: Tipo de electrodo Dimensión mínima ∅ ≥ 14,2 mm (acero-cobre) Barras Picas ∅ ≥20mm(acerogalvanizado) Perfiles Espesor ≥5mmysección≥350mm2 Tubos ∅ext ≥30mmyespesor≥ 3 mm Deberá medirse desde la parte superior del mismo ≥ 0,50 m 1 m ×0,5m Rectangular Espesor ≥ 2 mm (cobre) Espesor ≥ 3 mm (acero galvanizado) Placas Zonas con riesgo continuado de heladas 0,80 m 1m×1m Espesor ≥ 2 mm (cobre) Cuadrada Espesor ≥ 3 mm (acero galvanizado) Conductor desnudo a Tabla 6.18. Dimensiones mínimas para puesta a tierra. 35mm2 Cu a Figura 6.25. Profundidad. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 6 190 4.3. Conductor de protección (CP) SF ≤16mm2 SCP = SF (*) 16< SF ≤35mm2 SCP = SF SF >35mm2 SCP = SF /2 (*) S CP = 2,5 mm si no forma parte de la canalización, y 4 mm2 si no disponen de protección mecánica. 2 a Tabla 6.19. Sección del CP (S ) en CP función de sección de la fase (SF). Se consideran conductores de protección (CP) a todos los conductores de unión de las masas a la puesta a tierra a través del borne principal. Se podrán utilizar cables multipolares o unipolares, desnudos o aislados, que formen parte o no de una canalización. Si un conductor de protección es común a varios circuitos, la sección de ese conductor debe medirse en función de la mayor sección de los conductores de fase. En consecuencia, no es obligatorio tender un conductor de protección por cada uno de los circuitos independientes que formen parte de una misma canalización. Las masas de los equipos a unir con los conductores de protección no deben ser conectadas en serie en un circuito de protección. 4.4. Línea de enlace con tierra caso práctico inicial Como la sección de la LGA es de 10mm2, la línea de enlace con tierra tendra un valor mínimo de 25mm2. La línea de enlace con tierra es la formada por los conductores que unen la tierra (electrodo/s, anillo o ambas) con el punto de puesta a tierra de la instalación, lugar en donde se instala el seccionador de puesta a tierra. Se suele utilizar cable desnudo de cobre, que es el mismo que se utiliza en la instalación de la toma de tierra para unir las picas o, directamente, en la toma de tierra del edificio. Tiene que ser un valor mínimo de 25 mm2 en cobre y no protegido contra la corrosión. Para el cálculo o selección de la sección a utilizar, se toma como referencia la sección de la LGA. 4.5. Puesta a tierra de un edificio En edificación nueva se establecerá obligatoriamente una puesta a tierra de protección compuesta por un cable rígido de cobre desnudo de 35 mm2 de sección mínima instalado en el fondo de las zanjas de cimentación. Este cable formará un anillo cerrado en todo el perímetro de la obra. A este anillo podrán conectarse electrodos verticales (picas) cuando sea preciso para disminuir la resistencia de tierra. Si la construcción es de varios edificios próximos, se procurará unir los anillos entre sí, y a este anillo o electrodo se conectará la estructura metálica del edificio. Conductor Cu 35 mm2 Pica a Pica Figura 6.26. Toma de tierra de un edificio. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Cálculo de instalaciones de enlace y puesta a tierra 191 La unión entre el conductor desnudo y la pica se hará mediante soldadura aluminotérmica o autógena. Según guía técnica del REBT en la ITC-BT-26, se admiten grapas de conexión. a Figura 6.28. Grapas de conexión del conductor a la pica. a Figura 6.27. Soldadura aluminotérmica. (Cortesía de Apliweld). Para la conexión del cableado de protección a la toma de tierra, se sitúan varios puntos de puesta a tierra (en donde instalará el seccionador). Generalmente, se situarán: en los patios de luces destinados a cocinas y cuartos de aseo, (también en edificios ya existentes tras una reforma o rehabilitación), cerca de la centralización de contadores, en la base de las estructuras metálicas de los ascensores o montacargas, en el punto de ubicación de la CGP, en cualquier local donde se prevea la instalación de elementos destinados a servicios generales o especiales (antenas o parrayos), etc. Seccionador Punto de puesta a tierra Cerca de la centralización de contadores En la base de las estructuras metálicas de los ascensores En la ubicación de la CGP En la reforma o rehabilitación de edificios existente: en los patios de luces caso práctico inicial Para la línea principal se escoge la secciónmínimade16mm2, que es la sección del conductor que llega a la centralización de contadores. De la centralización salen 3 derivaciones (2 viviendas y 1 local), la sección de las líneas secundarias serán de la misma sección que la DI. Al local y a la vivienda de la planta1unasecciónde6mm2, y para la vivienda de la planta 2 una secciónde10mm2. En cualquier local donde se prevea la instalación de elementos destinados a servicios generales o especiales a Figura 6.29. Puntos de puesta a tierra en un edificio. 4.6. Línea de tierra principal y secundaria en un edificio La línea principal de tierra va desde el punto de puesta a tierra hasta el embarrado de protección en la centralización de contadores, de ahí parte la línea secundaria de tierra (denominada también derivaciones de la línea principal), que se distribuye junto a la DI hasta cada vivienda (discurriendo en la misma canalización). © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 6 192 Para la selección de la sección a utilizar, se utiliza la tabla 6.19, tomando como referencia la sección de la LGA para la línea principal con un mínimo de 16 mm2, y como referencia la sección de la DI para la línea secundaria. Derivación a Figura Centralización Contadores 6.30. Puntos de puesta a tierra. Línea principal de tierra >16 mm2 saber más El instrumento para medir la resistencia de puesta a tierra del edificio y la resistividad del terreno es el telurómetro. Para la medida de puesta a tierra se conecta un electrodo al punto de conexión a tierra. Línea de enlace con tierra ≥ 25 mm2 Interior de vivienda Conductores de protección Punto de puesta a tierra Cable rígido de cobre desnudo de 35 mm2 de sección a Figura 6.31. Línea principal y secundaria de una instalación de puesta a tierra. 4.7. Conductor equipotencial El conductor equipotencial (CEP) sirve para asegurar a las partes conductoras accesibles y a otros elementos conductores una conexión con el mismo potencial. Se conectarán, por tanto, todas las canalizaciones metálicas (gas, agua, calefacción, etc.) para asegurar el mismo potencial que el de tierra. La sección del CEP no será inferior a la mitad de la del conductor de protección de mayor sección de la instalación, siendo la sección mínima de 2,5 mm2 en cobre. CP: Conductores de protección saber más CEP: Conductores de equipotencialidad El valor máximo de la resistencia de tierra viene marcado por la máxima tensión de contacto permitida Um = 24 V (ITC BT18) y la sensibilidad del diferencial usado para la protección (en viviendas, Im=30mA).Conestosvaloresse obtiene una RTde800Ω. Como este valor es bastante elevado, la guía técnica del REBT de la ITC-BT-18 indica que no deben superarse: 37 Ω para un edificio sinpararrayos,y15Ω para un edificio con pararrayos. BT: Borne principal de tierra CT: Conductor de tierra Tubería metálica agua a Masa TT: Electrodos de puesta a tierra Figura 6.32. Resumen de las designaciones de conductores en una instalación de PaT. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Cálculo de instalaciones de enlace y puesta a tierra 193 4.8. Cálculo de la toma de tierra Según REBT, el valor de la resistencia de tierra será tal que cualquier masa no pueda dar lugar a tensiones superiores a 24 V en local o emplazamiento conductor, y 50 V en los demás casos (Um). La corriente de fuga permitida vendrá determinada por la sensibilidad del diferencial: 30 mA, 300 mA o 500 mA (Im). Conociendo ambos valores, se calcula la resistencia máxima que puede tener la toma de tierra (RT). RT = Um Im caso práctico inicial Se utilizará conductor desnudo de35mm2 en la toma de tierra. Se dispone de un perímetro de 10×10m(100m2), aproximadamente,yunos40mdeconductor con una resistencia a tierra de 80Ω. Por tanto, será necesario instalar picas adicionales. Conociendo el valor de RT y la resistencia que presenta cada uno de los sistemas de conexión a tierra, se puede obtener: el número de picas, el número de placas y la longitud del cable desnudo de 35 mm2. La siguiente tabla ofrece los datos: RPL=0,8·(ρ/P) Placa enterrada Pica vertical RPICA = ρ/L Conductor enterrado horizontal a RC = 2 · (ρ/L) Tabla 6.20. Siendo: R. Resistencia de tierra en Ω. ρ. Resistividad del terreno en Ω·m. P. Perímetro de la placa en metros. L. Longitud de la pica o del conductor en metros. Por otro lado, es conveniente definir los valores de la resistividad en función del tipo de terreno. Estos valores pueden encontrarse en el REBT en la ITC-BT-18, pero son aproximados, por tanto se recomienda hacer la medida en cada caso en el momento más desfavorable (terreno seco). Tipo de terreno Terreno pantanoso Terreno fangoso y arcilloso, humus Arena y terreno arenoso Turba Grava (húmeda) Terreno pedregoso y rocoso Hormigón: 1 parte cemento y 3 partes de arena Hormigón: 1 parte cemento y 5partesdearena a Resistividad del terreno ρ [Ω·m] Margen de valores Valor medio 2-50 30 20-260 100 50-3000 200(húmedo) >1200 200 50-3000 1000(húmedo) 100-8000 2000 50-300 150 saber más Si se instalan varios elementos para la toma de tierra, el valor de la resistencia total se calculará como si se asociarán los valores resistivos en paralelo. Por ejemplo, si además del cable se instalarán piquetas, la resistencia total (RTOTAL) de tierra sería: 1 RTOTAL = 1 RC 1 RPICA Del mismo modo si utilizará varias picas (nPICAS), la resistencia de tierra de varias picas (RPICAS) se calcularía como: RPICAS = RPICA nPICAS Sucedería igual con las placas: RPLACAS = 100-8000 + 400 Tabla 6.21. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. RPL nPLACAS Unidad 6 194 Para un edificio se tiene en cuenta que se instalará un cable desnudo de cobre que recorre el perímetro, y que será enterrado con la cimentación del mismo. Por ejemplo, en la siguiente se muestra un croquis de la cimentación de un edificio donde se muestra con una línea discontinua roja por donde se colocará el conductor desnudo de 35 mm2, pudiéndose calcular los metros de conductor que se van a instalar, en este caso, 184 m. Lo que corresponde a una RT de 1,63 Ω para una resistividad del terreno de 150 (hormigón). Dicha resistencia se corresponde con un valor menor a 15 ó 37 Ω que son los valores mínimos indicados. RC = 2 5,5 5,5 4 2,5 5 4 5,5 ρ 150 · = 1,63 Ω L 184 a Figura 6.33. Cimentación y longitudes del cable de PaT. EJEMPLO Un edificio de viviendas posee las siguientes características: •Líneageneraldealimentación:3× 95 mm2 + 1 × 50 mm2. •Derivaciónindividualviviendas:2× 10 mm2. •Derivaciónindividualbajocomercial:2× 25 mm2. •Circuitointerior:2× 2,5 mm2. Calcular: a) Las secciones de cada partes de una instalación de puesta a tierra. b) Comprobar que la toma de tierra cumple el valor de resistencia de tierra para un edificio que dispone de pararrayos (15 Ω), para ello se ha previsto enterrar en la cimentación 10 m de cable desnudo de 35 mm2 con 5 picas de 1,5 m. c) Repetir el paso anterior, pero sustituyendo las 5 picas por una placa de 0,5 × 0,5 m. d) ¿Cuántos metros de cable se necesitarían si no se quieren utilizar picas o placas? Solución: a) Tomando como referencia las secciones de la instalación de enlace, se calculan los valores de las secciones de la PaT: © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Cálculo de instalaciones de enlace y puesta a tierra • Línea de enlace con tierra. Paraseccionesdefasemayoresde35mm2, se escoge como sección del conductor el valor normalizado inmediatamente superioralamitaddelaseccióndelaLGA(95mm2),esdecir,50mm2. • Línea principal de tierra. Se utilizará la misma sección que en la línea de enlacecontierra,esdecir,50mm2. • Línea secundaria derivación viviendas. Para secciones de fase inferiores a 16mm2,seutilizalamismasecciónqueenlafasedelaDI,esdecir,10mm2. • Línea secundaria derivación local comercial. Para secciones entre 16mm2y35mm2 de sección de fase de la DI, se toma un valor de sección de16mm2. • Conductor de protección del circuito interior. Para secciones de fase inferioresa16mm2, el conductor de protección utiliza la misma sección quelafasedelcircuito,esdecir,2,5mm2. b)Secalculalaresistenciaatierradelos10mdeconductorenterrado: RC = 2 · ρ 150 =2· =30Ω L 10 Acontinuación,secalculalaresistenciaatierradelas5picasde1,5mde longitud, para ello se calcula la resistencia a tierra de 1 pica y después se obtieneeldelas5picas: RPICA = ρ 150 = =100Ω L 1,5 RPICAS = RPICA 100Ω = =20Ω 5 nPICAS Ahora, a partir de ambos valores, se calcula la resistencia total de tierra mediante la asociación de resistencias en paralelo: 1 RTOTAL = 1 1 1 1 5 + = + = ⇒ RTOTAL = 12 Ω RC RPICAS 30 20 60 Elresultadoobtenidoesinferiora15Ω, por lo tanto lo cumple. c) Laresistenciaatierradelos10mdeconductorenterradoesde30Ω. A continuación, se calcula la resistencia a tierra de la placa: RPLACA=0,8 ρ 150 =0,8· =60Ω P (0,5+0,5+0,5+0,5) Ahora a partir de ambos valores se calcula la resistencia total de tierra mediante la asociación de resistencias en paralelo: 1 RTOTAL = 1 1 1 1 3 + = + = ⇒ RTOTAL=20Ω RC RPLACA 30 60 60 Elresultadoobtenidoesmayorque15Ω, por lo tanto no lo cumple. Habría que instalar por lo menos 2 placas. d) Para saber cuántos metros serán necesarios, hay que despejar de la ecuación la longitud en metros, sabiendo que la resistencia a tierra del conductor enterradodebesermenoroiguala15Ω: RC = 2 · ρ ρ 150 ⇒L=2· =2· =20m L RC 15 Enconsecuencia,con20mdecablesecumpliríalacondicióndeunaresistencia atierrade15w. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. 195 Unidad 6 196 ACTIVIDADES FINALES ■ 1. Calcularlaprevisióndecargaparaunedificiode4plantas.Enlas3primerashay4viviendasde100m2 porplantayenlaúltimaplantahay2áticosde200m2 cada uno. • Las12viviendasde100m2 no se prevén con aire acondicionado o con sistema de calefacción eléctrica. Tampoco habrá en la instalación de receptores especiales. Por tanto, se toma el grado de electrificación básicoconunaprevisióndecargade5750Wporvivienda. • Para las dos viviendas del ático, aunque no tienen previsión de aire acondicionado o calefacción eléctrica, alsersusuperficiesuperiora160m2, se toma el grado de electrificación elevada con una previsión por viviendade9200W. ■ 2. Calcularlaprevisióntotaldecargasdeunedificiodecincoplantasyseisviviendasde50m2 por cada planta sin calefacción eléctrica. En la planta baja existe una previsión de cuatro locales comerciales de 60m2cadauno.Enlossótanosexistentresplantas(superficiede240m2) utilizados como garaje con ventilación forzada. ■ 3. Calcular la potencia total a prever en un solar en el que irá un edificio con las siguientes características: • 6plantascon5viviendasporplantaconunasuperficieporviviendade200m2. • Plantabajaparasupermercadode1000m2conunapotenciatotalprevistade150000W. • Plantaprimeracompuestapordoceoficinasde100m2 cada una. • 2plantassótanoparagarajesde1050m2 cada una (ventilación forzada). • Zonascomunes(portalmásrellanosdeescaleras)de300m2 con iluminación fluorescente. • Ascensor(630Kg;8personas;1m/s). • Piscinadecomunidadde400m3 de capacidad. • Alumbradopúblicoconlámparasincandescentes(1100W). ■ 4. Calcularlaprevisióndecargasdeunedificioquedisponede4localesde160m2 en planta baja, 8 oficinas de 80m2enprimeraplantay8viviendasdúplex(plantassegundaytercera)de165m2, equipadas con discriminaciónhoraria.Lapotenciatotaldelosservicioscomunesesde15kW. ■ 5. CalcularlaseccióndeunaDIconlassiguientescaracterísticas: • Paraviviendadeelectrificaciónbásicade5750Wyunalongitudde30m. • Paraviviendadeelectrificaciónelevadade9200Wyunalongitudde30m. ■ 6. Enunedificiodestinadoaviviendasylocalescomercialesestáprevistounaúnicacentralizaciónconunaprevisióndecargasde145kWquesealimentaráporunaLGA(LíneaGeneraldeAlimentación).Dichalínease encuentra en el interior de un tubo enterrado bajo una zona ajardinada de usos comunes, y discurre desde lacajageneraldeprotecciónhastalacentralizacióndecontadoresconunalongitudde40m.Hallar: a) Selección del tipo de cable. b) Cálculo de la sección a utilizar para la LGA (considera la recomendación de que Ib <85%IZ). c) Cálculo del fusible a instalar en la CGP (RDI=0,054Ω). d) RepetirlospasosanterioresparaunaLGAconunaprevisióndecargade75kWyunalongitudde10m. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Cálculo de instalaciones de enlace y puesta a tierra 197 ACTIVIDADES FINALES ■ 7. Calcular los metros de cable necesarios para realizar una puesta a tierra en la que R Tseainferiora50Ω (resistividaddelterreno:1200Ω · m). a) Verifique que dicho valor de RTesadecuadosabiendoquelosdiferencialesaemplearseránde300mA. b) Indicar las características del electrodo a emplear y su forma de instalación. ■ 8. Se desea saber si con una placa de Cu (1 × 1 m) es suficiente para realizar la instalación de PaT de una nave industrialdondelosdiferencialesaemplearsonde500mAylaresistividaddelterrenoesde5000Ω · m. Explicar y dibujar la forma de instalación de dicha placa. ■ 9. La siguiente figura representa un edificio destinado a viviendas. Realizar los siguientes cálculos: a) Dibujar cómo se debería realizar la PaT, explicando qué material se debe utilizar como electrodo. b) Indicar el número de puntos de PaT que se deben extraer al exterior y a qué irán destinados. c) Explicar y dibujar las características de la línea principal de tierra y los conductores de protección utilizar, teniendoencuentaquelaLGAtieneunasecciónde150mm2ylasderivacionesindividualessonde10mm2. d) Verificar que con los metros de cable utilizado se obtiene una resistencia de tierra correcta. La resistividad delterrenoesde1200Ω · m. 30 m 15 m 15 m 10 m 10 m 5m 5m 10 m a Figura 6.34. ■10. Enunaviviendaunifamiliarrealizarlossiguientescálculos: a) Realiza un croquis de puesta a tierra según el número de picas necesario (ρ=3200Ω · m). b) Explicar qué material se debe utilizar como electrodo. entra en internet ■ 11. Buscar información sobre fabricantes o distribuidores de cables y localizar los recomendados para instalaciones de enlace. ■ 12. Buscar equipos de soldadura aluminotérmica y todo el material a utilizar. ■ 13. Buscar información sobre los precios de los componentes empleados en instalaciones de enlace y en la puesta a tierra. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 6 198 PRÁCTICA PROFESIONAL HERRAMIENTAS Medida de la resistividad del terreno • Instrumento de medida de la resistividad del terreno (ohmiometro) • 4 piquetas T y 4 bobinas de cable (100mrojo,100mazul, 100mverdey30mnegro) OBJETIVO • 1devanadoradecable(10mverde) Con esta práctica se pretende que el instalador sea capaz de realizar la medida de resistividad del terreno y que se familiarice con el instrumento utilizado para dicho fin. De este modo, el instalador debe ser capaz de utilizar los valores de resistividad del terreno medidos para calcular la toma de tierra en lugar de recurrir, directamente, a los valores indicados en las tablas de la ITC-BT-18 del REBT. Además, en el mercado se dispone de instrumentos que sirven tanto para la medida de resistencia de tierra como de resistividad del terreno y, por lo tanto, el instalador debe ser capaz de realizar ambas tareas y de conocer dichos instrumentos. • 5adaptadoresconexiónhorquilla/ banana de 4 mm de diámetro • 1 mazo y 1 bolsa de transporte MATERIAL • Manual de instrucciones del instrumento • Hoja para anotar las medidas CONOCIMIENTOS PREVIOS La medida de resistividad permitirá: • elegir la ubicación y la forma de las tomas de tierra y de las redes de tierra antes de construirlas, • prever las características eléctricas de las tomas de tierra de las redes de tierra, • reducir los costes de construcción de las tomas de tierra y de las redes de tierra (ahorrando tiempo para conseguir la resistencia de tierra deseada). Se utiliza, por lo tanto, en un terreno en construcción o para los edificios de grandes dimensiones (o subestaciones de distribución de energía) para los que resulta importante elegir con exactitud la mejor ubicación para las tomas de tierra. El procedimiento más utilizado para la medida de la resistividad del terreno es el de los 4 electrodos, que a su vez utiliza dos métodos: Wenner y Schlumberger. Método Wenner. Para llevar a cabo este método, se necesitan 4 electrodos puestos en línea recta a la misma distancia unos de otros. Entre los electrodos exteriores (terminales E y H) se inyecta una corriente alterna, y entre los electrodos interiores (terminales S y ES) se mide la diferencia de potencial. A continuación, aplicando la Ley de Ohm, se calcula la resistencia R y, en base a dicho valor, se calcula la resistividad ρW utilizando la ecuación que se muestra en la figura siguiente. ρW = 2 π · a · R G 3a ρ: resistividad en Ω · m en el punto situado debajo del punto 0, a una profundidad de h = 3a/4 V a a a a: base de medida en m R: valor (en Ω) de la resistencia leída en el ohmímetro de tierra E(X) ES(Xv) S(Y) H(Z) Se recomienda una medida con a = 4 m como mínimo a/2 0 a h = 3/4 a Figura 6.35. Colocación de los electrodos en el método Wenner. (Cortesía de Chauvin Arnoux). © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Cálculo de instalaciones de enlace y puesta a tierra 199 Método Schlumberger. Este método se diferencia del método anterior en la distancia a la cual se sitúan los electrodos. Los electrodos interiores se colocarán a una distancia fija a, desplazando los electrodos exteriores una distancia d del centro. La inyección de corriente se realiza a través de los electrodos exteriores, efectuándose la medida de tensión entre los electrodos interiores. A continuación, se calcula la resistividad ρW utilizando la ecuación que se muestra en la figura siguiente. G 2d ρW = V d E(X) a ES(Xv) d S(Y) H(Z) h = 3/4 a 0 a π · (d2 – a2) · R 16 Figura 6.36. Colocación de los electrodos en el método Schlumberger. (Cortesía de Chauvin Arnoux). En los métodos Wenner y Schlumberger se mide un valor de diferencia de potencial, pero en las ecuaciones se muestra el valor de resistencia R. Para ello, el instrumento realiza de forma interna el cálculo aplicando la aplicación de la ley de Ohm, ya que se conoce la corriente inyectada y la diferencia de potencial es la medida obtenida en cada método. DESARROLLO Los pasos a seguir serán: 1. Clavar los cuatro electrodos a una distancia entre ellos de 4 m (método Wenner). 2. Medir la resistencia del terreno. Anotar los resultados. 3. Cambiar la colocación de los electrodos de forma perpendicular. 4. Medir la resistencia del terreno. Anotar los resultados. 5.Anotarlascondicionesdelterreno,porejemplo,sielterrenoestámuyhúmedooseco. 6.Completarlasiguientetablaconlasmedidasrealizadas: Medida (Ω · m ) 1ª medida 2ª medida Resistencia del terreno Condiciones del terreno 7. Anotar las conclusiones que se han obtenido tras la medida (valores altos o bajos, dificultad de manejo del equipo, comparación con las tablas del REBT, etc.). © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 6 200 MUNDO TÉCNICO Software para el cálculo de instalaciones de enlace con Cypelec Cypelec (Instalaciones eléctricas de baja tensión) está concebido para atender las demandas de los profesionales que necesiten realizar de forma rápida y eficaz el cálculo, comprobación y dimensionado de instalaciones eléctricas en baja tensión para viviendas, locales comerciales, oficinas, instalaciones generales de edificación e industrias. Realiza el proyecto eléctrico compuesto por: memoria, cálculos, pliego de condiciones, mediciones y esquemas eléctricos, calculando el resultado más adecuado, así como las comprobaciones de la normativavigente(REBT2002).Además,seleccionaencada caso el elemento o material óptimo, basándose en una extensa biblioteca de los más importantes fabricantes: Siemens, Merlin Gerin, ABB, Legrand, Pirelli, Miguélez, etc. El diseño de la instalación de enlace se facilita mediante la utilización de un asistente de diseño, introduciendo de forma rápida y secuencial los datos (grado de electrificación o superficie de vivienda, su- a perficie de locales y del garaje, etc.), que definen la instalación. La versión para estudiantes de Cypelec funciona del mismo modo y con las mismas utilidades que Cypelec, perosolamentesepermiten10líneasfinalesdecarga y una potencia demandada por la instalación menor o iguala100kW.Tieneuncostemuyreducidoencomparación de la versión completa. No permite incluir módulos adicionales. También hay disponible una versión para profesores, estudiantes y usuarios que permite trabajar, libremente, con todos los programas de cypelec (Cype ingenieros) fueradelentornoyhorariohabitual,entrelas22:00h ylas08:00hdelunesaviernesydurantetodoeldíalos sábados y los domingos. Necesita una conexión permanente a Internet de banda ancha y la selección de normativa depende del idioma elegido durante la instalación. Más información en su página web: <http://versiones. cype.es/>. Figura 6.37. Pantallas del asistente de configuración. (Cortesía de Cype Ingenieros). © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Cálculo de instalaciones de enlace y puesta a tierra 201 EN RESUMEN CONFIGURACIÓN DE INSTALACIONES DE ENLACE Previsión de carga de un edificio Esquemas instalaciones de enlace Dimensionado de la instalación Calibre del fusible de la CGP Sección LGA y DI Instalación de puesta a tierra Configuración de la puesta a tierra EVALÚA TUS CONOCIMIENTOS 1. Una vivienda de 180 m2 será como mínimo de: a. electrificación básica. b. electrificación elevada. c. Depende de la potencia contratada. 2. Una instalación de enlace no tendrá LGA: Resuelve en tu cuaderno o bloc de notas 4. A una sección de LGA de 95 mm2 enterrada bajo tubo le corresponde una intensidad máxima admisible de: a.245A. b.224A. c.180A. 5. Las secciones mínimas para la LGA y la DI son: a.6mm2 las dos. a.cuandolasecciónseamenorque10mm2. b.10mm2 las dos. b. cuando sea una instalación colectiva de vivienda, puesto que cada vivienda tiene su propia LGA. c.10mm2paraLGAy6mm2 para DI. c. para suministro eléctrico de una o dos viviendas. 3. Para el cálculo de previsión de potencias de un edificio de viviendas, se utiliza un coeficiente de simultaneidad de 1: a. para viviendas de uso continuo. b. si las viviendas tienen calefacción eléctrica. c. si las viviendas tienen discriminación horaria. 6. ¿Qué pica tendrá mayor resistencia de tierra en un mismo terreno? a. Una de 1 m de longitud. b.Unade1,5mdelongitud. c. Una de 2 m de longitud. 7. La potencia prevista de un local comercial de 20 m2 será de: a.2000W. b.3450W. c.5450W. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. 202 7 Unidad 7 Instalaciones de enlace. Montaje y mantenimiento vamos a conocer... 1. Documentación administrativa en instalaciones de enlace 2. Instalación de la Caja General de Protección (CGP) 3. Canalización, canaladura y caja de registro 4. Centralización de contadores, conexionado y tarificación eléctrica 5. Mantenimiento y localización de averías en las instalaciones de enlace PRÁCTICA PROFESIONAL Conexionado de contadores MUNDO TÉCNICO Contadores de energía para consumos parciales y al finalizar esta unidad... Sabrás si la instalación requiere proyecto o memoria técnica de diseño (MTD). Sabrás cómo rellenar los datos sobre la instalación de enlace en una MTD. Seleccionarás entre CGP y CPM. Conocerás la reglamentación relativa a la ubicación de CGP y centralización de contadores. Conocerás los tubos utilizados en la instalación de enlace. Seleccionarás el diámetro de las canalizaciones y de la canaladura de la instalación de enlace. Conocerás la reglamentación (REBT) sobre canalizaciones, canaladura y tapas de registro. Aprenderás cómo conectar contadores, así como los conceptos básicos sobre tarificación. Conocerás las tareas de mantenimiento de las instalaciones de enlace. Conocerás las averías más comunes de las instalaciones de enlace. Conocerás las técnicas de mantenimiento y de localización de averías en la instalación de enlace. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. 203 CASO PRÁCTICO INICIAL situación de partida En el terreno que ocupaba una vieja casa familiar, se ha construido una pequeña finca de viviendas con la siguiente distribución: la planta baja se destinará para la vivienda de los padres, las otras dos plantas (1ª y 2ª) albergarán dos viviendas iguales para cada uno de los hijos. La potencia prevista para cada vivienda es de 9,2 kW, y la distancia desde donde se ha previsto la colocación de los contadores hasta la caja general de mando y protección es de 8 m (para la planta baja), 12 m (para la 1ª planta) y 18 m (para la 2ª planta). No se prevé la instalación de garaje ni de bomba de presión, aunque sí de un ascensor de potencia 4,5 kW. La iluminación de la escalera se ha dimensionado para una potencia de 0,3 kW, y para la instalación de telecomunicaciones se estima una potencia de 5,75 W. La acometida es tipo aérea sobre fachada, donde se montará, también, la caja general de protección (CGP). La distancia desde la CGP hasta los contadores es de 10 m. Según lo indicado, y puesto que hay que instalar el ICP, se debe realizar una previsión de la potencia a contratar. Tras una pequeña charla con los propietarios, se decide la contratación de 5,75 kW sin discriminación horaria para cada vivienda y de 3,45 kW para los servicios comunes, todas con suministro monofásico. Por deseo de los propietarios, se quiere tener la opción de poder contratar en un futuro tarifas con discriminación horaria, por lo que la instalación debe dimensionarse para esta posibilidad. Todas las canalizaciones de la instalación de enlace se realizarán empotradas en obra. estudio del caso Antes de empezar a leer esta unidad de trabajo, puedes contestar las dos primeras preguntas. Después analiza cada punto del tema con el objetivo de contestar el resto de preguntas de este caso práctico. 1. ¿Requiere la instalación del caso inicial proyecto o memoria técnica de diseño? 2. ¿Qué caja general de protección debe elegirse?, ¿qué esquema de conexionado debe tener? 3. ¿Qué secciones deben escogerse para los cables de la instalación? 5. ¿Qué tubos deben escogerse y de qué diámetros? 6. ¿Qué ICP habrá que instalar si la potencia contratada y prevista es distinta? 7. ¿Qué fusibles de protección habrá que escoger? 8. ¿Quién tiene que realizar la documentación para legalizar la instalación eléctrica? 4. ¿Dónde se ubica la centralización de contadores? © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 7 204 1. Documentación administrativa en instalaciones de enlace 1.1. Proyecto o memoria técnica saber más Puede consultarse el texto completo de las ITC utilizadas en la unidad, así como las guías técnicas en la página web de la secretaría general de industria y de la pequeña y mediana empresa: Al abordar la instalación de una instalación de enlace es necesario conocer cuándo se requiere de un proyecto o de una memoria técnica. Para saberlo habrá que consultar la tabla del apartado 3.1 de la ITC-BT-04 del REBT. En la siguiente tabla se muestran los tipos de instalación que requieren proyecto relacionados con la instalación de enlace en función de la potencia prevista en la instalación. Grupo http://www.f2i2.net/legislacionseguridadindustrial/LegislacionNacional.aspx caso práctico inicial Al tratarse de una instalación de un pequeño edificio de viviendas con una potencia prevista inferior a 100 kW y sin garaje, no hará falta centro de transformación, y será necesario redactar una memoria técnica de diseño. a Tipo de instalación Límites A Industria en general P > 20 kW B Locales húmedos, polvorientos o con riesgo de corrosión, y en bombas de extracción o elevación de agua (industriales o no). P > 10 kW C Locales mojados, generadores y convertidores, y conductores aislados para caldeo (excluyendo viviendas). P > 10 kW D De carácter temporal para alimentación de maquinaria de obras en construcción y en locales o emplazamientos abiertos. P > 50 kW E Edificios destinados principalmente a viviendas, locales comerciales y oficinas, que no tengan la consideración de locales de pública concurrencia, en edificación vertical u horizontal. P > 100 kW por CGP F Viviendas unifamiliares. P > 50 kW G Garajes que requieren ventilación forzada. Sin límite H Garajes que disponen de ventilación natural. > 5 plazas I Locales de pública concurrencia. Sin límite Tabla 7.1. Instalaciones que requieren proyecto. Por ejemplo, en un edificio cuya previsión de potencia sea de 75 kW se requerirá MTD; por el contrario, si la potencia es de 125 kW se requerirá proyecto. Si se trata de una vivienda unifamiliar de 15 kW requerirá MTD. En el caso de que haya garaje con ventilación forzada, siempre se requerirá proyecto, pero si es con ventilación natural, el límite lo determinará el número de plazas. Si se realizan ampliaciones, las instalaciones requerirán proyecto en los siguientes casos: • Ampliaciones de instalaciones de los tipos: b, c, g, i. • En instalaciones señaladas en la tabla 7.1 que no superan los límites establecidos, pero al realizar la ampliación sí que lo hacen. • En instalaciones señalas en la tabla 7.1 que requieren proyecto, si en una o varias ampliaciones se supera el 50% de la potencia prevista en el proyecto anterior. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Instalaciones de enlace. Montaje y mantenimiento 205 Si se efectúan modificaciones, los casos son. saber más • En instalaciones pertenecientes a cualquiera de los grupos del cuadro anterior siempre que requieran de una modificación de importancia. En la Comunidad Valenciana se puede acceder a la documentación a rellenar de la MTD de un edificio de vivienda en la siguiente dirección: • En el caso de que la instalación requiera más de un grupo de los especificados en el cuadro anterior, se aplicará el criterio más exigente de los establecidos. 1.2. Estructura de la Mémoria Técnica de Diseño (MTD) La Memoria Técnica de Diseño (MTD) se redactará sobre impresos, según modelo determinado por el órgano competente de la comunidad autónoma. Su objeto es proporcionar los principales datos y características del diseño de las instalaciones. El instalador autorizado para la categoría de la instalación correspondiente o el técnico titulado competente que firme dicha MTD, será el responsable de que la misma se adapte a las exigencias reglamentarias. Por ejemplo, en la siguiente figura se muestran los casilleros del apartado C-1 correspondiente a los datos de la CGP a completar en la MTD de un edificio de viviendas. Al final de la unidad el instalador deberá ser capaz de completarlo. Se puede observar que completando las casillas quedarán definidas las características que tendrá la CGP a instalar, así como los cálculos realizados para la selección del calibre del fusible. Si se continúa en el documento, los siguientes aparatados a completar hacen referencia a la LGA y a la DI. C-1 Entre la documentación relacionada con Instalaciones eléctricas de baja tensión con memoria técnica de diseño, aparece un fichero, denominado MEMTECDI que se puede rellenar, siendo el punto C, dentro de la memoria descriptiva, el que corresponde con la instalación de enlace. CAJA GENERAL DE PROTECCIÓN EMPLAZAMIENTO ACOMETIDA AÉREA ACOMETIDA SUBTERRÁNEA ESQUEMA NORMALIZADO TIPO INTENSIDAD NOMINAL CGP A a http://www.gva.es/portal/page/ portal/inicio/empresas/emp_sectores/emp_sec_industria/emp_ sec_ind_energia/emp_sec_ind_ en_energia_electrica MONTAJE SUPERFICIAL INTENSIDAD FUSIBLES NICHO EN PARED A Figura 7.1. Punto C-1 de la MTD en la Comunidad Valenciana. 1.3. Estructura del proyecto El proyecto es el conjunto de escritos, cálculos y dibujos que definen y determinan las exigencias técnicas y económicas de la instalación electrotécnica. Según la estructura del proyecto, se puede distinguir entre proyecto formal y no formal. Proyecto no formal En este caso no es necesaria una forma específica de realización o estructura, son generados dentro de empresas u organismos con una forma independiente no generalizada. Este tipo de proyectos no necesitan la aprobación previa por parte de la Administración. Proyecto formal Puesto que tienen un formato establecido (se verá a continuación), este tipo de proyectos requieren para su aprobación pasar por un colegio profesional y/o, posteriormente, por el organismo administrativo oficial. A este tipo de proyecto se le conoce como proyecto de ejecución porque contendrá los datos necesarios para que la instalación quede definida técnica y económicamente, para que pueda ser ejecutada baja la dirección de un técnico competente (puede ser el autor o distinto). La estructura de los proyectos formales se basa en la norma UNE 157001 (Criterios generales para la elaboración de proyectos). © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 7 206 Según dicha norma, los documentos que constituyen un proyecto son: saber más Entre los documentos que forman parte de un proyecto, se realiza la distinción entre básicos y auxiliares, siendo los básicos los imprescindibles en cualquier proyecto. Los básicos son: memoria, planos, pliego de condiciones y presupuesto. Los auxiliares son: índice general, anexo, estado de mediciones y estudios de entidad propia. • Memoria. Es una descripción de las necesidades a satisfacer, así como la justificación de la solución adoptada. • Planos. Esquemas y planos con suficiente detalle para que la obra quede perfectamente definida. • Pliego de condiciones. Incluye las condiciones técnicas, económicas, administrativas y legales que para el proyecto pueda materializarse en las condiciones especificadas y evitar así posibles interpretaciones no deseadas. • Estado de mediciones. Define las unidades de partida o unidades de obra que configuran la totalidad de la instalación, puede servir de base para la realización del presupuesto. • Presupuesto. Comprenderá las mediciones y los precios unitarios, es decir, indicará lo que costará la ejecución de lo proyectado. Se distribuirá por partes, con las distintas unidades constructivas o funcionales indicadas en el estado de mediciones. • Estudios de entidad propia. Documentos que deben ser incluidos por exigencias legales, por ejemplo, prevención de riesgos laborales. • Anexos. Son documentos que desarrollan, justifican o aclaran apartados específicos de cualquier documento básico del proyecto, por ejemplo, los cálculos justificativos. recuerda Se están utilizando siglas para identificar cada una de las partes de la instalación de enlace, tal como se vio en la unidad anterior. LGA. Línea General de Alimentación. CC. Centralización de Contadores. DI. Derivación Individual. PaT. Instalación de Puesta a Tierra. Así pues, en la memoria se incluirán las características que debe tener la instalación de enlace: si necesita centro de transformación, la situación de la CGP, la sección de la LGA y de las DI, diámetros de las canalizaciones, etc. También incluye la potencia prevista, la instalación de toma de tierra y las características de la centralización de contadores. Además, si se incluye el documento de cálculos justificativos, en este se muestran las ecuaciones y parámetros para justificar la selección de las secciones de los conductores, los diámetros de las canalizaciones y los sistemas de protección. En el documento de pliego de condiciones se detallan las características de los materiales a utilizar: conductores, tubos protectores, cajas de empalme y derivación, los aparatos de mando y protección, y los elementos de protección que sean necesarios. Otros documentos importantes a consultar por parte del instalador son los planos que incluirán la representación gráfica de toda la instalación eléctrica de la vivienda. En este caso interesará consultar los datos de la instalación de enlace (LGA, DI, CGP, PaT y CC). Sirve de gran ayuda al instalador porque en los planos se incluye la información suficiente para la selección de los dispositivos de control y protección, conductores y canalizaciones. ACTIVIDADES 1. Realizar una búsqueda para encontrar la documentación a completar para la MTD de la comunidad autónoma en la que resides. Localizar la sección o apartado a completar relativo a la instalación de enlace. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Instalaciones de enlace. Montaje y mantenimiento 207 2. Instalación de la Caja General de Protección (CGP) 2.1. Ubicación CGP La situación de la CGP se fijará de común acuerdo entre la propiedad y la empresa distribuidora, aunque, en general, se instalará: en el límite de la propiedad sobre fachada exterior (superficialmente o empotrada), en el interior de nichos o mechinales con puerta (en fachada, cerramiento o paramento de obra de fabrica), en lugar de libre y fácil acceso, y donde se disponga de autorización de acceso desde la vía pública. recuerda La elección de un tipo de CGP, tal y como se mencionó en la unidad anterior, dependerá de cómo se conecte a través de la acometida a la red de distribución (aérea o subterránea). Su colocación se ajustará a lo indicado en el REBT y en las normas particulares de la empresa distribuidora a la cual se conecte. Por ejemplo, en la tabla 7.2 se muestra un resumen tomando lo indicado en las principales empresas distribuidoras. recuerda a Tipo acometida REBT ITC-BT-12 MT2.80.12 Iberdrola ES 0100.ES.RE.EIC Unión Fenosa Aérea Entre 3 y 4 m. Entre 3 y 4 m, lo más baja posible. Entre 3 y 4 m desde el suelo. Subterránea A 30 cm desde la parte inferior de la caja. No lo indica (referencia al REBT). Irá en un mechinal, ubicándose entre 0,3 y 0,8 m del suelo. Mechinal o hueco es un agujero cuadrado, pequeña habitación o cuarto muy reducido. Se entiende por acceso libre y fácil a la posibilidad de llegar a la CGP sin necesidad de traspasar ningún tipo de local o zona de acceso a recintos privados. caso práctico inicial La acometida es aérea, entonces se situará sobre la fachada a una altura de entre 3 y 4 m. Tabla 7.2. Distancias respecto al suelo de la CGP para un conjunto de clientes. Si se coloca en un hueco o mechinal, las medidas que debe tener para alojar la CGP se muestran en la tabla 7.3 en función del tipo de esquema de conexión y del número de CGP a incluir en el hueco. a Tipo y número de CGP ALTO (m) ANCHO (m) FONDO (m) PUERTA (Nº de hojas) Alto x Ancho (m) 1 CGP esquemas 1-7-9 1,00 0,50 0,30 1 de 1 × 0,50 1 CGP esquemas 10-14 1,00 0,75 0,30 1 de 1 × 0,75 1 CGP esquemas 11-12 1,00 1,00 0,30 2 de 1 × 0,50 2 CGP esquemas 1-7-9 1,00 1,00 0,30 2 de 1 × 0,50 2 CGP esquemas 10-14 1,00 1,50 0,30 2 de 1 × 0,7 Nicho en pared Cortocircuitos fusibles LGA CGP (IP43 o IK08) precintable Tabla 7.3. Tamaño del mechinal para CGP. (Cortesía de Unión Fenosa). No se alojarán más de dos cajas generales de protección en el interior del mismo nicho, disponiéndose una caja por cada línea general de alimentación. La puerta exterior del hueco o nicho será preferiblemente metálica, de grado de protección IK 10 y protegida contra la corrosión, y deberá disponer de cerradura o candado normalizado por la empresa suministradora. La parte inferior de la misma se encontrará como mínimo a 30 cm del suelo. > 0,3 m Acometida subterránea IK 10 a Figura 7.2. CGP en hueco o mechinal. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 7 208 2.2. Esquemas CGP La representación de la CGP consiste en una serie de esquemas normalizados que establece cómo se realizan las conexiones y por dónde se situarán la entrada (acometida) y la salida (LGA). Los más comunes son los que se muestran en la figura 7.3, siendo el CGP-1 para suministro monofásico y el resto para suministro trifásico. a Figura 7.4. Esquema CGP-7 BUC. (Cortesía de Cahors). El CGP-7 se utiliza cuando la CGP está ubicada sobre fachada con acometida aérea, la entrada y la salida se conectarán por debajo de la caja. El CGP-10 se utiliza cuando la CGP está empotrada en obra con acometida subterránea, la entrada de la acometida es por debajo y la LGA es por arriba. Si la acometida continua subterránea a otra CGP, esta salida se realiza por debajo. El CGP 11 es similar al CGP-10 pero cuando hay dos LGA, por ejemplo, si se trata de un esquema 11, solo se podrá incluir una CGP dentro del mechinal o hueco. Todos estos esquemas son los más comunes, sin embargo, existen otros, por ejemplo, el CGP-9, que tiene la entrada por debajo y la salida de LGA por arriba. CGP-1 CGP-7 CGP-7 BUC Figura 7.5. Esquema CGP-10 BUC. (Cortesía de Cahors). a CGP-10 BUC a CGP-11 BUC Figura 7.3. Esquemas normalizados más comunes en la CGP. En la tabla 7.4 se muestra la elección de la intensidad máxima admisible de base de la CGP en función de la potencia prevista del edificio o vivienda, según lo indicado en ITC-BT-10 (unidad anterior) y con un factor de potencia de 0,9. El cálculo del fusible a colocar se vio en la unidad anterior y deberá ser inferior a la intensidad máxima admisible de la base de la CGP. Si la potencia es superior habrá que instalar varias CGP. saber más Las bases BUC en la CGP indican que se trata de bases unipolares cerradas con dispositivo extintor de arco. a Intensidad nominal CGP (A) Potencia máxima admisible (kW) 100 62 160 99 250 155 400 249 Tabla 7.4. Intensidad máxima de la base de la CGP. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Instalaciones de enlace. Montaje y mantenimiento 209 2.3. Selección de la CGP Una vez conocidos todos los datos: acometida aérea o subterránea, si hay espacio en la fachada, si hay transformador, la previsión de cargas del edificio, el calibre del fusible y la sección de la LGA, habrá que elegir una CGP que se ajuste a las necesidades. Así pues, se muestran en la tabla 7.5 las más utilizadas, aunque no las únicas. Se incluye la designación que identifica la CGP (ver tabla 7.6), el número de bases que se incluyen en la CGP (1 es monofásico y 3 es trifásico), el tamaño de los fusibles a colocar (los de tipo 22 x 58 son cilíndricos y los de tipo 0 y 1 de cuchilla), la intensidad máxima de la base (ver tabla 7.4), y su utilización (si se dice que es para exterior, se está indicando que sirve para montaje en superficie; sin embargo, si se dice que es para interior, se está diciendo que la CGP se instalará en un lugar que esté protegida en su totalidad contra las inclemencias climáticas). CORTACIRCUITOS FUSIBLES DESIGNACIÓN Bases DE LA CGP a UTILIZACIÓN Número Tamaño I máx. (A) CGP-1-100/BUC 1 00 (BUC) 100 Ext. CGP-7-100/BUC 3 00 (BUC) 100 Ext. CGP-7-160/BUC 3 00 (BUC) 160 Ext. CGP-7-250/BUC 3 1 (BUC) 250 Ext.o Int. CGP-7-400/BUC 3 1 (BUC) 400 Ext.o Int. CGP-9-250/BUC 3 1 (BUC) 250 Int. CGP-9-400/BUC 3 2 (BUC) 400 Int. CGP-10-250/BUC 3 1 (BUC) 250 Int. CGP-11-250/250/BUC 3/3 1 (BUC) 250 Int. Tabla 7.5. Selección de las CGP más utilizados. Significado de las siglas Designación CGP CGP-(1)-(2)/ BUC Caja General CGP-(1)-(2)/(3)/ de Protección BUC a Fusibles Algunos ejemplos de designación de CGP son: CGP-10-250/BUC: caja general de protección equipada con un juego de bases unipolares cerradas con fusibles de máxima intensidad de 250 A y de tamaño 1. Utiliza un esquema eléctrico 10. CGP-11-250/250/BUC: caja general de protección equipada con un juego de bases unipolares cerradas con fusibles de máxima intensidad de 250 A y de tamaño 1. Cuenta con un segundo juego de 250 A y utiliza un esquema eléctrico 11. CGP-10-250/BUC, NI 76.50.1: se ha incluido la referencia de la normativa de Iberdrola. caso práctico inicial La potencia prevista de la instalación es de 38,15 kW, según la tabla 7.4 se puede utilizar CGP con intensidad de base de 100A. Intensidad máxima del fusible Además, como el suministro es trifásico, se instalará en el exterior (montaje superficial). Por otro lado, según la compañía distribuidora, las bases de los fusibles deben ser tipo BUC. Intensidad máxima Intensidad máxidel fusible en el pri- ma del fusible en el mer circuito segundo circuito Escojo, por tanto, una CGP con la siguiente designación: CGP-7-100/BUC (1) Esquema Eléctrico saber más (2) (3) Tabla 7.6. Resumen de las designaciones de las CGP 2.4. La Caja de Protección y Medida (CPM) Se utiliza la CPM en el caso de tener que suministrar solamente a un usuario, independientemente de su potencia, o a dos usuarios, ambos de medida directa desde un mismo punto. En estos casos, los fusibles de protección y los equipos de medida se ubicarán en el interior de la misma envolvente (en la CPM). © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 7 210 recuerda Las CPM serán accesibles para su manipulación y mantenimiento por su parte frontal y, además, serán precintables. Los armarios o módulos utilizados como CPM tendrán un grado de protección IP43, IK10. En las CPM de tipo modular el IK puede ser obtenido mediante la protección adicional de la puerta de acceso. Dependiendo del tipo de envolvente seleccionada (modular o armario) y siempre en el límite de propiedad pública y privada, la ubicación de estos conjuntos (CPM) se realizará en el interior de mechinales, sobre zócalos o empotrado en muros de fachada o cerramiento. Serán instaladas de modo que el borde inferior de los CPM se encuentre a una altura del suelo de 0,7 m, como mínimo, y su cuadrante de lectura a 1,8 m, como máximo. Cuando la CPM sea alimentada por acometida aérea, se instalará un tubo en montaje superficial, como protección para los tramos de acometida aérea por debajo de los 2,5 m. También se puede realizar empotrando bajo tubo hasta la CPM. Designación Significado de las siglas 1. Solo es apta para un contador monofásico. (1) saber más 3. Apta para dos contadores monofásicos. trifásico monofásico Los fusibles de protección de la DI, incluidos en la CPM o en la centralización de contadores, suelen ser determinados por la empresa suministradora y tienen una tamaño de 22×58. En la siguiente tabla se muestran algunos valores de referencia en función de la potencia. a 2. Apta para un contador monofásico o trifásico. Potencia Fusible 3 kW 63 A 5 kW 63 A 8 kW 63 A 11 kW 100 A 13,9 kW 100 A Potencia Fusible 6,6 kW 63 A 9,9 kW 63 A 13,2 kW 63 A 16,5 kW 80 A 19,8 kW 80 A (2) CPM (1) - (2) (3) (4) (3) (4) D. Equipada para un contador multitarifa (CE). E. Equipada con contador-registrador (CG). 2. Equipada con contador monofásico. 4. Equipada con contador trifásico. M. Equipo destinado a ser instalado en un empotramiento en pared. I. Equipo destinado a fijación a nivel de suelo sobre zócalo. BP. Equipada con bloque de pruebas para medida directa. a Tabla 7.7. Resumen de las designaciones de la CPM. (Cortesía de Iberdrola). Ejemplos de designación de CPM: • CPM 1 – D2-M: caja general de protección y medida equipada con contador registrador monofásico para ser instalado empotrado en la pared. • CPM 3 – D2/2 M: caja general de protección y medida equipada con 2 contadores monofásicos multitarifa para instalación empotrada. Las cajas normalizadas para suministros trifásicos (hasta 63 A) son: CPM1-D2-M, CPM1-D2-I, CPM3-D2/2-M y CPM3-D2/2-M. En ellas se puede distinguir entre 1 o 2 contadores, con instalación empotable o a intemperie. Las cajas normalizadas para suministros trifásicos (hasta 15 kW CE y 43,5 kW CG en medida directa) son: CPM2-D/E4-M, CPM2-D/E4-I, CPM2-D/E4-MBP y CMP2-D/E4-IBP. Para suministros de intensidades desde 63 A hasta 300 A, se realiza la medida indirecta mediante un transformador de intensidad, cambiando la designación a CMT. Del mismo modo, la designación mostrada se basa en la normativa de Iberdrola por lo que para otras empresas suministradoras habrá que consultar sus normas particulares. Tabla 7.8. ACTIVIDADES 2. Buscar información para representar los esquemas CGP-8 y CGP-9 que no se muestran en la figura 7.3. 3. Adecuar la tabla 7.3 para la compañía distribuidora de tu zona, por ejemplo, Iberdrola. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Instalaciones de enlace. Montaje y mantenimiento 211 EJEMPLO Se desea realizar la selección de una CGP para una pequeña finca de pisos con las siguientes características: potencia prevista de 45 kW, fusible de 80 A con acometida aérea. recuerda La tendencia actual es utilizar todo bases BUC en las CGP. Consultando la tabla 7.4, se obtiene que la intensidad máxima de la base debe ser 100 A, a continuación se observa la tabla 7.5 y se deduce que se puede utilizar una CGP-7, es decir, un esquema 7. En función de los datos se consultan las hojas de características de los distribuidores para que se adapten a los requisitos. En la figura 7.6 se muestran los datos de la CGP elegida donde se muestra: tamaño, esquema eléctrico, características constructivas, normas a las cuales se adecua y principales aplicaciones. El modelo que se muestra es adecuado a la normativa de Iberdrola. a Figura 7.6. En la siguiente tabla se muestran los principales datos que habría que incluir en la memoria técnica de diseño. Emplazamiento En Fachada Acometida Subterránea Montaje Superficial Esquema normalizado Esquema 7 a Aérea X Nicho en pared X Intensidad nominal CGP 100 A Intensidad de los fusibles 80 A Tabla 7.9. Podrá instalarse sobre pared o en el interior de un hueco en la pared (en ambos casos será propiedad del cliente). En el caso de situarse a una altura comprendida entre 3 y 4 m (es preferible lo más baja posible), si la altura es inferior, la CGP se alojara en el interior de un hueco cerrado con puerta. Las dimensiones del hueco serán: 130×50×30 (alto × ancho × fondo) y la puerta será de 90×50 (alto × ancho). Se muestran ligeros cambios respecto a la tabla 7.3 porque los valores mostrados corresponden a la normativa de Iberdrola. saber más Los fusibles que habrá que incluir en la CGP serán de calibre 80 A de tipo cuchilla NH y tamaño 00. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 7 212 3. Canalización, canaladura y caja de registro 3.1. Introducción y designación de tubos En el REBT ITC-BT 21 se clasifican los tubos según su naturaleza como: metálicos, no metálicos y tubos compuestos. A su vez, se establece otra clasificación: sistemas de tubos rígidos (UNE-EN 50.086-2-1), sistemas de tubos curvables (UNE-EN 50.086-2-2), sistemas de tubos flexibles (UNE-EN 50.086-2-3) y sistemas de tubos enterrados (UNE-EN 50.086-2-4). De cada tipo puede decirse lo siguiente: Figura 7.7. Tubo reforzado de doble capa (2321). (Cortesía de Aiscan). a Figura 7.8. Tubo para canalizaciones enterradas tipo ligero. (Cortesía de Aiscan). a • Los tubos rígidos son aquellos que requieren de técnicas especiales para su curvado (tubos metálicos o de PVC), aunque para instalaciones superficiales y cambios de dirección se puedan complementar con accesorios específicos (curvas, derivaciones en T, etc.). Este tipo no se utiliza en sistemas empotrados. • Los tubos curvables son aquellos que pueden curvarse manualmente y no están pensados para trabajar continuamente en movimiento. Este tipo se suele utilizar empotrado o enterrado, es el utilizado principalmente en el interior de una vivienda. • Los tubos flexibles están diseñados para soportar, a lo largo de su vida útil, un número elevado de operaciones de flexión, por ejemplo, es el caso de instalaciones con partes móviles como máquinas. Este tipo es el utilizado en ámbito industrial para comunicar el cuadro eléctrico con los distintos actuadores y/o motores. La norma UNE-EN 61386-1 establece un código que identifica las características mecánicas de los tubos (no enterrados). En el caso de canalizaciones empotradas se utiliza el código 2221, y para sistemas embebidos en hormigón los códigos 2321/3321/3322. Este tipo de tubos se clasifican como no propagadores de llama. Para canalizaciones enterradas (basadas en la norma UNE-EN 50086-2-4), se utiliza la designación para indicar una resistencia a impacto ligero con resistencia a la compresión de 250 N, o bien un uso normal con resistencia a la compresión de 450 y 750 N. Según el tipo de recubrimiento, se establece la resistencia de compresión mínima del tubo a utilizar: tubo en recubrimiento de arena (suelo ligero, con resistencia a la compresión mínima de 450 N), tubo en recubrimiento de hormigón (resistencia a la compresión mínima de 250 N) y tubo sin recubrimiento en terreno pedregoso (pesado con resistencia a la compresión mínima de 750 N). Este tipo de tubos no tienen que cumplir ninguna condición especial respecto a la resistencia a la propagación de la llama. saber más Se considera suelo ligero al suelo uniforme que no es pedregoso y soporta cargas superiores ligeras, por ejemplo, parques, jardines, aceras, etc. Se considera suelo pesado cuando el suelo es pedregoso y duro, y soporta cargas superiores pesadas, por ejemplo, calzadas, vías férreas, etc. Hay que tener en cuenta que cuando se coloca arena de relleno como recubrimiento de un tubo instalado en terreno pedregoso, este pasa a considerarse como instalación de tubo con recubrimiento de arena, es decir, que se requiere una resistencia a la compresión mínima de 450 N. Cuando la LGA o la DI se van a instalar en tubos enterrados, se tendrá en cuenta que la profundidad mínima será de 0,45 m respecto al pavimento o nivel del terreno (en el caso de tubos situados bajo aceras), y de 0,60 m en el resto de casos, además se recomienda un recubrimiento mínimo inferior de 0,03 m y un recubrimiento mínimo superior de 0,06 m (siempre según zanja propuesta por la compañía distribuidora). © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Instalaciones de enlace. Montaje y mantenimiento 213 3.2. Canalización en la Línea General de Alimentación (LGA) El trazado de la LGA se realizará por zonas de uso común lo más corto y rectilíneo posible. Cuando la instalación se realice en el interior de tubos, el diámetro se escogerá en función de lo indicado en la tabla 7.11 en función del cálculo de la sección de la LGA realizado (unidad anterior). También se incluye en la tabla 7.11 la sección mínima a utilizar para el neutro. La canalización deberá permitir una ampliación de sección de los conductores de un 100%. Si se realizara en el interior de tubos enterrados, se remitirá a la ITC-BT-07, y cuando se realice con tubo rígido las uniones serán roscadas o embutidas. En el caso de una LGA vertical (por conducto de fábrica), deberá ser registrable y precintable con cortafuegos cada 3 plantas (RF 120 CPI 96, con dimensiones mínimas de 30 x 30 cm), además, alojará, únicamente, la LGA, por ejemplo, en sistemas con contadores descentralizados. caso práctico inicial Tras los cálculos se obtienen las siguientes secciones: Ib = 61,25 A In (fusible) = 63 A Cable designación ES07Z1 para LGA y DI. SLGA=25 mm2 para fase y 16 mm2 para neutro. SDI - VIVIENDA PLANTA BAJA = 10 mm2 SDI - VIVIENDAPLANTA 1 = 10 mm2 SDI - VIVIENDAPLANTA 2 = 16 mm2 3.3. Canalización en la Derivación individual (DI) Las canalizaciones utilizadas para la DI de un edificio discurrirán por lugares de uso común o, en caso contrario, quedarán determinadas sus servidumbres correspondientes. Cada DI se realizará con un tubo independiente para cada usuario con diámetro exterior mínimo de 32 mm, dejando un tubo de reserva para cada 10 derivaciones. Si el trazado lo permite, se podrán agrupar las derivaciones en el interior de un canal protector mediante cable con cubierta para asegurar la separación entre derivaciones. En el caso de locales no definidos (se desconoce su distribución), se reservará una derivación por cada 50 m2. El tamaño de la canalización elegida deberá permitir una ampliación en un 100%. Se podría utilizar tubo de designación 2221 para instalaciones empotradas en obra. Los diámetros a utilizar serán de: LGA: 110 mm. DI: 32 mm para la planta baja y primera, y 40 mm para la segunda planta, aunque para simplificar se puede utilizar todo tubo de 40 m. Cuando discurran verticalmente, se alojarán en el interior de canaladura o conducto de obra, con protección al fuego RF120, sin curvas y convenientemente cerrado. Para evitar la propagación de llamas y caída de objetos, se dispondrá cada 3 plantas de elementos cortafuegos y tapas de registro precintables. Trifásico Monofásico ∅ Sección (mm2) ES07Z1 RZ1-K ES07Z1 RZ1-K 6 32 32 32 40 RZ1-K Secciones (mm2) SEGÚN REBT Fase Ø exterior Neutro tubo (mm) 40 10 (Cu) 10 75 10 75 10 32 40 32 40 50 16 (Cu) 16 40 40 40 50 50 16 (Al) 16 75 25 50 50 50 50 63 25 16 110 35 63 63 50 63 63 35 16 110 6 32 40 32 50 50 50 25 125 10 40 50 40 50 63 70 35 140 16 50 63 50 63 63 95 50 140 25 63 63 63 63 75 120 70 160 150 70 160 35 63 75 63 63 90 185 95 180 Enterrado 240 120 200 Tipo de montaje Superficie Empotrado Tabla 7.11. Diámetro de canalizaciones para LGA. a a Tabla 7.10. Diámetro de canalizaciones para DI en función del tipo de cable. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 7 214 30 cm 3.4. Canaladura para Derivación Individual (DI) Cortafuego Las canaladuras o conductos de obra de fábrica podrán ir empotrados o adosados en el hueco de la escalera o zonas de uso común. Sus dimensiones mínimas se ajustarán a lo indicado en la tabla 7.12 (según ITC-BT-15), dependiendo del número de derivaciones y si se agrupan en 1 ó 2 filas. Para más derivaciones individuales de las indicadas en la tabla 7.12, se dispondrá de varios de conductos o canaladuras necesarios. 30 cm Base para soporte de tubos Número de derivaciones 30 cm Tapa de registro 5 cm Figura 7.9. Medidas para la canaladura de la DI. a a Anchura (m) Profundidad 1 fila P = 0,15 m Profundidad 2 filas P = 0,30 m Hasta 12 0,65 0,50 De 13 a 24 1,25 0,65 De 25 a 36 1,85 0,95 De 36 a 48 2,45 1,35 Tabla 7.12. Dimensiones mínimas para la canaladura. 3.5. La caja de registro Con objeto de facilitar la instalación, cada 15 m se podrán colocar cajas de registro precintables comunes a todos los tubos de derivación individual. En ellas no se realizarán empalmes en los cables y serán de material aislante, no propagadoras de la llama y con grado de inflamabilidad V-1, según UNE-EN 60695-11-10. La altura mínima de las tapas registro será de 0,3 m y su anchura igual a la de la canaladura. Su parte superior quedará instalada, como mínimo, a 0,2 m del techo. recuerda EJEMPLO En el EJEMPLO, para el cálculo de la sección se tendrá en cuenta que el cable utilizado es de tipo RZ1-K. Además, por ser en canalización enterrada, se tomará una conductividad de 44 m/Ω · mm2 y una caída de tensión del 1,5% (3,45 V) por no existir LGA y con suministro monofásico (230V). Por tanto la sección queda: S= 2·P·L C·e·U = 6,87 mm2 Se escoge 10 mm2 cuya intensidad máxima es 68 A, que es superiror a la intensidad del circuito: Ib = P U · cos ϕ = 43,48 A Para una vivienda unifamiliar con una previsión de potencia de 10 kW, se pide dimensionar la canalización de enlace. Se ha dispuesto una CPM con instalación empotrada en la fachada de un muro que da al exterior, después se recorre un jardín hasta la entrada de la vivienda, con un total de 12 m de tubo que se realizará enterrado hasta la CGMP. Se pide el tamaño de las canalizaciones de acuerdo con la sección de los conductores, y la designación de la CPM: • Suministro monofásico con canalización enterrada, se utiliza una sección de 10 mm2 para fase y neutro. Se designa como RZ1-K (AS). • Para instalación enterrada en jardín sin recubrimiento, designación tipo L (ligera) con resistencia a la compresión de 450 N y resistencia al impacto normal. • El diámetro exterior mínimo de la canalización que va de la CPM hasta la CGMP será de 50 mm (tabla 7.10). • Designación para la caja de protección y medida de: CPM1-D2-M (tabla 7.7). © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Instalaciones de enlace. Montaje y mantenimiento 215 3.6. Ejemplo de cómo completar una MTD: CGP, LGA, CC y DI recuerda Un edificio de viviendas se alimenta a través de una acometida subterránea de 230/400 V. Las características de los servicios comunes son: Para la LGA y para cada una de las DI, suelen aparecer unas tablas en varios apartados para definir las características de la instalación de enlace en la MTD. • Distancia de 10 m entre el CGMP y la centralización de contadores. • Ascensor de 5 kW alimentado con una línea trifásica de 25 m con canalización en montaje superficial con conductores RZ1-K de 4 mm2. • Alumbrado con potencia total de 800 W cuyo punto más alejado se encuentra a 50 m con canalización empotrada con conductores ES07Z1-K de 1,5 mm2. • Grupo de presión de 2 kW alimentado con una línea trifásica de 15 m con canalización en montaje superficial con conductores RZ1-K de 4 mm2. • La distribución por plantas es: 2 locales de 150 m2 en la planta baja (distancia a la CC de 10 m), 3 viviendas en la primera planta de 100 m2 (distancia a la CC de 15 m y 7 200W) y 2 áticos 160 m2 (distancia a la CC de 20 m y 9 200 W). • La LGA se realiza con canalización en montaje superficial con una longitud de 30 m. La DI se instalarán bajo tubo en hueco de obra. CGP en MTD Caja General de Protección Emplazamiento Empotrada Acometida Subterránea Montaje Superficial X Aérea Nicho en pared Esquema Esquema 10 160 A Intensidad de los fusibles 125 A LGA en MTD Línea General de Alimentación Cables 3x70 mm2 +35 mm2 Cu RZ1-K Montaje Montaje Dimensiones 140 mm Intensidad IG maniobra 160 A Superficial CC en MTD CPM Contador CC en local X CC en armario DI en MTD Derivación individual Montaje a X Intensidad nominal CGP Canaladura 0,65x0,15 m DI Potencia Cables Diámetro tubo Viviendas planta 1 7 200 W 3x10 mm2 Cu (F+N+TT) ES07Z1-K 32 mm Áticos 9 200 W 3x16 mm Cu (F+N+TT) ES07Z1-K 40 mm Locales 15 000 W 4x16 mm Cu (3F+N+TT) ES07Z1-K 32 mm Servicios comunes 9 800 W 4x16 mm Cu (3F+N+TT) ES07Z1-K 32 mm 2 2 2 Tabla 7.13. Datos a incluir en la MTD para instalación de enlace. ACTIVIDADES 4. Realizar una búsqueda de fabricantes o distribuidores que dispongan de canalizaciones, verificar que se utilizan los códigos indicados. 5. Tomando como base la tabla 7.13, completarla con los datos de tu residencia habitual. Recuerda que si alguna casilla no es necesaria, puede dejarse en blanco. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 7 216 4. Centralización de contadores, conexionado y tarificación eléctrica 4.1. Generalidades Los contadores se ubicarán en módulos, paneles o armarios; además, su colocación deberá permitir de forma directa la lectura de todos los dispositivos de medida instalados en la centralización. Las partes transparentes deberán ser resistentes a los rayos ultravioletas en instalaciones exteriores. Las dimensiones deberán ser adecuadas para el tipo y número de contadores, así como del resto de dispositivos necesarios para la facturación de la energía. a Figura 7.10. Esquema de conexión de una CPM en monofásico. Cada derivación individual llevará en su origen una protección compuesta por fusibles para cada fase, los cuales irán instalados antes del contador y estarán precintados por la empresa distribuidora. La conexión de los cables debe permitir una sección mínima de 6 mm2. Además de los cables, se deberá disponer del cableado necesario para incluir circuitos de mando y control para satisfacer las disposiciones tarifarias vigentes (aislamiento de color rojo y sección de 1,5 mm2). 4.2. Instalación individual de contadores Utilizado en instalaciones para 1 ó 2 usuarios, siempre que se alimenten desde el mismo lugar, alojándose los equipos de medida en la Caja de Protección y Medida (CPM). Para suministros industriales o comerciales, dada la complejidad y diversidad, la solución a adoptar tendrá en cuenta los requisitos particulares de la empresa suministradora. En cada CPM se incluirán los fusibles generales de protección, conectados tal y como se muestra en la figura 7.10 para suministro monofásico y en la figura 7.11 para suministro trifásico en medida directa. Para medidas indirectas se incluye un transformador para medida de intensidad en cada fase y conectores para la conexión y medida de tensión (figura 7.12). a Figura 7.11. Esquema de conexión de una CMP en trifásico en medida directa. 4.3. Instalación de la centralización de contadores Ubicación de la centralización La centralización de contadores se utiliza en: edificios destinados a viviendas y locales comerciales, edificios comerciales o edificios destinados a una concentración de industrias. La concentración se podrá realizar en un armario o local adecuado, allí se colocarán los contadores y demás dispositivos para la medida de la energía eléctrica de cada uno de los usuarios y de los servicios generales del edificio. Se podrán ubicar en uno o varios lugares del edificio donde habrá de preverse un armario o local adecuado para tal fin. a Figura 7.12. Esquema de conexión de una CMP en trifásico en medida indirecta. La concentración se debe realizar en la planta baja, entresuelo o primer sótano, pero cuando el edificio tenga más de 12 plantas, se podrá realizar la concentración en plantas intermedias (por cada 6 o más plantas). Se podrán disponer de concentraciones por plantas cuando el número de contadores en cada una de las concentraciones sea superior a 16. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Instalaciones de enlace. Montaje y mantenimiento 217 Concentración en local El local se utilizará solo para ubicar la centralización de contadores, aunque se permite alojar el cuadro general de mando y protección de los servicios comunes del edifico. 3 3 PUERTA Figura 7.13. Medidas de alturas máxima y mínima en centralización de contadores. a 1. UF bones de salida 2. UF de medida 3. UF embarrado general y fusible de seguridad B 0,7 x 2 m 1 2 C A 1 2 0,30 m Las paredes tendrán una resistencia no inferior a la del tabicón de medio pie de ladrillo hueco, y las dimensiones mínimas del local serán 2,3 m de alto y 1,5 m de ancho. Se debe dejar una distancia de 1,1 m libre desde la pared hasta el obstáculo que tenga enfrente. La distancia entre los laterales de la concentración hasta las paredes será de 20 cm. La puerta de acceso se abrirá hacia el exterior con unas dimensiones de 0,7 × 2 m, y estará equipada con cerradura normalizada por la empresa distribuidora. 1,80 m La centralización se situará en la planta baja, entresuelo o primer sótano, salvo cuando existan concentraciones por plantas, en este caso se ubicará lo más próximo posible a la entrada del edificio. Será de fácil acceso y nunca podrá coincidir con otros servicios (caldera, contadores de agua, gas, telecomunicaciones, ascensores, almacén, cuarto trastero, etc.). Además, no servirá de paso ni acceso a otros locales, y dispondrá de ventilación e iluminación suficientes. D D F E D E E E Medidas mínimas: A: 2,30 m; B: 0,25 m; C: 1,80 m; D: 1,10 m; E: 0,40 m; F: 0,80 m a Figura 7.14. Medidas de centralización de contadores en local. Dentro del local, e inmediato a la entrada, se instalará un equipo autónomo de alumbrado de emergencia con las siguientes características: autonomía no inferior a 1 h y un nivel mínimo de iluminación de 5 lux. En el exterior del local, y lo más próximo a la entrada, deberá existir un extintor móvil. Concentración en armario Si el número de contadores en la centralización es igual o inferior a 16, se podrá ubicar en un local o armario destinado únicamente para este fin. Estará situado en la planta baja, entresuelo o primer sótano del edificio, salvo cuando existan concentraciones por plantas. Estará empotrado o adosado sobre un paramento de la zona común. Se debe permitir la instalación o lectura de los contadores y demás dispositivos, desde la parte más saliente del armario hasta la pared opuesta, respetándose un pasillo mínimo de 1,5 m. Los armarios tendrán una característica mínima para llamas de PF30 y las puertas de cierre dispondrán de cerradura normalizada por la empresa suministradora. También dispondrán de ventilación e iluminación suficientes, además de contar con un extintor móvil. Por otro lado, se colocará una base de enchufe de 16 A para servicios de mantenimiento. Figura 7.15. Equipo modular de centralización de contadores para 3 suministros monofásicos (P > 14 kW). (Cortesía de Cahors). a © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 7 218 Concentración de contadores modulares Se permite la utilización de equipos modulares que incluyen las unidades funcionales de: embarrado general y fusibles de seguridad, medida, y embarrado de protección y salida. Se debe adecuar a las condiciones de la empresa distribuidora y su elección dependerá del suministro. Previsión de huecos y módulos en una centralización Un método práctico para prever el número de huecos es el siguiente: • 1 hueco por suministro tanto para viviendas como para oficinas o locales definidos, con un hueco de reserva por cada 10 suministros. Será trifásico o monofásico, aunque para viviendas suele ser monofásico. • En instalaciones de oficinas o locales sin definir, se dejará previsto hueco para albergar 1 contador trifásico por cada 50 m2 de superficie o fracción. • 1 hueco para servicios comunes y garaje. Podrán ser monofásicos, pero si la potencia es superior a 15 kW, será trifásico. • 2 huecos para contadores de servicios de telecomunicaciones (opcional, obligatorio en instalaciones que deban cumplir el Reglamento de Infraestructuras Comunes de Telecomunicación El número de módulos vendrá determinado por las características que marcan las de las empresas suministradoras, teniendo en cuenta que el número máximo por columnas es de: 15 para contadores monofásicos y 6 para contadores trifásicos. En instalaciones previas y para suministros trifásicos, se exigía un modulo o 3 huecos para el uso de: contador de activa, reactiva y reloj horario, con los actuales contadores electrónicos ya son capaces de registrar ambas potencias y realizar el cambio horario, por lo que el espacio necesario se reduce. 4.4. Conexionado de contadores Los esquemas de conexionado de contadores más comunes se muestran a continuación para suministro monofásico y trifásico, con medida directa y sin discriminación. Figura 7.18. Reloj conmutador. Abonado R S T N Trifásico a a Figura 7.19. Contador electrome- cánico. Abonado a L N Monofásico Figura 7.16. Conexionado de contadores. Para incluir la discriminación horaria, se incluyen los relojes conmutadores horarios cuya finalidad es enviar las órdenes necesarias para ejecutar los cambios de tarifa a las horas establecidas y, en algunos casos, marcar el período de 15 minutos de integración del maxímetro. En la figura 7.17 se muestra el esquema de conexionado para el cambio de tarifa en el contador, y cómo se utilizaría el cable de 1,5 mm2 para el control del suministro según la tarifa desde el Cuadro General de Mando y Protección (CGMP) situado en el interior de la vivienda. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Instalaciones de enlace. Montaje y mantenimiento 219 Queda: saber más Contactor Abonado M L N a ICP-V ICP-P Figura 7.17. Conexionado de contador con interruptor horario externo. Actualmente, los contadores electrónicos permiten la medida y el cambio horario sin necesidad de instalar un reloj conmutador exterior. Además, suelen ser menos voluminosos que los electromecánicos e incluyen un display frontal para la visualización del consumo acumulado. También pueden incluir un pulsador que permita ver de forma secuencial otros parámetros tales como: tensión, intensidad, frecuencia, energía consumida, etc. Suelen incorporar un puerto de comunicaciones que permite modificar su configuración o realizar lecturas a distancia. El esquema de conexionado para medidas indirectas se muestra en la figura 7.20. Al ser el objetivo aumentar la corriente que puede soportar el contador, se realizará la medida indirecta de intensidad mediante un toroide. Además, se dispondrá de bornes de conexión que permiten realizar ciertos puentes para la sustitución del contador. En la Figura 7.21 se muestra el conexionado del cableado de control para discriminación horaria en una centralización de contadores para un suministro de 11 viviendas con discriminación horaria. Se puede observar que en el embarrado se realiza una distribución lo más equilibrada posible de las fases. Aún existen instalados contadores electromecánicos con bobinas de tensión y de intensidad, pero en la actualidad ya no se instalan ni se fabrican. Según Orden Ministerial ITC/3860/2007, en Disposición adicional primera sobre Plan de sustitución de equipos de medida estipula: Todos los contadores de medida en suministros de energía eléctrica con una potencia contratada de hasta 15 kW, deberán ser sustituidos por nuevos equipos que permitan la discriminación horaria y la telegestión antes del 31 de diciembre de 2018. caso práctico inicial La centralización, al ser para menos de 16 contadores, se podrá alojar en un armario utilizando equipos modulares que permitan integrar 4 contadores, por ejemplo, con código Iberdrola 4271004. 1 2 3 4 5 6 7 8 91011 1 2 3 4 5 6 7 8 91011 Derivaciones individuales. Cable de control hacia CGMP IH-DT R S N R S T T N a Figura 7.20. Conexionado para medida indirecta trifásica. a M 1 Wh 5 Wh 2 Wh 6 Wh 9 Wh 3 Wh 7 Wh 10 Wh 4 Wh 8 Wh 11 Wh Señal cambio de tarifa Interruptor horario 1234 5678 9 1011 Figura 7.21. Conexionado para centralización de contadores. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 7 220 En sistemas trifásicos, se pueden encontrar instalados también: KW minutos • Máximetro. Sirve para que el cliente determine la potencia que ha de servir de base para su facturación, se puede instalar de forma independiente o integrado con los contadores de activa y reactiva. Este elemento indica en cada período de tiempo (hace un barrido cada 15 minutos) el valor medio de las potencias instantáneas en dicho período. Figura 7.22. Valor medio de la potencia medido por el maxímetro. • Medidor de potencia reactiva. Suele aparecer en sistemas trifásicos para aplicar la bonificación o penalización. 140 100 84,66 kw 60 20 5 10 15 a Wh Var h a Abonado R S T N Figura 7.23. Conexionado de un contador trifásico de potencia activa y reactiva. 4.5. Contadores electrónicos y telegestión saber más La telegestión es la capacidad de lectura de contadores y cambio de condiciones de contrato sin personarse en el domicilio. El Ministerio de Industria, Turismo y Comercio resolvió (Orden Ministerial ITC/3860/2007) que todos los contadores tradicionales de energía eléctrica debían ser cambiados por un modelo electrónico que permitiera la discriminación horaria y que tuviera capacidad para la telegestión. El Real Decreto 1110/2007 de 24 de agosto por el que se aprueba el reglamento unificado de puntos de medida del sistema eléctrico define las funciones del nuevo equipo de medida (contador). En este punto aparecen las denominadas redes inteligentes, consideradas como una evolución tecnológica del sistema de distribución de energía que combinan las instalaciones tradicionales con modernas tecnologías de monitorización, sistemas de información y telecomunicaciones. En la figura 7.24 se muestran los bloques que forman parte en el sistema de telegestión. Sistemas técnicos y comerciales saber más Las compañías distribuidoras tienen que facilitar el cambio de los contadores, estableciendo plazos de implantación. Sistema central de telegestión Red pública de comunicaciones (GPRS) Por ejemplo, Iberdrola ofrece en la siguiente dirección la consulta del mapa de área de despliegue de la Red Inteligente: Centros de transformación Concentrador https://www.iberdrola.es/03sica/ clientesovc/iberdrola? IDPAG=ESOVD_ZONA_DESPL Comunicaciones PLC Puntos de suministro Contador a Contador Figura 7.24. Arquitectura de la telegestión. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Instalaciones de enlace. Montaje y mantenimiento Con este cambio se busca ofrecer más servicios a los clientes, mejorar la calidad del suministro y la atención de las necesidades en términos de energía eléctrica, gestionándolos de una forma más eficiente. Se observa en dicho esquema que el contador se comunica con el concentrador, situado en el centro de transformación, a través de la red de baja tensión utilizando comunicaciones mediante PLC de alta velocidad y bajo coste que utilizan modulación OFDM (multiplexación por división ortogonal en frecuencia). A partir del concentrador, se establecerá la comunicación con el sistema central de telegestión para el control y la supervisión de los puntos de suministro. Concentrador 221 saber más Para restablecer el suministro, una vez se ha excedido la potencia contratada, hay que seguir los siguientes pasos: 1. Verificar que están todos los interruptores del CGMP levantados (magnetotérmicos y diferencial). De este modo, se asegura que el corte del suministro no es por un contacto directo o indirecto. Red Baja tensión Centro de transformación 1 Contadores a Figura 7.25. Esquema comunicación PLC contadores y concentrador. Los beneficios del nuevo sistema de medida estimados para la compañía distribuidora son: 2. Bajar el interruptor general (habrá que desconectar algún electrodoméstico para que no se vuelva a producir el consumo excesivo). • Control remoto de consumo. Lectura a distancia desde los centros de control, así se ahorra el coste del personal para las lecturas mensuales. La comunicación deberá estar encriptada. • Actualización remota del firmware. No será necesario manipular o realizar cambios en el medidor para incorporar nuevas funciones o cambios de tarifa. Se realizará directamente desde el centro de control, ahorrándose el desplazamiento del técnico. • Mayor número de parámetros a medir. Puede medirse la energía activa y reactiva, la potencia activa y reactiva, la tensión eficaz, etc. • Control de la potencia demandada. Si la potencia demandada excede de la contratada, se cortará el suministro. 2 3. Esperar 3 segundos y volver a subir el interruptor general (entonces el suministro se habrá restablecido). • Gestión de la conexión y/o desconexión del suministro. Se facilitan y agilizan las altas y bajas de los contratos, ahorrándose el enviar un técnico al domicilio a realizar la conexión o desconexión del equipo de medida. 3 segundos • Alarmas antifraude. Los contadores no se pueden manipular manualmente, es necesario un aparato electrónico especial. Los beneficios del nuevo sistema de medida estimados para el abonado son: • Lectura a distancia. Se evitan las estimaciones en las facturas. • Posibilidad de optar entre diferentes tarifas. Habrá un mayor catálogo de ofertas más flexibles y personalizadas. 3 4 • Mayor rapidez en la modificación de tarifas, altas o bajas de contratos. Las compañías aseguran que será inmediata. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 7 222 saber más Se ha desarrollado el estándar open meter a partir de un proyecto europeo para la gestión de contadores. Open Meter es un proyecto liderado por Iberdrola en el que toman parte 19 socios de 7 países europeos (España, Francia, Italia, Alemania, Holanda, Bélgica y Suiza). En él participan compañías eléctricas, fabricantes de contadores, empresas líderes en comunicaciones, centros de investigación y universidades. http://www.openmeter.com/ • Mayor información para el consumidor. Esto puede repercutir en una reducción del consumo, siempre y cuando se trate de consumidores concienciados y con suficientes conocimientos para analizar y actuar ante la información ofrecida. • Opción de compra de los contadores. Se permite la compra o el alquiler del equipo de medida. La retirada del equipo antiguo y la instalación del nuevo contador son gratuitas, correrán a cargo de la empresa distribuidora sin coste para el abonado. El abonado no debe hacer nada, tras una revisión de la centralización de contadores, se notificará al cliente la fecha de sustitución del contador, puesto que se debe realizar un corte del suministro para la sustitución del contador, además puede ser necesaria la retirada del Interruptor de Control de Potencia (ICP). El contador se instalará en el mismo lugar que el anterior y, si es propiedad del cliente, se deberá cambiar si no permitiera discriminación horaria y telegestión, según marca la Orden Ministerial ITC/3860/2007. saber más Es importante distinguir entre distribuidora, comercializadora a mercado libre y de último recurso. La distribuidora gestiona las redes de su zona de actuación para la distribución de la energía eléctrica desde las centrales hasta los puntos de consumo. Será, por tanto, la responsable de la gestión de la red de distribución eléctrica de su zona de actuación, de la calidad de suministro, de los equipos de medida y de la lectura de contadores. La comercializadora a mercado libre tiene la función de suministrar energía eléctrica a los consumidores que estén en el mercado, es decir, a aquellos que han elegido libremente su comercializadora y pactado con ella unas condiciones de contrato. La factura que el cliente paga a su empresa comercializadora incluye la tarifa de acceso por usar las redes eléctricas de la empresa distribuidora, así como el precio por la energía consumida según los términos del mencionado contrato. La Comercializadora de Último Recurso (CUR) tiene la función de suministrar energía eléctrica a los consumidores que estén acogidos a la tarifa de último recurso. La factura que el cliente paga a su empresa CUR incluye la tarifa de acceso por usar las redes eléctricas de la empresa distribuidora, así como el precio por la energía consumida según la tarifa de último recurso establecida por la Administración. 4.6. Tarificación eléctrica Tarifa de último recurso El 1 de julio de 2009 entró en vigor el Suministro de Último Recurso (SUR) y las Tarifas de Último Recurso (TUR) que sustituyeron a las tarifas integrales de energía eléctrica existentes hasta entonces. Las tarifas de último recurso son fijadas por el Gobierno y de aplicación a los consumidores de energía eléctrica en baja tensión con potencia contratada inferior o igual a 10 kW que no elijan contratar una oferta comercial, ya que los consumidores tienen la posibilidad de elegir libremente a su comercializadora. Este suministro es realizado por empresas comercializadoras autorizadas expresamente para ello denominadas comercializadoras de último recurso. Bono social El Real Decreto-Ley 6/2009 crea el bono social para los consumidores más desprotegidos que beneficiará a personas físicas consumidoras de electricidad en su vivienda habitual y acogidas a la TUR que cumplan con una serie de características sociales de consumo y poder adquisitivo. Tendrán derecho al bono social en su residencia habitual los consumidores que cumplan algunos de los siguientes requisitos: • Suministro. Es imprescindible que el solicitante esté acogido, como titular del contrato, a la tarifa de último recurso. El suministro estará destinado a la residencia habitual del solicitante, y será necesario que tenga instalado el correspondiente interruptor de control de potencia (ICP) para limitar la potencia máxima a la contratada. En caso de no tenerlo, debe haberlo solicitado a la empresa distribuidora de su instalación. Por último, el solicitante debe estar al corriente de pago de las facturas del suministro eléctrico. • Potencia. Tener una potencia contratada inferior a 3 kW. • Pensionistas. Las personas con 60 o más años de edad que acrediten ser pensionistas del Sistema de la Seguridad Social por jubilación, incapacidad permanente o viudedad. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Instalaciones de enlace. Montaje y mantenimiento Además, deben percibir las cuantías mínimas vigentes en cada momento para dichas clases de pensión con respecto a los titulares con cónyuge a cargo o a los titulares sin cónyuge que viven en una unidad económica unipersonal. También podrán acogerse los beneficiarios de pensiones del extinguido Seguro Obligatorio de Vejez e Invalidez y de pensiones no contributivas de jubilación e invalidez para mayores de 60 años. • Familias numerosas. • Desempleados. Personas que formen parte de una unidad familiar que tenga todos sus miembros, en edad de trabajar, en situación de desempleo. El cliente está obligado a comunicar cualquier cambio que suponga la pérdida del derecho a percibir el bono social en el plazo de un mes desde que se produjera la pérdida del derecho. La ventaja que se consigue con el bono social es que se congela el precio del kilovatio hora (kWh). 223 saber más Horas punta: horas del día en las que el consumo de energía es máximo. Horas llano: horas del día en las que el consumo es medio. Horas valle: horas del día en las que el consumo de energía es mínimo. 10 11 12 13 14 15 16 8 7 17 6 Invierno 18 19 5 20 4 3 21 2 1 0 23 22 9 8 7 6 5 4 10 11 12 13 14 15 16 17 Verano 18 19 20 3 21 2 1 0 23 22 9 10 h punta 14 h valle Facturación mensual El Real Decreto 1578/2008 de 26 de septiembre aprobado por el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio establece que se facture de forma mensual, aunque la lectura continúe siendo bimestral, por tanto, en los meses en los que no se realice la lectura, la suministradora realizará un cálculo estimado. Más recientemente, el Real Decreto 1718/2012 determina el procedimiento para realizar la lectura y facturación de los suministros de energía en baja tensión con potencia contratada no superior a 15 kW. A partir del 1 de abril de 2013 se cambia de nuevo a la facturación bimestral con lecturas reales de los consumos, aunque puede acordarse con la empresa suministradora (mutuo acuerdo): facturación mensual con lectura bimestral y estimación en meses alterno, cuota fija mensual basada en históricos (añade el término de potencia) o regulación anual basada en lectura real. En el caso de disponer de equipos de medida digitales que permitan telemedida y telegestión, se realizará la facturación mensual con lectura real. También se indica que si el equipo de medida no está accesible, el abonado deberá suministrar la lectura (teléfono o página web). Si en un plazo de 2 meses no se ha comunicado, se procederá a un cálculo del consumo estimado con posterior regulación. El cálculo estimado se realiza de la siguiente forma: a partir del período del año anterior con lectura real, se divide el consumo total bimestral entre los días facturados y se obtiene la media de consumo diario para ese período, a continuación se multiplica dicho consumo medio diario por el número de días. Si no se dispone de histórico de consumo, se podría facturar si se dispone de la lectura aportada por fabricante y si no se facturará el término de potencia. Tarifas El precio del kWh según la TUR vendrá publicado en el BOE cada 3 meses. Para consumos inferiores a la potencia contratada de 10 kW (tabla 7.14), se podrá contratar con o sin discriminación horaria (en 2 ó 3 períodos tarificados); para potencias superiores, se podrá contratar suministro monofásico con o sin discriminación horaria, y suministro trifásico si la potencia es superior a los 10 kW (tabla 7.15). saber más Es posible consultar a su suministradora para ver el precio actual del kWh consumido (término de enegía) y del kW contratado (término de potencia). Por ejemplo, para Iberdrola de último recurso, puede encontrarla en: https://www.iberdrola.es/webibd/ corporativa/iberdrola?IDPAG=ESW EBCLIINSASELEGTAR © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 7 224 Condiciones de aplicación Tarifa 2.0 a Potencia no superior a 10 kW. 2.0DHA Potencia no superior a 10 kW y equipo de medida adecuado para el cambio entre 2 tarifas en horarios distintos (punta y valle). 2.0DHS Potencia no superior a 10 kW y equipo de medida adecuado para el cambio entre 3 tarifas en horarios distintos (punta, llano y valle). Tabla 7.14. Tarifas en BT para potencias inferiores a 10 kW. Condiciones de aplicación Tarifa 2.1 2.1DHA 3.0A a saber más Pueden encontrarse las empresas comercializadoras en el listado de la página web de la Comisión Nacional de Energía (CNE): h t t p : / / w w w. c n e . e s / c n e / contenido.jsp?id_nodo=455 &&&keyword=&auditoria=F Potencia mayor de 10 kW y no superior a 15 kW. Potencia mayor de 10 kW y no superior a 15 kW, con equipo de medida adecuado, para el cambio entre 2 tarifas en horarios distintos (punta y valle). Potencia mayor de 15 kW. Tabla 7.15. Tarifas en BT para potencias superiores a 10 kW. A continuación, se muestran los tramos de penalización por consumo de reactiva, información que se incluirá en la factura. • Para cos ϕ < 0,95 y hasta cos ϕ = 0,90 • Para cos ϕ < 0,90 y hasta cos ϕ = 0,85 • Para cos ϕ < 0,85 y hasta cos ϕ = 0,80 • Para cos ϕ < 0,80 En el mercado libre pueden existir distintas tarifas a las que habrá que añadir otras nuevas cuando se implanten las nuevas redes inteligentes. En este texto se han incluido las actuales o más representativas sin incluir precios, pues están en continúa evolución. Conceptos básicos de la factura saber más En la siguiente dirección web se muestra una calculadora para estimar los consumos y poder deducir qué término de potencia contratar en función de los electrodomésticos: https://www.iberdrola.es/02sica/ clientesovc/iberdrola?IDPAG= ESCALC_ESTI A continuación se detallan los conceptos básicos para comprender la actual factura eléctrica: • Período facturado. Es conveniente saber para qué período se realiza y si se trata de un consumo real o estimado. El consumo a facturar es la resta entre la lectura final e inicial. Con la puesta en marcha de las redes inteligentes, se pretende que desaparezca la lectura estimada, del mismo modo es conveniente comprobar la medida en el contador para no llevarse sorpresas. Actualmente, se puede llamar por teléfono a atención al cliente para actualizar o modificar la lectura (medida dada por el abonado). A partir del 1 de abril de 2013 la facturación es bimestral siempre que no se acuerde lo contrario con la suministradora y hasta que se instalen los equipos de medida con capacidad de telegestión y telemedida. • Término de potencia. Corresponde a la potencia contratada en la instalación y vendrá dado en kW (kilovatio). Se requerirá la instalación de ICP para potencias inferiores a 15 kW, y de un maxímetro para potencias superiores o suministros no interrumpibles. Si se dispone de ICP, cuando el consumo supera la intensidad determinada por la potencia contratada, se corta el suministro, teniendo que ser restablecido. En los contadores que permiten la telegestión aparece esta función integrada. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Instalaciones de enlace. Montaje y mantenimiento Si se instala el maxímetro, este servirá para establecer el valor del término de potencia en la facturación, cuantificándose del siguiente modo: si la potencia marcada por el maxímetro es menor del 85% de la potencia contratada, entonces se factura el 85% de dicha potencia contratada; si la potencia es mayor del 85% y menor del 105% de la potencia contratada, entonces se factura la potencia marcada por el maxímetro; y si la potencia marcada es mayor del 105% de la potencia contratada, se factura la potencia que marca el maxímetro más el doble de la diferencia entre la potencia marcada y el 105% de la potencia contratada. • Término de energía. Indica el consumo que ha realizado la instalación durante el perído de facturación, vendrá dado en kWh (kilovatio hora). Dependiendo de la tarifa contratada, se establece un precio por kWh, obteniéndose así el coste de la energía consumida mediante el producto del precio del kWh por la energía consumida. 225 saber más Actualmente, los maxímetros tradicionales de agujas se han ido sustituyendo por equipos integrales. Las lecturas registradas tanto por el contador de activa como por el maxímetro o maxímetros, las discriminaciones horarias, etc., pueden leerse a través de la pantalla del contador. Con estos equipos integrados ya no es necesario tener un contador para cada tipo de consumo. También vendrán integrados en los contadores que tengan la funcionalidad de telegestión. Dependiendo de la tarifa, se podrán tener distintos precios dentro de una misma factura, por ejemplo, con discriminación horaria en 3 tramos: P1 (precio punta), P2 (precio llano) y P3 (potencia valle), calculándose el coste como la suma de energía en cada tramo. • Impuesto eléctrico. Se establece a partir de los datos anteriores y en función de la legislación vigente. Se obtiene como el producto del coste del consumo y la potencia contratada por 1,05113, aplicándole al resultado un porcentaje del 4,864%. Algunas compañías comercializadoras ofrecen descuentos en el término de energía, pero hay que tener cuidado con el precio que toman de referencia y la caducidad del descuento, puesto que el precio de referencia es establecido por la misma compañía. Del mismo modo, como el equipo de medida (contador) puede ser propiedad del cliente o no, es decir, paga a la empresa distribuidora un alquiler mensual, este valor vendrá determinado por la distribuidora o comercializadora. En la siguiente figura pueden observarse todos los conceptos que se acaban de mencionar. saber más Las facturas suelen incluir algún tipo de historial de consumo en formato gráfico. De este modo, es posible ver la evolución del coste de la factura eléctrica, dato que puede ser útil para el usuario por si quiere llevar a cabo alguna medida de ahorro energético. 2250 Historial del consumo 2000 1750 1500 1250 1000 750 500 250 kWh Jl. Ag. St. Oc. Nv. Dc.En. Fb. Mr. Ab.My. Jn. Jl. 11 12 PUNTA a Figura 7.26. Ejemplo de facturación. (Cortesía de Iberdrola). RESTO Consumo medio mensual: 1308 kWh Precio medio (sin IVA) Mes actual: 0,22 €/KWh © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 7 226 saber más El exceso de potencia reactiva, los excesos de potencia o las refacturaciones establecidas por el gobierno son conceptos adicionales que pueden aparecer en la factura, actuando así la comercializadora como recaudadora para la empresa distribuidora. En suministros principalmente trifásicos, se contabiliza la energía reactiva, dicha energía es un suplemento de energía no aprovechable, provocado por determinados aparatos eléctricos. Se mide en kVArh (kilovoltamperio reactivo hora). La energía reactiva provoca una sobrecarga en líneas, transformadores y generadores, sin llegar a producir un rendimiento útil. Sin embargo, la factura de energía sí la contabiliza, por lo que puede llegar a incrementarla en cantidades importantes. Este tipo de energía se puede evitar instalando equipamientos especiales para ahorrar en el consumo correspondiente de su factura (corrección del factor de potencia), evitándose, además, una penalización en el coste de la energía consumida. a Figura 7.27. Ejemplo de consumos medidos en factura. (Cortesía de Iberdrola). 4.7. Contratación del suministro caso práctico inicial Como la potencia a contratar es de 5,75 kW, el ICP a instalar en cada CGMP será de 25 A. sin embargo, el Interruptor general (IG) en cada CGMP será de 40 A porque la potencia prevista es 9,2 kW. Según la legislación vigente, para contratar un suministro de energía eléctrica a una vivienda, se exige la presentación de los siguientes documentos: • Licencia de primera ocupación o licencia de apertura para la primera contratación. Cédula de habitabilidad extendida por el organismo provincial del Ministerio de Obras Públicas o Comunidad Autónoma, o cédula de calificación definitiva. • Certificado de instalación eléctrica en baja tensión según el tipo de suministro en ejemplar triplicado, expedido por el instalador electricista que la realizó y sellado por el organismo competente de la Administración. • Documento nacional de identidad, CIF, NIF, pasaporte o carta de trabajo. • Escritura de propiedad o contrato de arrendamiento, o escrito de adjudicación en promociones públicas. La potencia a contratar es decisión del cliente, debiendo ajustarse a los escalones correspondientes y a las intensidades normalizadas. Para suministro en el mercado libre, se deben contratar dos servicios: contrato de suministro (con la suministradora) y contrato de acceso (con la distribuidora). El contrato de acceso se puede realizar directamente con el distribuidor o con la comercializadora (es lo más habitual). Si el punto de suministro ya existe con anterioridad, el solicitante podrá subrogarse en el contrato del anterior usuario, entonces solo deberá pagar derechos de enganche en el supuesto de que solicite un incremento de potencia. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Instalaciones de enlace. Montaje y mantenimiento 227 Además, tendrá que presentar un nuevo certificado de instalación eléctrica en baja tensión si la potencia a contratar es mayor que la que aparece en el certificado (o boletín) presentado para el anterior suministro. Cuando la solicitud del suministro se realiza por falta de pago del anterior usuario, se podrá poner al día en el pago y subrogarse, también podría solicitarse un nuevo suministro a nombre del actual usuario, en estos casos se suele solicitar la licencia de 2ª ocupación. Para realizar un cambio en el suministro de electricidad, se deberá contactar con una empresa suministradora (esta se encargará de los pasos con la anterior suministradora) y solicitar la nueva tarifa a contratar. Para ello, se tendrá que entregar: factura (para conocer el consumo y potencias contratadas), DNI y cuenta bancaria. a Intensidad (A) Monofásicos (230 V) Trifásicos (230/400 V) 1,5 0,345 1,030 3 0,690 2,078 3,5 0,805 2,425 5 1,150 3,464 7,5 1,725 5,196 10 2,300 6,928 15 3,450 10,392 20 4,600 13,856 25 5,750 17,321 30 6,900 20,785 35 8,050 24,249 40 9,200 27,713 45 10,350 31,177 50 11,500 34,641 63 14,490 43,648 Tabla 7.16. Escalones normalizados de potencia. 4.8. Pasos para legalizar una instalación Los pasos a seguir para legalizar una instalación son los que se muestran en la figura 7.28, la documentación técnica inicial de la instalación se mostraba en el apartado 1 del presente capítulo. A continuación, se debe llevar a cabo la instalación acorde con la documentación efectuada por la empresa instaladora (ITC-BT-03). Una vez finalizada la instalación hay dos tipos de pruebas a las que debe ser sometida toda instalación: por un lado, las verificaciones previas a su puesta en servicio, que sirven al instalador para garantizar que el resultado de su trabajo cumple las normas de funcionamiento y seguridad; por otro lado, las inspecciones que debe realizar un organismo público para comprobar que la instalación reúne todos los requisitos necesarios para funcionar. Las tareas a realizar quedan definidas en la norma UNE 20460-6-61 parte 4 y en el REBT. Tras realizar cualquier instalación eléctrica, antes de su puesta en servicio, el instalador eléctrico debe emitir un certificado obligatorio para realizar los trámites de autorización de la obra. Instalación Documentación técnica Proyecto o MTD Ejecución Verificación e inspección Inicial o periódica Certificado de instalación Tramitación a Figura 7.28. Pasos para legalizar una instalación eléctrica. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 7 228 caso práctico inicial Los datos que se deben incluir en la certificación son: • Dato del titular o representante. Es necesario elaborar cinco copias del mismo que serán entregadas a diversos interesados para su registro y custodia (figura 7.29). Se debe realizar acorde a los modelos elaborados por cada comunidad autónoma a partir de los datos indicados en la guía técnica del REBT en su ITC-BT.05. • Datos de la empresa suministradora o del punto de conexión. Documentación técnica de diseño • Características de la instalación: situación, tipo de instalación, potencia y tensión. Proyecto • Datos de la empresa instaladora, indicando instalador autorizado. Técnico titulado competente • Datos sobre las DI y LGA. • Datos sobre protección frente a contactos indirectos y toma de tierra. • También se incluirá que se ha realizado la instalación acorde a lo indicado en la MTD o proyecto, así como la categoría y especialidad del instalador. Memoria Técnica de diseño Dirección técnica Ejecución de la instalación Instalador autorizado Instalador autorizado Verificación de la instalación (anexo 4 guía técnica) Organismo de control (OCA) Instalador autorizado Inspección inicial (ITC-BT-05) Si procede Certificado de la instalación a Instalador autorizado Figura 7.29. Proceso a seguir para tramitación instalación eléctrica. ACTIVIDADES 6. Realizar una búsqueda de contadores monofásicos y enumerar sus características describiendo los esquemas de conexionado. 7. Consultada la ITC-BT-05, indicar qué puede pasar en la instalación de enlace para que la instalación sea clasificada como condicionada o negativa. 8. Localizar para tu comunidad el impreso a rellenar para la certificación de la instalación. 9. Indicar los medios técnicos y humanos mínimos necesarios para una empresa instaladora de baja tensión según ITC-BT-03. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Instalaciones de enlace. Montaje y mantenimiento 229 5. Mantenimiento y localización de averías en las instalaciones de enlace 5.1. Responsabilidad y mantenimiento en instalaciones de enlace El mantenimiento y la reparación de la instalación de enlace, así como la reposición del extintor de la centralización serán a cargo de la comunidad de propietarios. Con más detalle, la instalación eléctrica a partir del contador estará a cargo de los usuarios, entre la caja de protección y los contadores a cargo de la comunidad, y hasta la caja general de protección a cargo de la compañía distribuidora. Estas operaciones deben llevarse a cabo por instaladores autorizados que deberán comunicar, previamente, a la empresa suministradora cualquier manipulación que realicen en la instalación. En ningún caso podrá retirarse ningún precinto sin la conformidad expresa de la empresa suministradora o del organismo territorial competente. Es decir, la caja general de protección y los contadores solo los manipulará la compañía distribuidora, aunque podrá acceder y manipular un instalador autorizado por la propia compañía previo aviso a la misma. saber más Según la ITC-BT-05, habrá instalaciones que requerirán una inspección inicial y, más tarde, revisiones periódicas realizadas por Organismos de Control Autorizados (OCA) por la Administración. Por ejemplo, cada diez años se realizará para instalaciones comunes de edificios de viviendas de potencia superior 10 kW una inspección que consiste en un estudio para la renovación de la cédula de habitabilidad 5.2. Revisiones de la instalación eléctrica Aunque la instalación eléctrica de enlace sufre desgastes muy pequeños difíciles de apreciar, es conveniente realizar revisiones periódicas para comprobar el buen funcionamiento de los mecanismos y el estado del cableado, de las conexiones y del aislamiento. En la revisión general hay que verificar la canalización de las derivaciones individuales y comprobar el estado de los conductos, fijaciones, aislamientos y tapas de registro, además de asegurar la ausencia de humedad. Acciones a realizar por los propios usuarios respecto al mantenimiento, tal que, mediante inspección visual, si detecta alguna anomalía, debe consultar con un técnico competente o instalador autorizado: • Deterioro de aislamientos en cables. • Desprendimientos o roturas de tomas de mecanismos eléctricos. • Desprendimientos de aparatos de iluminación. • Saltos reiterados de interruptores automáticos magnetotérmicos o diferenciales. • Una vez al mes comprobar el interruptor diferencial de la instalación interior. Acciones a realizar mediante comprobación visual por un instalador autorizado cada 5 años: • Estado de la caja general de protección: conexiones y contactos de los fusibles. • Estado, aislamiento y caída de tensión de conductores, línea repartidora, y líneas individuales y de distribución. • Estado de precintos. • Estado de los dispositivos de protección de líneas de fuerza motriz, cuadro general de protección de líneas de alumbrado y cuadro general de distribución. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 7 230 5.3. La toma de tierra La puesta de tierra tiene por objeto derivar a tierra las corrientes defectuosas, descargas eléctricas naturales y anular de la diferencia de potencial eléctrico entre el edificio y el terreno del entorno. Por tanto, cualquier anomalía sufrida por el usuario de un edificio en forma de descargas o calambres debe ponerse en conocimiento de un especialista para su estudio e intervención. Acciones de mantenimiento a realizar por los propios usuarios de forma permanente son: observar si hay roturas y deterioros en los dispositivos de toma de tierra en enchufes. Si aparecieran anomalías, consultar con el técnico competente o el instalador autorizado. Se debe realizar una inspección de la instalación de puesta a tierra cada año en la época en que el terreno esté más seco, además de la comprobación de la continuidad y de las conexiones de los circuitos de tierra. 5.4. Averías más comunes en instalaciones de enlace Las averías más comunes que pueden producirse en las instalaciones de enlace son las siguientes: Avería Debida a… Solución Bornes de la CGP o bornes de conexión en el embarrado se calientan Tornillos flojos o exceso de intensidad en los fusibles Apretar los tornillos Fusibles situados en la CGP o en la CPM se funden Exceso de intensidad por sobreconsumo o cortocircuito en la línea Revisión de la instalación para detectar cortocircuito y sustitución de los fusibles Conductores de la LGA se calientan Elevada intensidad en los mismos o refrigeración inadecuada Revisión de la instalación Fusibles situados la centralización de contadores se funden Exceso de intensidad por sobreconsumo en la línea o cortocircuito en la línea Revisión de la instalación para detectar cortocircuito y sustitución de los fusibles Conductores de la DI se calientan Elevada intensidad en los mismos o refrigeración inadecuada Revisión de la instalación ICP se dispara Exceso de consumo, cortocircuito en alguna de las líneas interiores Contratar mayor potencia o buscar alternativas al consumo. Sustitución de equipos defectuosos. Revisión de la instalación del usuario para unaw revisión de las protecciones Interruptores automáticos diferenciales se disparan Se produce una derivación a tierra o falla el aislamiento de receptores o conductores Revisión de la instalación interior para localizar equipos defectuosos Interruptores automáticos magnetotérmicos se disparan Se ha producido un cortocircuito o una sobrecarga en la instalación Revisión de la instalación interior para localizar equipos defectuosos a Sustitución de los fusibles tras volver a dimensionar los mismos Tabla 7.17. Averías más comunes en instalaciones de enlace. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Instalaciones de enlace. Montaje y mantenimiento 231 5.5. Técnicas de localización de averías en instalaciones de enlace Una primera inspección visual puede servir para localizar puntos calientes en la instalación, por ejemplo, visualización de decoloraciones y deterioros de aislamientos debido a calentamientos excesivos, oxidación o suciedad en los contactos que provoquen un aumento de resistencia en la conexión, o cables que presenten roturas en el aislamiento. Del mismo modo, se observa si se ha fundido un fusible o hay algún cable, fusible o base claramente estropeado debido a una sobrecarga o cortocircuito. También si se encuentran elementos de la CGP o centralización de contadores que no estén fijos debido a posibles roturas de los anclajes. Para realizar un estudio de la instalación, se puede recurrir a utilizar un analizador de redes eléctricas y armónicos, con él es posible: • Detectar posibles líneas sobrecargadas (sistema desequilibrado y efectos sobre los fusibles de protección). • Detectar consumo excesivo de potencia reactiva (fallo en los equipos de corrección del factor de potencia o su inexistencia). • Detectar la aparición de armónicos de 3er orden (que se suman en el neutro y pueden provocar sobrecalentamiento en el neutro). • Estudiar el consumo a lo largo del día por si interesa una discriminación horaria o incluir sistemas de eficiencia energética (permite dejar el equipo realizando medidas y después analizar los resultados medidos mediante aplicaciones informáticas). Potencia activa y reactiva de la instalación 16 14 12 10 8 6 4 2 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Horas Figura 7.30. Analizador de redes y armónicos AD6830 (derecha) y ejemplo de medidas donde se ha detectado un exceso de consumo de energía reactiva izquierda). a Como se puede ver en la tabla 7.17, se pueden detectar anomalías antes de que se produzca la avería. Por ejemplo, que se produzca un cortocircuito debido a una sobrecarga continua, que se pierda el aislamiento de los conductores o que aparezca una rotura en las bases o conexiones de los fusibles. En estos casos, puede usarse una cámara termográfica para obtener una medida de temperatura en los puntos de conexión (conexión de fusibles en CGP y centralización, conexión en interruptor general de maniobra, conexiones embarrado, etc.). © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Q (kVAr) P (kW) Unidad 7 232 Una termografía consiste en la fotografía térmica de la instalación, es decir, permite obtener patrones de calor en el espectro de longitud de onda infrarroja sin tener contacto directo con la instalación. a Figura 7.31. Cámara termográrfica TiR105 (derecha) y ejemplo de termografía que detecta fallo o sobreconsumo en uno de los fusibles (izquierda). (Cortesía de Fluke). Cuando la avería es producida por disparo en diferenciales, se pueden seguir los siguientes pasos: 1. Identificación de los dispositivos en la CGMP (el número de circuitos dependerá del año de la vivienda) y desconexión de todos los magnetotérmicos que dependen del diferencial. 2. Se van conectando uno a uno los magnetotérmicos de cada circuito para localizar la línea que provoca la avería. Si el diferencial se dispara sin tener ningún circuito conectado, hay que sustituir el diferencial. Figura 7.32. Medidor de aislamiento AD511. (Cortesía de ADInstruments). a 3. Una vez se ha identificado la línea que provoca el disparo del diferencial, desconectar todos los electrodomésticos o receptores de esa línea; si el fallo desaparece, alguno de los equipos desconectados provoca el fallo. 4. Si el fallo no ha desaparecido, entonces el fallo es en la línea. En ese caso hay que seguir la línea de dicho circuito. Se puede utilizar un medidor de aislamiento. El procedimiento sería similar para el salto del magnetotérmico, aunque en este caso podría ser debido a una sobrecarga o a un cortocircuito y no debido a una derivación a la toma de tierra. Si el salto es del ICP, puede ser debido a un sobreconsumo o a un cortocircuito donde no actúe el magnetotérmico que protege al circuito en cuestión. 5.6. Esquema de la instalación de enlace En la Memoria Técnica de Diseño (MTD) hay un apartado que incluye el esquema unifilar completo de la instalación y el plano de situación. Según la comunidad, puede incluir espacio para tal fin o indicar que se adjunta con la MTD. En la figura 7.33 se muestra el esquema unifilar de la instalación de enlace. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Instalaciones de enlace. Montaje y mantenimiento 233 En el proyecto se dispone del documento Planos que contendrá los siguientes esquemas: plano de situación, planos de cada una de las plantas del edificio, esquema unifilar de la instalación eléctrica, situación de los elementos en cada una de las plantas, esquemas de los circuitos de mando y protección de las viviendas, locales y servicios comunes, esquemas detallados de la toma de tierra y de la conexión equipotencial, la distribución de la centralización de contadores y las características de las canalizaciones. Ático A Ático B 3 x 16 mm 3 x 16 mm2 2 saber más Para la representación gráfica, se puede recurrir a aplicaciones gráficas de diseño vectorial, la más conocida es AutoCAD. Aunque se pueden utilizar aplicaciones de dibujo de menos potencial para representar esquemas simples, como la aplicación TinyCAD, sería necesaria la creación de todos los símbolos eléctricos para ser incluidos en sus librerías. Vivienda A 3 x 10 mm2 Vivienda C Vivienda B 3 x 10 mm2 3 x 10 mm 2 Local A 4 x 16 mm2 Servicios comunes Local B 4 x 16 mm kWh kWh kWh 160A kWh kWh kWh kWh Interruptor General maniobra Centralización contadores CGP Línea de enlace a tierra kWh Línea principal de tierra 4 x 16 mm2 2 Acometida a Figura 7.33. Esquema unifilar instalación de enlace (ejemplo del apartado 3.7). © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 7 234 ACTIVIDADES FINALES ■ 1. Considerando suministro trifásico a un edificio de viviendas (230/400 V) cuya demanda prevista es de 150 kW con un cos ϕ de 0,9, calcular: a) La intensidad total que circulará por la LGA. b) El esquema a utilizar en la CGP teniendo en cuenta que la acometida es aérea y la salida es por la parte inferior. Se ubicará empotrada en obra. c) La designación de la CGP a utilizar teniendo en cuenta bases BUC. d) Elección comercial de la caja en el catálogo del fabricante. ■ 2. A partir del siguiente croquis de una instalación de enlace para un edificio de viviendas: Línea general de alimentación A Red de distribución de energía eléctrica Calcular: a) Características de la CGP incluyendo su designación. Indicar el tamaño A del mechinal. b) Diámetro del tubo para una sección de la fase siendo la sección de la LGA de 95 mm2. Incluir las características comerciales del mismo y buscar precios. c) Sección utilizada para el conductor de neutro, así como la designación utilizada para los cables de la LGA. ■ 3. La potencia prevista para un bloque de viviendas es de 90 kW, con una tensión de suministro eléctrico de 230/400 V y con una sección de LGA de 120 mm2 (mediante tubo enterrado). Calcular: a) La intensidad total que circulará por la LGA. b) Esquema a utilizar teniendo en cuenta que la acometida es aérea y la salida de la CGP es por la parte inferior. Se ubicará sobre la fachada. c) Talla e intensidad de los fusibles. d) Designación de la CGP a utilizar teniendo en cuenta bases BUC. e) Elección comercial de la caja en el catálogo del fabricante. ■ 4. En un edificio de 10 viviendas la distribución es de 2 viviendas por planta, siendo la distancia entre plantas de 3 metros. La potencia prevista para cada vivienda es de 5 750 W y la planta baja se destina a garaje. Calcular: a) Las secciones a utilizar para la derivación individual teniendo en cuenta un suministro monofásico y que la distancia entre la puerta y la canaladura por donde discurre la DI es de 3 m (por ejemplo, la distancia de la centralización hasta la primera planta es de 3 m más 3 m, es decir, 6 m, pero para la segunda planta será 6 m más 3 m, es decir, 9 m, y así sucesivamente). Se realiza con tubos empotrados en pared. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Instalaciones de enlace. Montaje y mantenimiento ACTIVIDADES FINALES b) Indicar los diámetros mínimos para cada derivación individual. c) Buscar características y precios para los diámetros de los tubos elegidos. ■ 5. Dos viviendas unifamiliares (adosadas) comparten una misma caja empotrada en la fachada para albergar los contadores. Las potencias previstas para cada una de ellas es de 9,2 kW, con suministro monofásico. La canalización que va desde la caja hasta el interior de la vivienda transcurre a través de un pequeño patio, por lo que se realizará enterrada recubierta de hormigón con una distancia de 15 m. a) ¿Lleva la instalación LGA?, ¿por qué? b) ¿Cómo se denomina la caja?, ¿lleva CGP? c) ¿La instalación lleva DI?, ¿cuántas? d) Características de la caja a elegir incluyendo la designación. e) ¿Qué diámetro de tubo se utilizará para la canalización de la instalación de enlace? f) Valor del magnetotérmico general a instalar en la CGMP. g) ¿Qué potencias podrán contratar ambas viviendas? h) Si la potencia a contratar es de 4,6 kW en suministro monofásico, ¿qué valor de ICP se instalará? ■ 6. ¿Es recomendable contratar discriminación horaria para una vivienda que realiza su mayor consumo durante las horas centrales del día, es decir, al mediodía y durante las primeras horas de la tarde? Se supone que el suministro es monofásico y que la potencia es inferior a 10 kW. ■ 7. Realizar el esquema unifilar de una instalación de enlace de una pequeña finca de pisos de 4 plantas con 1 vivienda por planta con contador para servicios comunes. Sabiendo que la sección de la LGA es de 50 mm2 y que las secciones son: 10 mm2 (servicios comunes), 6 mm2 (las dos primeras plantas) y 10 mm2 (las dos últimas). ■ 8. Completar una memoria técnica de diseño (escoger el formato de tu comunidad autónoma) para una finca de pisos de 4 viviendas por planta (con 2 plantas) con potencia prevista de 5,75 kW cada una, teniendo en cuenta que en la planta baja hay 2 locales comerciales de 40 m2 cada uno. La potencia prevista para servicios comunes es de 8 kW. La toma de tierra se realiza en una malla con una longitud total de 100 m de cable desnudo de 35 mm2 en la cimentación, y deducir si se necesita alguna pica para reducir su valor. Además, el edificio no cuenta con pararrayos. La acometida es aérea y no hay espacio suficiente en la fachada para colocar la CGP empotrada en ella. El tubo que va desde la CGP hasta la centralización va empotrado en obra con una longitud de 12 m. Los tubos que van desde la centralización hasta cada vivienda discurren a través de un hueco en obra. La altura entre plantas se considera 2,5 m, y la distancia entre el hueco en obra por donde discurren los tubos hasta la entrada de cada vivienda es de 5 m para dos viviendas (más próximas a la canaladura) y para las otras dos es de 8 m. La longitud desde la centralización hasta los locales es de 6 m, y la distancia al cuadro de servicios comunes es de 5 m. entra en internet ■ 9. Para los datos de la actividad 7, buscar información en Internet sobre catálogos para instalar una centralización de contadores tipo modular y que se ajuste a las características indicadas por la empresa distribuidora de tu zona. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. 235 Unidad 7 236 PRÁCTICA PROFESIONAL HERRAMIENTAS • Herramientas básicas de electricista Conexionado de contadores MATERIAL • Cable de 6 mm2 de Cu, 450/750 V y clase 2. Colores: negro, azul y bicolor amarillo-verde • Contador de energía • Magnetotérmicos OBJETIVO Se pretende que el instalador sea capaz de realizar las conexiones de un contador y su situación en la instalación de enlace. Se realizará la conexión de varios esquemas típicos para que el instalador se familiarice con las tareas de conexión de contadores. • Diferencial • ICP CONOCIMIENTOS PREVIOS La instalación de enlace finaliza en el cuadro general de mando y protección (CGMP) que se encuentra dentro de la vivienda o local. En él se alojarán las protecciones de la instalación y, desde él, partirán cada uno de los circuitos. En el CGMP se incluirán, como mínimo, los siguientes dispositivos: • Interruptor de control de potencia (ICP) cuyo valor dependerá de la potencia contratada. • Interruptor general automático (IGA) cuyo valor dependerá de la potencia prevista. • Interruptor diferencial (ID) de sensibilidad 30 mA contando con 1 por cada 5 circuitos. • Interruptor magnetotérmico (PIA) cuyo valor dependerá del circuito a proteger. Se cuenta con uno por cada circuito. • Protección contra sobretensiones si fuera necesario en función de la ITC-BT-23. Los valores característicos para el interior de una vivienda (intensidad de los magnetotérmicos, secciones a utilizar y diámetro exterior de los tubos para cada circuito) se muestran en la ITC-BT-25. En la siguiente figura se muestra el esquema del CGMP de una vivienda de electrificación básica, así como el conexionado con la caja de protección y medida (CPM). 10A C1 40A 300mA 16A C2 kWh 25A C3 CPM ICP IG ID 20A C4 16A CGMP a Figura 7.34. Esquema de montaje. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. C5 Instalaciones de enlace. Montaje y mantenimiento 237 DESARROLLO Parte 1 La primera parte de la práctica consistirá en la preparación de un tablero donde se realizará la conexión, para ello se debe disponer de: contador, fusible y la CGMP. El esquema es el siguiente: Fusible 1 N C 25A Fase N C 25A 1 N 40A 1 N C 25A I∆n=0,03A 1 N C 20A 1 N 1 N 1 N C16A C16A C10A Neutro 2 a 1 N 2 N 2 N 2 N 2 N 2 N 2 N 2 N Figura 7.35. Croquis del montaje de una instalación electrificación básica. Una vez se ha completado el montaje en el tablero hay que realizar los siguientes pasos: 1. Conexionado del contador monofásico para una instalación de grado de electrificación básica (figuras 7.34 y 7.35). Completar el conexionado de los dispositivos del CGMP. 2. Conexionado del portafusible y colocación del mismo. 3. Conexión de los receptores a cada circuito (punto de luz, bases de enchufe, etc.), alimentación a la línea de 230 V comprobando el funcionamiento del contador de energía. Realizar las medidas de tensión en cada circuito. 4. En la figura 7.35 se indica que ha sido utilizado un ICP de 25 A, justificar la elección. 5. Realizar el esquema unifilar del montaje. 6. Consultando la ITC-25, completar la siguiente tabla sobre el montaje realizado: Circuitos Destino Potencia Magnetotérmico Sección Diámetro tubo C1 C2 C3 C4 C5 7. En el caso que esté prevista la instalación de los siguientes circuitos: C6, C7. C8, C9 y C10, se considerará que la vivienda pasa a ser de electrificación elevada. Realizar las modificaciones y conexiones en el tablero, indicando cómo se conectará en el croquis de la figura 7.36. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 7 238 PRÁCTICA PROFESIONAL (cont.) El esquema es el siguiente: Fusible 1 Fase a N 1 N C 32A C 32A 2 2 1 N 40A 1 N N 1 N 1 N 1 N 1 N 1 N C 25A C 25A C 25A C 20A C 20A C16A C16A C16A C10A C10A 2 2 2 2 2 2 N 2 N 2 N 2 N 2 N 1 40A I∆n=0,03A I∆n=0,03A N 1 N 1 N 1 N 1 Neutro N N 2 N 2 N N N N N N Figura 7.36. Croquis del montaje de una instalación electrificación elevada. 8. Conexionado del portafusible y colocación del mismo. 9. Conexión de los receptores a cada circuito (punto de luz, bases de enchufe, etc.), alimentación a la línea de 230 V comprobando el funcionamiento del contador de energía. Realizar las medidas de tensión en cada circuito. 10. En la figura 7.x2 se indica que ha sido utilizado un ICP de 32 A, justificar la elección. 11. Realizar el esquema unifilar del montaje. 12. Consultando la ITC-25, completar la siguiente tabla sobre el montaje realizado: Circuitos Destino Potencia Magnetotérmico Sección Diámetro tubo C6 C7 C8 C9 C10 Parte 2 La segunda parte de la práctica consiste en la realización de la conexión de un sistema trifásico, para ello se realizan los siguientes pasos: 1. Realizar el montaje en el tablero con el contador de energía trifásico y el dispositivo de protección. Realizar las conexiones en el tablero, indicando cómo se conectarán en el croquis de la figura 7.37. Conexionar del portafusible y colocación del mismo. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Instalaciones de enlace. Montaje y mantenimiento 2. Conectar la carga inductiva a la salida del contador de reactiva, por ejemplo, un motor trifásico y una protección magnetotérmica. Comprobar la conexión estrella o triángulo en los bornes de conexión del motor. 3. Realiza el esquema unifilar del montaje. 4. Alimentar el circuito con una línea trifásica de 400 V y poner en funcionamiento el motor. 5. Realizar mediciones en los momentos de arranque y de trabajo del motor. R T S N a Figura 7.37. Croquis del montaje de una instalación trifásica. Parte 3 La tercera parte de la práctica consiste en la conexión de una pequeña centralización de contadores sobre un panel destinado a tal fin, donde se encuentra ya situada una CGP y una centralización de contadores modular. Los pasos son: 1. Realizar una identificación visual de cada una de las partes. Realizar el esquema unifilar de la instalación. 2. Realizar el conexionado en la CGP, colocación de los fusibles y comprobación de los fusibles con el multímetro utilizando el medidor de continuidad. 3. Conexionado de la CGP al interruptor de maniobra de la centralización. 4. Conexionado de los contadores al embarrado. 5. Conectar algunas cargas a la salida, por ejemplo, una estufa. 6. Conectar receptores a cada derivación (estufa, puntos de iluminación, etc.), alimentando la instalación. 7. Comprobar el funcionamiento de los contadores de energía. Realizar las medidas de tensión en cada derivación. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. 239 Unidad 7 240 MUNDO TÉCNICO Contadores de energía para consumos parciales La energía eléctrica adquiere cada día una mayor importancia en las sociedades actuales, ya que, debido a su constante desarrollo y crecimiento, el consumo de dicha energía en industrias y en hogares ha ido aumentando. Por este motivo es muy importante un uso racional y eficiente de la energía eléctrica. En la actualidad, muchas empresas e industrias buscan soluciones para obtener un mayor control de su consumo y poder gestionar de forma eficiente la energía consumida. Existen en el mercado pequeños equipos, como el analizador de redes eléctricas, que nos permiten realizar dichas lecturas sin tener que recurrir a equipos de instrumentación eléctrica. a Figura 7.38. Contadores de energía. (Cortesía de Circutor). Algunos dispositivos pueden incorporar puertos de comunicación, como un equipo informático con un sistema Scada, que permite establecer un punto central de telemedida donde queda contabilizado el histórico de consumos parciales. En la siguiente figura se muestra un ejemplo para el control del consumo total de una instalación, realizando las medidas de los consumos parciales de: maquinaria, motores, bombas de agua, etc. Este sistema puede ser aplicado a centros comerciales, lugares residenciales, hospitales, etc., siendo posible la visualización de toda la información en la pantalla del ordenador (histórico de consumos, control de costes, simulación de recibos, lecturas, etc.). EDMk M31751 EDMk M31751 EDMk M31751 RED 485 RED 485 TCP2RS-TCP M54032 PC LAN Red Ethernet a Figura 7.39. Ejemplo de aplicación. (Cortesía de Circutor). © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Instalaciones de enlace. Montaje y mantenimiento 241 EN RESUMEN DOCUMENTACIÓN, MONTAJE Y MANTENIMIENTO DE INSTALACIONES DE ENLACE Proyecto DOCUMENTACIÓN INSTALACIÓN DE ENLACE Ubicación Memoria técnica de diseño INSTALACIÓN CGP o CPM Esquemas CANALIZACIONES, CANALADURA Y CAJA DE REGISTRO Tarificación eléctrica CONTADORES MANTENIMIENTO Y LOCALIZACIÓN DE AVERÍAS EVALÚA TUS CONOCIMIENTOS Derivación individual Línea general de alimentación Centralización Conexionado Resuelve en tu cuaderno o bloc de notas 1. El término de energía indica: a. la potencia consumida. b. la energía consumida. c. la potencia contratada. 4. El término de potencia indica: 2. ¿Cada cuántas derivaciones individuales hay que instalar un tubo de reserva? a. Cada 5 derivaciones individuales o fracción. b. Cada 8 derivaciones individuales o fracción. c. Cada 10 derivaciones individuales o fracción 5. En las redes inteligentes, ¿irán integrados los ICP en el equipo de medida de los contadores de telegestión? 3. Para alimentar a una vivienda unifamiliar con suministro monofásico desde la centralización hasta el ICP, se utilizará una sección de 10 mm2 de designación ES07Z1 y empotrado en obra, ¿cuál será el diámetro? a. 32 mm. b. 40 mm. c. 50 mm. a. la potencia consumida. b. la energía consumida. c. la potencia contratada. a. Sí. b. No. c. En ocasiones. 6. ¿Qué características tendrán los sistemas de conducción de cables de una LGA en relación con la seguridad contra incendios de un edificio? a. Serán no propagadores de llama. b. Serán propagadores de llama. c. No tienen que cumplir ninguna condición especial. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 8 242 8 Seguridad y prevención de riesgos laborales vamos a conocer... 1. Riesgo eléctrico 2. Efectos de la corriente eléctrica sobre el cuerpo humano 3. Factores que influyen en los efectos de la corriente 4. Tipos de contacto 5. Actuación ante un accidente eléctrico 6. Trabajos y maniobras eléctricas 7. Normas de seguridad aplicables a redes aéreas y subterráneas de baja tensión 8. Riesgos y medidas preventivas en centros de transformación de interior 9. Distancias de seguridad para trabajos en proximidad a instalaciones eléctricas PRÁCTICA PROFESIONAL Importancia de la puesta a tierra. Simulación de la corriente a través de una persona en caso de contacto indirecto MUNDO TÉCNICO La seguridad eléctrica en hospitales y al finalizar esta unidad... Sabrás qué es un contacto directo e indirecto, así como sus medidas de protección. Sabrás cómo actuar ante un accidente eléctrico. Conocerás la secuencia de maniobras al quitar y reponer servicio eléctrico en una instalación. Identificarás las señales empleadas para delimitar una zona de seguridad. Conocerás los equipos de protección individual (EPI) y colectivos a usar en trabajos eléctricos. Sabrás los riesgos que se derivan del montaje y desarrollo de líneas eléctricas de BT (aéreas y subterráneas) y centros de transformación. Conocerás conceptos como trabajador autorizado, trabajador cualificado, jefe de servicio, etc. Conocerás las cinco reglas de oro para trabajos sin tensión. Identificarás las distancias de seguridad para trabajos en proximidad a instalaciones eléctricas según el INSHT (Instituto Nacional de Seguridad e Higiene en el Trabajo). © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. 243 CASO PRÁCTICO INICIAL situación de partida Redes e Instalaciones eléctricas ÁTOMO, empresa especializada en montajes e instalaciones eléctricas en media y baja tensión, quiere formar a su personal en prevención y riesgos laborales derivados de las instalaciones eléctricas. Para ello ha contactado con una empresa especializada en el tema solicitando información sobre cuáles serían los puntos claves en la formación que necesitan. • Cómoactuaranteunaccidenteeléctrico. La empresa formadora, después de analizar los trabajos que se realizan, les ha remitido un programa con los siguientes puntos formativos: • Normasdeseguridadqueempleanlasempresassuministradoras de energía en instalaciones como redes eléctricas de distribución o centros de transformación (CT). • Nocionessobrelosefectosdelacorrienteenelcuerpohumano y qué factores agudizan estos efectos en caso de electrocución. • Conocimientodelasdistanciasdeseguridadentrabajoscon zonas en proximidad en tensión. • Conocimientodelaseñalizaciónycódigodecolores. • Conocimientodelaropadetrabajoadecuadayempleodelos equipos de protección individual (EPI) de seguridad. • Conocimientodelascincoreglasdeoroparalasmaniobrasde dar y quitar servicio. estudio del caso Analiza cada punto del tema con el objetivo de contestar el resto de preguntas de este caso práctico. 1. ¿Qué efectos, directos e indirectos, puede ocasionar la corriente eléctrica en caso de recorrer el cuerpo de una persona? 2. ¿Sabrías decir cómo influye el tipo de corriente (continua o alterna) y la impedancia del cuerpo cuando se produce una electrocución? 3. ¿Sabrías cómo actuar ante un accidente eléctrico? 4. ¿Conoces el código de formas y colores para señales de seguridad? 5. Cita las cinco reglas de oro y su secuencia de aplicación. 6. ¿Sabrías enumerar las medidas preventivas, y las protecciones individuales y colectivas que se deben utilizar al realizar un trabajo sin tensión en una instalación en BT? 7. ¿Sabrías decir dónde se pueden encontrar las distancias de seguridad a aplicar en trabajos en proximidad a instalaciones eléctricas? © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 8 244 1. Riesgo eléctrico Se denomina riesgo eléctrico al producido por cualquier tipo de operación en instalaciones eléctricas de baja y alta tensión. También se puede definir como la probabilidad de que el cuerpo humano quede sometido a una diferencia de potencial y pueda ser recorrido por una corriente eléctrica. En estas definiciones quedan incluidos los riesgos de: V R • choque eléctrico por contacto con elementos en tensión o con masas puestas accidentalmente en tensión, • quemaduras por choque eléctrico o por arco eléctrico, • caídas o golpes como consecuencia de choque o arco eléctrico, • incendios o explosiones originados por la electricidad. Figura 8.1. Choque eléctrico. (Cortesía del Instituto Nacional de Seguridad e Higiene en el Trabajo, INSHT). a Según lo anterior, los tipos de acoplamiento son: • Conductivo. Acción de la corriente. • Inductivo. Acción del campo magnético. • Capacitivo. Acción del campo eléctrico. Figura 8.2. Acoplamientos eléctricos: conductivo (izquierda), inductivo (centro) y capacitivo (derecha). a 2. Efectos de la corriente eléctrica sobre el cuerpo humano La corriente eléctrica, al recorrer el cuerpo humano, puede provocar lesiones físicas e incluso el fallecimiento por fibrilación ventricular. caso práctico inicial Los efectos de la corriente eléctrica en el cuerpo humano se clasifican en directos e indirectos. Se puede encontrar más información al respecto si consultas la página web del INSHT. Según la Ley de Ohm: I= U Z Siendo: U la tensión, Z la impedancia del cuerpo humano e I la intensidad que lo recorre. Los efectos que produce la corriente eléctrica pueden ser directos o indirectos. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Seguridad y prevención de riesgos laborales 245 2.1. Efecto directo El efecto directo es el provocado por la corriente al circular por el cuerpo, es decir, es el choque eléctrico, siendo sus consecuencias inmediatas. Este efecto puede producir las siguientes alteraciones funcionales: • Fibrilación ventricular, paro cardíaco. Consiste en el movimiento anárquico del corazón, es una sucesión de contracciones rápidas y desordenadas de las fibras del miocardio. Cuando la fibrilación afecta a los ventrículos es mortal. • Asfixia. Aparece cuando el paso de la corriente afecta al centro nervioso que regula la función respiratoria. • Tetanización muscular. Es el movimiento incontrolado de los músculos como consecuencia del paso de la corriente eléctrica. Produce pérdida de control, generalmente, de brazos y piernas. • Quemaduras. La circulación de corriente por el cuerpo humano puede producir quemaduras en su trayectoria por el efecto Joule. • Electrocución. Fallecimiento debido a la acción de la corriente en el cuerpo humano. En la mayoría de los accidentes eléctricos fatales, la muerte del afectado se produce por paro cardíaco (entre un 10 y 20%). 2.2. Efecto indirecto No son provocados por la propia corriente, sino que se deben a: • Golpes contra objetos, caídas, etc. Son ocasionados tras el contacto con la corriente, que puede producir una pérdida de equilibrio y la caída al mismo o a distinto nivel con riesgo de lesiones, fracturas o incluso pudiendo producir la muerte. • Quemaduras. Producidas debido al arco eléctrico. 3. Factores que influyen en los efectos de la corriente Los factores que influyen se describen a continuación: • intensidad de corriente que circula por el organismo, • tiempo de paso de la corriente, • tensión aplicada al organismo, • impedancia eléctrica del cuerpo humano, • trayectoria de la corriente en el cuerpo humano, • naturaleza de la corriente, • frecuencia de la corriente, en caso de corriente alterna. También podrían incluirse otros factores que influyen, en mayor o menor medida, en el paso de corriente a través de las personas: • estado físico y emocional, • sexo de la persona. caso práctico inicial Tanto la corriente alterna como la continua generan efectos perjudiciales si atraviesan el cuerpo. En el punto 3 se pueden conocer esos efectos, así como saber la importancia de la impedancia corporal. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 8 246 3.1. Intensidad de corriente que circula por el organismo Los efectos de la corriente en el cuerpo dependen del valor de la misma y del tiempo durante el cual esté circulando. La siguiente figura muestra las diversas zonas en función de ambos parámetros: Duración de la corriente ms A 10000 B C1 C 2 C3 5000 2000 1000 500 200 1 2 3 4 100 50 20 mA 10 0,1 0,5 0,2 2 1 10 5 50 20 200 1000 5000 100 500 2000 10000 30 mA a Figura 8.3. IEC 60479-1 Efectos de la corriente. (Cortesía de Schneider Electric). Se distinguen las siguientes zonas: • Zona 1. Habitualmente ninguna reacción. • Zona 2. Normalmente ningún efecto fisiológico peligroso. • Zona 3. Ningún daño orgánico. Es probable la aparición de contracciones musculares, dificultando la respiración, paradas temporales del corazón sin llegar a la fibrilación ventricular. • Zona 4. Riesgo de parada cardiaca por fibrilación ventricular, parada respiratoria, quemaduras graves, etc. Dentro de estas zonas destacamos los siguientes puntos: • A. Umbral de percepción. • B. Umbral de no soltar. • C1. Umbral de producción de fibrilación. • C2. Curva de probabilidad de fibrilación 5%. • C3. Curva de probabilidad de fibrilación 50%. La máxima corriente que puede soportar una persona sin peligro, independientemente del tiempo que dure la conexión, se denomina umbral absoluto de intensidad. Es la corriente al recorrer el cuerpo humano la que provoca los efectos fisiológicos, no la tensión. Esta corriente no es perceptible: no tiene olor, solo en cortocircuito aparece ozono; no es visible; no se detecta por el oído, solamente un leve zumbido. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Seguridad y prevención de riesgos laborales 247 3.2. Tiempo de paso de la corriente Junto con la intensidad, la duración del contacto es el factor que más influye en las consecuencias del accidente eléctrico. El tiempo máximo que puede soportar una persona el paso de una corriente en BT, sin peligro, se denomina umbral absoluto de tiempo. En corriente alterna a 50 Hz, la duración del periodo es de 0,02 segundos y se considera ese valor como umbral absoluto de tiempo. Con dicho tiempo de contacto no se producirá fibrilación ventricular. 3.3. Tensión aplicada al organismo El límite de la tensión de seguridad debe ser aquel que dé lugar a un valor de intensidad que no suponga riesgos para las personas. El Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión (REBT) limita los valores de tensión de seguridad a: • 24 V para locales mojados, • 50 V para locales secos. 3.4. Impedancia eléctrica del cuerpo humano Las diferentes partes del cuerpo humano (la piel, la sangre, los músculos, otros tejidos y las articulaciones) presentan una impedancia formada por elementos resistivos y capacitivos. El valor de la impedancia depende de: • el trayecto y duración del paso de la corriente, saber más Se establecen unos valores de resistencia del cuerpo humano en función del estado de la piel y para una tensión de 250 V. • 1 500 Ω para piel seca. • la tensión de contacto, • 1 000 Ω para piel húmeda. • la frecuencia de la corriente, • 650 Ω para piel mojada. • el estado de humedad de la piel, • 325 Ω para piel sumergida. • la superficie de contacto, la presión ejercida y la temperatura. 3.5. Trayectoria de la corriente en el cuerpo humano En función de qué puntos se encuentren a distinta tensión, la corriente circulará por un camino o por otro. a Figura 8.4. Recorrido de la corriente por el cuerpo humano. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 8 248 3.6. Naturaleza de la corriente La corriente continua produce un aumento de la temperatura en nuestro cuerpo y puede ocasionar efectos electrolíticos que den lugar a embolias o, incluso, a la muerte por electrólisis de la sangre. La corriente alterna produce una alteración que se traduce en espasmos, sacudidas y fibrilación ventricular (ritmo desordenado del corazón). 3.7. Frecuencia en caso de ser corriente alterna saber más Se conoce como efecto Kelvin, skin o pelicular al efecto por el cual la corriente alterna tiende a circular por la parte superficial de los conductores. La corriente alterna a alta frecuencia es menos peligrosa que a baja. Puede decirse que es prácticamente inofensiva para valores superiores a 100 kHz, a estos valores la corriente circulará por la piel (efecto Kelvin). Para 10 000 Hz la peligrosidad es similar a la de la corriente continua. 4. Tipos de contacto recuerda Partes activas. Conductores y piezas conductoras bajo tensión en servicio normal. Incluyen el conductor neutro y las partes a ellos conectadas. Masa. Conjunto de las partes metálicas de un aparato que, en condiciones normales, están aisladas de las partes activas. 1 2 3 N Los accidentes eléctricos se producen por entrar en contacto una persona con elementos de una instalación o partes de la misma bajo tensión. Los contactos pueden ser directos e indirectos. El REBT en su ITC-BT 24 desarrolla los métodos de protección contra contactos directos e indirectos. 4.1. Contacto eléctrico directo Se denomina contacto directo al producido entre una persona y las partes activas o bajo tensión de una instalación eléctrica. Puede establecerse entre: • dos conductores activos, • un conductor activo y masa. Juego de barras Los métodos de protección frente a este tipo de contacto son: • protección por aislamiento de las partes activas, • protección por medio de barreras o envolventes, • protección por medio de obstáculos, a Figura 8.5. Contacto directo. (Cortesía de Schneider Electric). Defecto de aislamiento • protección por puesta fuera de alcance por alejamiento, • protección complementaria por dispositivos de corriente residual. 4.2. Contacto eléctrico indirecto Se denomina contacto indirecto al producido entre una parte del cuerpo y las masas puestas accidentalmente bajo tensión. También se da si el contacto es con las partes metálicas de un aparato que, en condiciones normales, están aisladas de las partes activas. Los métodos de protección frente a este tipo de contacto son: • separación de circuitos, Figura 8.6. Contacto indirecto. (Cortesía de Schneider Electric). a • utilización de pequeñas tensiones de seguridad, • doble aislamiento, © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Seguridad y prevención de riesgos laborales 249 • inaccesibilidad simultánea de elementos conductores y masas, recuerda • recubrimiento de las masas con aislamientos de protección, Esquema TT • conexiones equipotenciales, Corresponde a instalaciones alimentadas directamente por una red de distribución en BT en las que el neutro está conectado directamente a tierra y las masas de los receptores están unidas a otra toma de tierra. • puesta a tierra de las masas y dispositivos de corte por intensidad de defecto (esquema TT), • aislamiento del punto neutro de tierra, o bien unido a ella mediante una impedancia que limite la corriente de defecto (esquema IT). L1 L2 L3 N 5. Actuación ante un accidente eléctrico Ante cualquier accidente, siempre se debe activar el sistema de emergencia y cumplir los siguientes pasos: • Proteger al accidentado y al que va a socorrer. • Avisar a los servicios de emergencia (hospitales, bomberos, policía, protección civil, etc.). El teléfono de emergencia en España es el 112. • Una vez que se haya protegido y avisado, se procederá a practicarle los primeros auxilios al accidentado. El procedimiento para liberar a un accidentado por electricidad es el siguiente: • Cortar la corriente antes de tocar al accidentado. Si no es posible la desconexión, utilizar materiales aislantes (madera, goma, etc.) para separar al accidentado. • Ante posibles caídas del accidentado al cortar la corriente, colocar mantas, abrigos, almohadas, etc., para disminuir el efecto traumático. • Si la ropa del accidentado arde, se apagará mediante sofocación (tapándolo con mantas, prendas de lana, nunca acrílicas) o haciéndolo rodar por la superficie en la que se encuentre. RB RA Esquema IT En este esquema el neutro está aislado y no conectado a tierra, o bien conectado a través de una elevada impedancia. Por su lado, las masas sí están conectadas a la tierra de la instalación. En este tipo de esquema se recomienda no distribuir el neutro. • Nunca se utilizará agua. La secuencia se muestra en la siguiente figura: ATRAPADO AL CIRCUITO Tratar de desconectar No se puede desconectar Protección aislante a Se puede desconectar Liberar Está libre Está consciente Está inconsciente Mandar a observación Aplicar primeros auxilios Figura 8.7. Esquema de liberación eléctrica de un accidentado. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. L1 L2 L3 N PE Unidad 8 250 6. Trabajos y maniobras eléctricas saber más Trabajador autorizado. Aquel que ha sido autorizado por el empresario para realizar determinados trabajos con riesgo eléctrico, teniendo en cuenta su capacidad para hacerlos de forma correcta. Trabajador cualificado. Es el trabajador autorizado que posee conocimientos especializados en materia de instalaciones eléctricas, debido a su formación acreditada, profesional o universitaria, o a su experiencia certificada de dos o más años. Jefe de trabajo. Persona designada por el empresario para asumir la responsabilidad efectiva de los trabajos. Antes de realizar cualquier acción, es obligatorio establecer un procedimiento de trabajo donde se evalúen los posibles riesgos que se pudieran presentar. Dicho procedimiento incluirá la secuencia de las operaciones a realizar, así como los medios materiales y humanos necesarios (cualificación o formación del personal). Antes de iniciar cualquier trabajo eléctrico, se deberá tener en cuenta que: • la instalación se supondrá bajo tensión hasta que se haya comprobado lo contrario con los medios adecuados, • los trabajos en instalaciones eléctricas se efectuarán preferentemente sin tensión, • el trabajo en tensión sólo lo realizará personal especializado y con herramientas adecuadas. Todas las operaciones y maniobras para dejar sin tensión una instalación y reponerla las realizarán trabajadores autorizados y cualificados. Las medidas de prevención y protección en trabajos sin tensión son las llamadas cinco reglas de oro. Estas reglas se aplicarán de forma secuencial, debiendo considerarse la instalación bajo tensión hasta que no se haya completado todo el proceso. 6.1. Cinco reglas de oro Primera regla. Apertura de todas las fuentes de tensión Abrir con corte visible todas las fuentes de tensión mediante dispositivos que aseguren la imposibilidad de su cierre intempestivo. a Figura 8.8. 1ª regla de oro. (Cortesía de Emdesa). Los dispositivos utilizados podrán ser: • Interruptores. Pueden abrir o cerrar un circuito con carga. • Seccionadores. Deben abrir o cerrar un circuito sin carga. No tienen poder de corte. • Fusibles. Permiten abrir o cerrar un circuito sin tensión • Puentes. Abren o cierran un circuito sin tensión en instalaciones de alta tensión. Figura 8.9. Apertura fuentes de tensión. (Cortesía de CATUELEC). a Todos estos dispositivos deben disponer de un medio que indique de forma visible el estado de apertura o cierre claramente. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Seguridad y prevención de riesgos laborales 251 Segunda regla. Enclavamiento o bloqueo de los dispositivos de corte Debe impedirse cualquier posible realimentación mediante el bloqueo de los mecanismos de maniobra. Una vez realizado el bloqueo, deberá colocarse una señalización para prohibir la maniobra. Se entiende por enclavamiento o bloqueo al conjunto de operaciones que hay que realizar para impedir una maniobra accidental. a Figura 8.10. 2ª regla de oro. (Cortesía de Emdesa). Se puede realizar el bloqueo por mecanismos eléctricos, mecánicos, neumáticos o físicos. ANVERSO REVERSO PELIGRO PELIGRO NO ACTIVAR ESTE EQUIPO NO ACTIVAR ESTE EQUIPO a Figura ANVERSO REVERSO FUERA DE SERVICIO FUERA DE SERVICIO NO ACTIVAR a Figura 8.11. Bloqueo de dispositivos de corte. (Cortesía de CATUELEC). NO ACTIVAR 8.12. Indicadores de no conectar. (Cortesía del INSHT). Tercera regla. Reconocimiento de la ausencia de tensión En la zona de trabajo debe verificarse la ausencia de tensión en todos los elementos activos de la instalación eléctrica. a Figura 8.13. 3ª regla de oro. (Cortesía de Emdesa). Para ello, se debe actuar como si la instalación estuviese bajo tensión. Debemos verificar la ausencia de tensión entre todos los conductores y es recomendable realizar esta comprobación con las masas también. Figura 8.14. Reconocimiento de la ausencia de tensión. (Cortesía de CATUELEC). a © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 8 252 El detector de tensión indica presencia de tensión cuando en el conductor que se verifica se alcanza una determinada tensión mínima. Es posible, sin embargo, que indique ausencia de tensión aunque exista en la instalación una cierta tensión inducida, siempre y cuando esta no alcance la tensión umbral del detector. a Figura 8.15. Comprobadores de tensión. (Cortesía de SOFAMEL). Cuarta regla. Puesta a tierra y cortocircuito de todas las fuentes de tensión Las partes de la instalación donde se vaya a trabajar deben ponerse a tierra y en cortocircuito. a Figura 8.16. 4ª regla de oro. (Cortesía de Emdesa). Debe hacerse en: • las instalaciones de alta tensión, • las instalaciones de baja tensión que, por inducción o por otras razones, puedan ponerse accidentalmente en tensión. Figura 8.17. Puesta a tierra y cortocircuito de todas las fuentes de tensión. (Cortesía de CATUELEC). a Los equipos o dispositivos de puesta a tierra y en cortocircuito deben conectarse en primer lugar a la toma de tierra y, a continuación, a los elementos a poner a tierra. Todos los equipos deben ser visibles desde la zona de trabajo. Si esto último no fuera posible, las conexiones de puesta a tierra deben colocarse tan cerca de la zona de trabajo como se pueda. a Figura 8.18. Equipos de PaT. (Cortesía de SOFAMEL). © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Seguridad y prevención de riesgos laborales 253 Quinta regla. Delimitación de la zona de trabajo mediante señalización Se establecerá una señalización de seguridad para delimitar la zona de trabajo, así se permite identificar el espacio de trabajo seguro. a Figura 8.19. 5ª regla de oro. (Cortesía de Emdesa). Figura 8.20. Delimitar zona de trabajo. (Cortesía de CATUELEC). a 6.2. Reposición del suministro Se repondrá el suministro una vez finalizado el trabajo, una vez se hayan retirado los trabajadores que no resulten indispensables y se hayan recogido las herramientas y equipos utilizados. La secuencia sería: • Retirada de las protecciones adicionales y de la señalización de los límites de la zona de trabajo. • Retirada de la puesta a tierra y en cortocircuito. • Desbloquear y quitar la señalización de los dispositivos de corte. • Cerrar los aparatos de maniobra. 7. Normas de seguridad aplicables a redes aéreas y subterráneas de baja tensión Un compendio muy útil sobre normativa y prevención es el realizado por Unión Fenosa, basado en el artículo 7 del R.D. 1627/97. En él se incluyen las disposiciones mínimas de seguridad y de salud en las obras de construcción. 7.1. Identificación de riesgos Durante el desarrollo de la instalación eléctrica de una red aérea de baja tensión, se pueden identificar los siguientes trabajos: • Transporte de materiales. • Trabajos en apoyos y en plataformas en altura. • Izado de apoyos. • Cimentación de apoyos. • Tensado de conductores. • Trabajos en tensión y sin tensión. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 8 254 caso práctico inicial Las empresas eléctricas suelen publicar manuales en los que se pueden consultar los riesgos que se derivan de una instalación eléctrica. Durante el desarrollo de la instalación eléctrica de una red subterránea de baja tensión, se pueden identificar los siguientes trabajos: • Transporte de materiales y apertura de zanjas. • Canalización de la línea. • Trabajos con tensión. • Trabajos sin tensión. Cada uno de estos trabajos lleva asociado un factor de riesgo, por tanto es necesario conocer los que afectan a la actividad eléctrica. Señalización de riesgos caso práctico inicial En la figura 8.22 se puede ver el código de colores y formas usado en la señalización de seguridad. Es el riesgo derivado de la información que reportan las señales provisionales que modifican las condiciones normales de la instalación (tarjetas de descargo, cintas delimitadoras, señalización, etc.). Las medidas preventivas son: • Conocimiento de colores y formas en las señales de seguridad que pueden aparecer en el lugar de trabajo. • Conocimiento de los pictogramas más usuales y su significado. • Seguir las indicaciones de las señales en los lugares de trabajo. • Solicitar permiso para acceder a instalaciones que han sido señalizadas con Prohibido el paso. • No modificar ni tapar la señalización existente, comunicando cualquier deficiencia detectada. • No procede el uso de protecciones individuales. • Las protecciones colectivas a utilizar son las propias de la actividad. Forma geométrica Significado Color Significado Pare Prevención Prohibición o acción de mando Información (incluyendo instrucciones) a Prohibición Usos Señales de Pare Prohibido Señales de prohibición Acción de mando Uso de EPP Precaución Indicaciones de peligro (electricidad,...) Ubicación de sitios o elementos Riesgo Guardas de maquinaria Peligro Demarcación de áreas de trabajo Condición de seguridad Salidas de emergencia, escaleras, etc. Control de marcha de máquinas y equipos Figura 8.21. Formas y colores de señalización. Trabajos sin tensión (BT) En la ejecución de trabajos (operación, maniobras, supervisión, mantenimiento o reparación) en instalaciones de baja tensión sin tensión, pueden aparecer distintos riesgos. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Seguridad y prevención de riesgos laborales 255 Las medidas preventivas son: • En el lugar de corte y en el propio lugar de trabajo, efectuar la apertura y el cierre de los circuitos, siguiendo las indicaciones dadas para la supresión y reposición de tensión. • En lugares conductores, se deben extremar las precauciones de aislamiento durante los procedimientos de ejecución. • No realizar trabajos en tensión en lugares con elevado riesgo de incendio o explosión. • Interrupción de trabajos si así lo considera el jefe de trabajos cuando haya riesgo de tormenta. Figura 8.22. Pantalla facial: protege el rostro frente a la proyección de partículas. a • En trabajos en altura, usar el casco con barbuquejo y el arnés asociado a dispositivos anticaída. Las protecciones individuales a utilizar son: • Casco con barbuquejo. • Pantalla con banda inactínica de protección facial contra quemaduras y proyección frente a partículas incandescentes producidas por arco eléctrico. • Guantes aislantes para trabajos en baja tensión. • Guantes de protección contra riesgos mecánicos. • Ropa de trabajo normalizada. Figura 8.23. Casco con barbuquejo. a Las protecciones colectivas a utilizar son: • Protectores aislantes (alfombrilla o banqueta, capuchones, perfiles y telas aislantes de baja tensión). • Material de señalización y delimitación (cinta delimitadora, señales, etc.). • Discriminador o detector de baja tensión. • Herramientas aisladas. Trabajos con tensión (BT) Todos los trabajadores cualificados que intervengan en los trabajos con tensión deben estar adecuadamente entrenados en los métodos y procedimientos específicos utilizados en este tipo de trabajos. La formación y el entrenamiento de estos trabajadores deberían incluir la aplicación de primeros auxilios a los accidentados por choque eléctrico, así como procedimientos de emergencia tales como el rescate de accidentados desde los apoyos de las líneas aéreas o desde las bocas de hombre de acceso a lugares subterráneos o recintos cerrados. a Figura 8.24. Guantes aislantes. En la ejecución de trabajos (operación, maniobras, supervisión, mantenimiento o reparación) en instalaciones de baja tensión con tensión, pueden aparecer distintos riesgos. Las medidas preventivas antes del trabajo son: • Inspección visual de la zona. • Identificar el circuito o elemento objeto de los trabajos. • Los trabajadores no llevarán objetos conductores tales como pulseras, relojes, cadenas o cierres de cremallera metálicos que puedan contactar accidentalmente en tensión. a Figura 8.25. Botas de trabajo con suela aislante. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 8 256 • Emplear un método de trabajo previamente estudiado. • Verificar protecciones personales y colectivas. • Colocar protecciones y aislar, en la medida de lo posible, las partes activas y los elementos metálicos en la zona de trabajo utilizando los protectores adecuados (fundas, capuchones, películas plásticas aislantes, etc.). • Establecer una zona de trabajo, señalizando, delimitando y aislando el punto de trabajo. La zona deberá señalizarse y/o delimitarse adecuadamente, siempre que exista la posibilidad de que otros trabajadores o personas ajenas penetren en dicha zona y accedan a elementos en tensión. • Los trabajos en lugares de difícil comunicación por su orografía, confinamiento u otras circunstancias, deberán realizarse estando presentes, al menos, dos trabajadores con formación en materia de primeros auxilios. Las medidas preventivas durante el trabajo son: • Uso de protecciones aislantes (banquetas, alfombras, plataformas de trabajo, etc.) y de herramientas manuales aisladas para trabajos en tensión (hasta 1 000 V en corriente alterna y 1 500 V en corriente continua). • Evitar dos conductores descubiertos simultáneamente (solo descubrir el que sea objeto de trabajo). a Figura 8.26. Banqueta aislante. • Realizar el trabajo sobre una alfombra o banqueta aislantes que aseguren un apoyo seguro y estable. Las medidas preventivas después del trabajo son: • Retirar el equipo y las protecciones (en orden inverso a su colocación). • Retirar señalizaciones. • Para circunstancias especiales, se deben tomar las mismas precauciones citadas en factor de riesgo anterior. • Las protecciones individuales y colectivas serán las mismas que en el factor de riesgo anterior. Trabajos en instalaciones de baja tensión Es el riesgo derivado de las actividades en el entorno de instalaciones de baja tensión cuando las personas se encuentran en su proximidad por motivos relacionados con su actividad laboral. Los trabajos cuya actividad no eléctrica se desarrolle en proximidad de instalaciones eléctricas de BT, cerca de partes en tensión, se llevarán a cabo por personal autorizado según criterios del R.D. 614 /2001 o por cualquier trabajador, pero bajo la supervisión permanente de estos trabajadores autorizados. Las medidas preventivas en la proximidad de líneas aéreas son: • No entrar en contacto con las instalaciones. • Delimitación y señalización de la zona de trabajo. • Mantener las distancias de seguridad para trabajos en la proximidad de instalaciones eléctricas. • Estimación de distancias por exceso. a Figura 8.27. Uso del arnés. • Prevención de caída de conductores por climatología adversa o por estado deficiente. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Seguridad y prevención de riesgos laborales 257 Las medidas preventivas en la proximidad de líneas subterráneas son: saber más • Solicitar descargo de la línea en trabajos con herramientas y útiles manuales o en operaciones con útiles mecánicos. Protección colectiva. Es aquella técnica de seguridad cuyo objetivo es la protección simultánea de varios trabajadores expuestos a un determinado riesgo. • Medidas preventivas a adoptar por el jefe de trabajos: – Conocimiento de las instalaciones mediante planos. – Notificación de la proximidad de conductores en tensión. Señalización de los cables. • Medidas a tomar cerca de las partes en tensión: – Aislar con pantallas las partes conductoras desnudas bajo tensión. – Mantener distancias de seguridad a instalaciones eléctricas para trabajos en proximidad. – Utilizar herramientas eléctricas aisladas. – Transportar por dos personas los elementos alargados. Cumplimiento de las disposiciones legales existentes: Ejemplos de protección colectiva serían: barandillas, pasarelas y escaleras; andamios y redes antiácidas; sistemas de ventilación; barreras de protección acústica, etc. Protección individual. Se entiende por equipo de protección individual o EPI a cualquier equipo destinado a ser llevado o sujetado por el trabajador para que le proteja de uno o varios riesgos que puedan amenazar su seguridad o su salud. • Protección frente a sobreintensidades y sobretensiones: fusibles e interruptores de corte. • Puestas a tierra en buen estado: comprobar anualmente o cuando por su estado de conservación sea recomendable. Inspeccionar electrodos y conductores de enlace. • Prevención de caída de conductores por climatología adversa o por estado deficiente • Mantenimiento de distancias en cruzamientos y paralelismos: con líneas de alta tensión, carreteras, fachadas, etc. • Notificación de anomalías en las instalaciones siempre que se detecten. Las protecciones colectivas a utilizar son: • Protección frente a contactos eléctricos (aislamientos, puestas a tierra, dispositivos de corte por intensidad o tensión de defecto). • Protección contra sobreintensidades (fusibles e interruptores automáticos) y contra sobretensiones (descargadores a tierra). • Señalización y delimitación. Las protecciones individuales a utilizar serán las específicas de la actividad laboral desarrollada. Apertura de zanjas Es el riesgo derivado de la apertura de zanjas para líneas de baja tensión, tanto para las personas que están llevando a cabo la operación como para las que se encuentran en las proximidades. Las medidas preventivas son: • Conocimiento de las instalaciones mediante planos. • Notificación a todo el personal de la obra de los cruzamientos y paralelismos con otras líneas eléctricas de alta, media y baja tensión, así como canalizaciones de agua, gas y líquidos inflamables. Figura 8.28. Entibar: apuntalar con maderas y tablas las excavaciones que ofrecen riesgo de hundimiento. a © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 8 258 • Hacer uso correcto de las herramientas necesarias para la apertura de la zanja, tanto si son manuales (picos, palas, etc.) como mecánicas (perforador neumático) o motorizadas (vehículos). • Delimitar y señalizar la zona de trabajo. • Se debe entibar la zanja siempre que el terreno sea blando o se trabaje a más de 1,5 m de profundidad, comprobando el estado del terreno y del entibado después de fuertes lluvias y cada vez que se reinicie el trabajo. Las protecciones colectivas a utilizar son: • Material de señalización y delimitación (cinta delimitadora, señales, etc.). • Las propias de los trabajos a realizar y de las herramientas a emplear. Las protecciones individuales a utilizar son: casco, botas, guantes de seguridad, gafas contra impactos y protectores auditivos. 8. Riesgos y medidas preventivas en centros de transformación de interior A continuación se describirán los factores de riesgo más característicos en un centro de transformación de interior, así como las medidas preventivas para enfentarse a ellos. 8.1. Caídas al mismo nivel y caída de altura Para evitar riesgos cabe hacer lo siguiente: • La instalación debe estar conforme a la norma ITC-MIE-RAT-14 sobre Instalaciones eléctricas de interior. • Observar que el pavimento se encuentra en buen estado y no existan restos de sustancias que puedan provocar caídas. • Observar que el interior se encuentre libre de obstáculos. • Señalizar y, en su caso, delimitar las zonas con riesgo de caída al mismo nivel. • En zonas donde la iluminación no sea suficiente, emplear equipos portátiles de alumbrado. • Observar que las trampillas y las escaleras de acceso se encuentren en buen estado. • Comprobar que existan barandillas de protección cuando la trampilla se encuentre abierta. • Observar que la entrada en trabajos nocturnos está señalizada. • En centros de transformación de dos plantas, observar que las barandillas y escaleras de subida a la segunda planta se encuentran en buen estado. • Para la revisión y mantenimiento de la aparamenta situada por encima de 2 m, utilizar escaleras o andamios. Figura 8.29. Placa explicativa de fases de la respiración de salvamento. a • Si el CT es subterráneo, comprobar que existen barandillas de protección cuando la trampilla se encuentre abierta. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Seguridad y prevención de riesgos laborales 259 8.2. Caída de objetos Para evitar riesgos cabe hacer lo siguiente: • Revisión previa del estado de la instalación. Si el centro de transformación se encuentra en zonas de tránsito, se deben colocar dispositivos para impedir la caída de objetos. • Utilización obligatoria de casco de seguridad. 8.3. Choques y golpes Para evitar riesgos cabe hacer lo siguiente: • Utilización obligatoria de calzado y casco de seguridad. • Observar que exista una adecuada iluminación interior. • Observar que los mecanismos de fijaciones de las tapas del centro de transformación estén en buen estado. 8.4. Atrapamiento Para evitar riesgos cabe hacer lo siguiente: • Utilizar las herramientas adecuadas (palancas, llaves, etc.) para abrir las tapas de acceso al centro de transformación. • Utilización obligatoria calzado de seguridad. 8.5. Proyecciones Para evitar riesgos cabe hacer lo siguiente: • Realizar las maniobras adecuadas a las características técnicas de la aparamenta según ITC-MIE-RAT 6. • Los trabajos deben seguir los procedimientos del RD 614/2001. Ver apdo. 4 sobre Distancias de seguridad, y apdo. 5 sobre Condiciones para la prevención de los trabajadores frente al riesgo eléctrico. • Utilización de EPI adecuados al tipo de instalación (convencional o blindada) y al tipo de trabajo a realizar (con o sin tensión). 8.6. Contactos eléctricos Para evitar riesgos cabe hacer lo siguiente: • Pasillos y zonas de protección de acuerdo a la ITC-MIE-RAT 14. • Distancia en el aire entre elementos en tensión, y entre estos y estructuras metálicas puestas a tierra conforme ITC-MIE-RAT 12. • Los trabajos se realizarán conforme las técnicas y procedimientos del RD 614/2001. Ver apartados 4 y 5. • Utilización de EPI adecuados al tipo de instalación (convencional o blindada) y al tipo de trabajo a realizar (con o sin tensión). • Puesta a tierra de la instalación conforme a ITC-MIE-RAT 13. a Figura 8.30. Protección contra contacto directo mediante barrera. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 8 260 8.7. Explosiones Para evitar riesgos cabe hacer lo siguiente: • Instalaciones de acuerdo a las condiciones para locales y edificios establecidas en la ITC-MIE-RAT 14. • Instalación protegida conforme ITC-MIE-RAT 09. • Disponer en los vehículos de un mínimo de dos extintores de eficacia 89B o similares en el interior del centro de transformación. 8.8. Confinamiento Para evitar riesgos cabe hacer lo siguiente: • Instalaciones de acuerdo a las condiciones para locales y edificios establecidas en la ITC-MIE-RAT 14. a Figura 8.31. Extintor. • Equipos de trabajo de dos personas como mínimo. • Ventilación de acuerdo a lo establecido en la instrucción técnica correspondiente ITC-MIE-RAT-14. • Observar que la ventilación natural es adecuada y que no se encuentran obstruidas las rejillas. • Evitar sobrecargas en la instalación. • Mantener un período de tiempo para aclimatarse al incorporarse al trabajo por primera vez. • Limitar el tiempo de exposición de las personas a sobrecargas térmicas y prever tiempos de descanso. • Empleo de extracción localizada o ventilación forzada. • Ventilación general por convección natural. 8.9. Falta de iluminación o iluminación deficiente Para evitar riesgos cabe hacer lo siguiente: • Iluminación de acuerdo a lo establecido en la instrucción técnica correspondiente ITC-MIE-RAT-14. • En el interior del CT, se instalarán las fuentes de luz necesarias para conseguir, cuanto menos, un nivel medio de iluminación de 150 lux, existiendo como mínimo dos puntos de luz. • Colocación de interruptores de alumbrado en la proximidad de las puertas de acceso, pudiendo utilizarse conmutadores o telerruptores. • Podrá existir un alumbrado de emergencia con generación autónoma y que funcionará automáticamente ante un corte del servicio eléctrico. Su autonomía mínima será de 2 h con ≥ 5 lux. caso práctico inicial Consultando la web del INSHT, se pueden encontrar las distancias de seguridad que se deben mantener para trabajos próximos a instalaciones eléctricas. • Reposición de luminarias en mal estado. • Utilización de iluminación auxiliar cuando la fija sea insuficiente para desarrollar los trabajos. • En cualquier caso, siempre se deben notificar las anomalías detectadas en las instalaciones para la adopción de acciones correctoras. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Seguridad y prevención de riesgos laborales 261 9. Distancias de seguridad para trabajos en proximidad a instalaciones eléctricas (Real Decreto 614/2001, de 8 de junio) Se habrán de considerar las distancias mínimas de seguridad para los trabajos a efectuar en la proximidad de instalaciones en tensión NO PROTEGIDAS durante los cuales el trabajador entra o puede entrar en la zona de proximidad sin entrar en la zona de peligro, bien sea con una parte de su cuerpo o con las herramientas, equipos o materiales que manipula. Las distancias se medirán entre el punto más próximo en tensión y cualquier parte externa del operario, herramientas o elementos que pueda manipular en movimientos voluntarios o accidentales. La distancia de seguridad es función de: • el nivel de tensión de la instalación, • grado de formación del trabajador, • posibilidad de delimitar con precisión la zona de trabajo y controlar que esta no se sobrepasa durante la realización del mismo. Distancias límite de las zonas de trabajo* Un DPEL-1 DPEL-2 DPROX-1 DPROX-2 1 50 3 62 50 70 300 52 112 300 6 62 53 112 300 10 65 55 115 300 15 66 57 116 300 20 72 60 122 300 30 82 66 132 300 45 98 73 148 300 66 120 85 170 300 110 160 100 210 500 132 180 110 330 500 220 260 160 410 500 380 390 250 540 700 saber más Zona de peligro Espacio alrededor de los elementos en tensión en el que la presencia de un trabajador desprotegido supone un riesgo grave e inminente. En este caso, podría producirse un arco eléctrico o un contacto directo con un elemento en tensión, teniendo en cuenta los gestos o movimientos normales que pueda efectuar el trabajador sin desplazarse. Zona de proximidad Espacio delimitado alrededor de la zona de peligro, desde la que el trabajador puede invadir accidentalmente esta última. * Donde no se interponga una barrera física que garantice la protección frente al riesgo eléctrico, la distancia desde el elemento en tensión al límite exterior de esta zona será la indicada en la tabla. * Las distancias para valores de tensión intermedios se calcularán por interpolación lineal. Un. Tensión nominal de la instalación (kV). DPEL-1. Distancia hasta el límite exterior de la zona de peligro cuando exista riesgo de sobretensión por rayo (cm). DPEL-2. Distancia hasta el límite exterior de la zona de peligro cuando no exista riesgo de sobretensión por rayo (cm). DPROX-1: distancia hasta el límite exterior de la zona de proximidad cuando resulte posible delimitar con precisión la zona de trabajo y controlar que esta no se sobrepasa durante la realización del mismo (cm). DPROX-2. Distancia hasta el límite exterior de la zona de proximidad cuando no resulte posible delimitar con precisión la zona de trabajo y controlar que esta no se sobrepasa durante la realización del mismo (cm). © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 8 262 ACTIVIDADES FINALES ■ 1. Indicar en cada una de las figuras siguientes el tipo de contacto eléctrico que se produce. 1 2 3 N PE 1 2 3 N PE 1 2 3 N PE RH RB RB RH RA RB Rd Uf a) a RH Rd Uf b) c) Figura 8.32. Contactos eléctricos. (Cortesía de Schneider Electric). ■ 2. Calcular la corriente que soporta el cuerpo humano en cada uno de tres los casos anteriores, sabiendo que: • la tensión entre fase y neutro es de 230 V, • la resistencia de tierra del neutro (RB) es 15 Ω, • la resistencia del cuerpo humano (RH) se considera en 2 500 Ω, • la resistencia a tierra de la masa (RA) es de 20 Ω, • la resistencia del defecto (Rd) es de 8 Ω. ■ 3. ¿Cómo es la corriente alterna a alta frecuencia respecto a la de baja frecuencia?, ¿más peligrosa?, ¿menos?, ¿igual? ■ 4. Indicar los regímenes de neutro en las instalaciones eléctricas. ■ 5. Indicar la secuencia de maniobras que hay que realizar para reponer la tensión, una vez finalizado el trabajo. ■ 6. ¿En qué casos puede indicar la ausencia de tensión el detector de tensión? ■ 7. En corriente alterna a 50 Hz, si se realiza un contacto eléctrico y no se sobrepasa un tiempo determinado, no se puede producir fibrilación ventricular. a) ¿Cómo se denomina ese periodo de tiempo? b) ¿Cuánto dura dicho periodo de tiempo? ■ 8. Diferencia entre contacto eléctrico directo y contacto eléctrico indirecto. ■ 9. Además de la tensión aplicada al organismo y de la naturaleza de la corriente, ¿qué otros factores influyen en los efectos de la corriente? ■ 10. Diferenciar entre trabajador autorizado y trabajador cualificado. ■ 11. Los equipos o dispositivos de puesta a tierra y en cortocircuito deben conectarse en primer lugar a … ….. …. y, a continuación, a ………………., y deben ser visibles desde la zona de trabajo. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Seguridad y prevención de riesgos laborales ACTIVIDADES FINALES ■ 12. ¿Qué es necesario comprobar antes de utilizar un detector de ausencia de tensión? ■ 13. Si no fuera posible enclavar un aparato de corte, ¿qué habría que hacer? ■ 14. ¿Qué requisitos hay que seguir para trabajar con seguridad en trabajos sin tensión? ■ 15. Ante cualquier accidente, explica tu actuación. ■ 16. El EPI debe: a) ser adecuado a los riesgos a proteger, sin suponer un riesgo adicional. b) compatible con otros EPI. c) Las dos son correctas. ■ 17. Los EPI: a) sustituyen a otras medidas de seguridad. b) complementan otras medidas de seguridad. c) no sustituyen ni complementan. ■ 18. ¿Con qué color asociamos la indicación de seguridad? ■ 19. ¿Qué forma tiene la señal de prohibición? ■ 20. ¿Qué forma tiene la señal de prevención? ■ 21. ¿De qué depende el valor de la impedancia del cuerpo humano? ■ 22. ¿Cuáles son los dos tipos de acoplamiento eléctrico? ■ 23. ¿Qué es la electrocución? a) El paso de la corriente eléctrica por el cuerpo. b) El fallecimiento debido a la acción de la corriente en el cuerpo humano. c) El contacto mantenido de una parte del cuerpo humano con un circuito eléctrico. ■ 24. El valor límite de la tensión de seguridad debe ser tal que: a) no supere los 230 V durante 0,02 segundos, aplicada al cuerpo humano. b) aplicada al cuerpo humano, proporcione un valor de intensidad que no suponga riesgos para el individuo. c) No son correctas las anteriores. entra en internet ■ 25. Consultar en Internet la página <http://www.insht.es>. ■ 26. Buscar fabricantes de EPI y describe los equipos que encuentres. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. 263 Unidad 8 264 PRÁCTICA PROFESIONAL MATERIAL • Resistencias: – RB = 12 Ω, 1,75 kW – RA = 8 Ω, 1 kW – Rd = 2 Ω, 50 W • RH, la estimamos en 1 800 Ω, 50 W • Una fuente de tensión: 230 V, 50 Hz Importancia de la puesta a tierra. Simulación de la corriente a través de una persona en caso de contacto indirecto • Un miliamperímetro 0 – 1 A y un amperímetro de alcance 0 – 20 A. Ambos de clase 0,5 OBJETIVO • Un voltímetro 0 – 300 V, clase 1 Determinar la corriente que puede circular por el cuerpo de una persona durante un contacto eléctrico en función de las características del circuito. • Polímetro para medir el valor de las resistencias PRECAUCIONES • Cables con terminales apropiados y destornillador • No conectar ni desconectar elementos del circuito bajo tensión. • Calculadora, libreta para notas y bolígrafo • Software de simulación libre, Solve Elec • Abrir los interruptores y comprobar ausencia de tensión antes de modificar el circuito. DESARROLLO Contacto indirecto con masas puestas a tierra En este caso se representa un esquema, así como el circuito eléctrico correspondiente. En dicho circuito se realizarán las medidas de las resistencias y las corrientes necesarias. El esquema queda: AT BT Ph1 Ph2 Ph3 N IF IH RH IA RB a UC RA Figura 8.33. Contacto indirecto con masas a tierra. (Cortesía de Hager). © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Seguridad y prevención de riesgos laborales 265 Donde: • Resistencia de la toma de tierra del neutro: RB • Resistencia de la toma de tierra de las masas: RA • Resistencia del defecto: Rd • Resistencia del cuerpo humano: RH El circuito en el que se realizan las medidas es el siguiente: mA RH IH IF A Rd RB IF A RA IA UC UD U0 a Figura 8.34. Circuito de simulación con masas a tierra. Y las ecuaciones necesarias para el cálculo son, en primer lugar, las relativas a las resistencias: R = Rd + RH · RT + RB RH + RT RC = RH · RT RH + RT Así puede rellenarse la siguiente tabla: RA RB RH RC Rd Medida R Calculada Medida Calculada Y con estos datos, finalmente, se calculan los valores necesarios para obtener la intensidad que circularía por el cuerpo humano. IF = U0 R UD = (Rd + RC) · IF UC = RC · IF IH = UC RH Quedando: IF Medida UC Calculada Medida IH Calculada Medida Calculada © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 8 266 PRÁCTICA PROFESIONAL (cont.) Contacto indirecto con masas sin conexión a tierra Se representa un esquema, así como el circuito eléctrico correspondiente. En dicho circuito se realizarán las medidas de las resistencias y las corrientes necesarias. El esquema queda: AT BT Ph1 Ph2 Ph3 N IF IH RH UC RB a Figura 8.35. Contacto indirecto con masas sin conexión a tierra. (Cortesía de Hager). El circuito en el que se realizan las medidas es el siguiente: mA IF Rd RH IH RB A UC UD U0 a Figura 8.36. Circuito de simulación sin conexión a tierra. Y las ecuaciones necesarias para el cálculo son, en primer lugar, las relativas a la resistencia: R = Rd + RH + RB Así, puede rellenarse la siguiente tabla: RB RH Rd R Medida Calculada © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Seguridad y prevención de riesgos laborales 267 Y con estos datos, finalmente, se calculan los valores necesarios para obtener la intensidad que circularía por el cuerpo humano. IF = U0 R UC = RH · IH IH = IF Quedando: IF Medida UC Calculada Medida IH Calculada Medida Calculada Para el análisis de los circuitos podemos utilizar el software de simulación libre Solve Elec. Con él es posible representar los circuitos y calcular directamente los valores que sean necesarios. a Figura 8.37. Circuito de simulación con Solve Elec. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Unidad 8 268 MUNDO TÉCNICO La seguridad eléctrica en hospitales En los centros sanitarios el suministro eléctrico es de vital importancia, por tanto los sistemas de protección contra fallos deben ser más exigentes que en otros sectores. Un primer fallo no debería interrumpir el suministro y, por ello, tampoco desconectar, por ejemplo, el equipo de soporte de vida un paciente. La norma IEC 60364-7-710: 2002-11 exige el sistema IT (aislado de tierra) para todos los recintos médicos del Grupo 2. • Un indicador remoto de alarma y prueba instalado dentro o fuera del quirófano. Cuando ocurre un primer fallo de aislamiento, el suministro de corriente no se interrumpe debido a la activación de un dispositivo protector. El equipo electromédico, por tanto, seguirá funcionando, reduciéndose las corrientes de fallo a niveles no crónicos. De este modo, no se generarán situaciones de pánico en el quirófano porque el suministro no se interrumpe. El sistema IT consiste en: • Un transformador de aislamiento. • Un monitor de aislamiento que vigila: la resistencia de aislamiento (o corriente de fuga), la carga del transformador y la temperatura del mismo. 107TD47 > ºC >A L1 < kΩ L2 Sistema IT UPS t ≤ 0,5 s Bus de comunicación Panel TM PE Repetidor MK2430 EB SEB Quirófano Sala técnica PE = Tierra de protección EB = Barra equipotencial SEB = Barra equipotencial complementaria a Figura 8.38. Sistema IT con monitorización de carga y temperatura. (Cortesía de Bender GmbH & Co KG). © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Seguridad y prevención de riesgos laborales 269 EN RESUMEN SEGURIDAD Y PREVENCIÓN DE RIESGOS LABORALES Efectos de la corriente eléctrica sobre el cuerpo humano Riesgo eléctrico Factores que influyen en los efectos de la corriente Tipos de contacto Actuación ante un accidente eléctrico Trabajos y maniobras eléctricas Cinco reglas de oro Normas de seguridad aplicables a redes aéreas y subterráneas de baja tensión Riesgos y medidas preventivas en centros de transformación de interior Distancias de seguridad para trabajos en proximidad a instalaciones eléctricas EVALÚA TUS CONOCIMIENTOS 1. ¿Cuándo una persona se electriza? a. Al pasar la corriente eléctrica por su cuerpo. b. Al pasar la tensión eléctrica por su cuerpo. c. Son correctas las dos 2. El movimiento incontrolado de los músculos debido a la acción de la corriente eléctrica, con pérdida de control generalmente de brazos y piernas, se denomina: Resuelve en tu cuaderno o bloc de notas 3. El tiempo máximo que puede soportar una persona sin peligro el paso de una corriente en BT se denomina… a. duración del contacto eléctrico. b. umbral de no soltar. c. umbral absoluto de tiempo. 4. El Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión (REBT) fija unos valores de tensión de seguridad de: a. fibrilación ventricular. a. 24 V para locales mojados y 50 V para locales secos. b. electrocución. b. 24 V para locales mojados y 12 V para húmedos. c. tetanización. c. 50 V para locales secos y 12 V para locales húmedos. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. A RESUMEN MAGNITUDES Y UNIDADES ELÉCTRICAS B FORMULARIO C SIGNIFICADO Y EXPLICACIÓN DE CÓDIGOS IP E IK anexos Y © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Resumen magnitudes y unidades eléctricas 271 RESUMEN MAGNITUDES Y UNIDADES ELÉCTRICAS A RESUMEN MAGNITUDES Y UNIDADES ELÉCTRICAS MAGNITUD UNIDAD (SI) Carga eléctrica Cantidad de electricidad Culombio (C) (Q) Intensidad de corriente (I) Amperio (A) MÚLTIPLO / SUBMÚLTIPLO 1 C = 6,25 · 1018 e– (electrones) Amperio · hora (A · h) Miliamperio (mA) 1 mA = 10–3 A Kiloamperio (kA) 1 kA = 103 A Milivoltio (mV) 1mV = 10–3 V Kilovoltio (KV) 1 kV = 103 V Kiloohmio (KΩ) 1 KΩ = 103 Ω Megaohmio (MΩ) 1 MΩ = 106 Ω Tensión Diferencia de potencial (U) Voltio (V) Fuerza electromotriz (E) Resistencia eléctrica (R) Reactancia inductiva (XL) Reactancia capacitiva Ohmio (Ω) (XC) Impedancia (Z) Energía eléctrica (E) Potencia eléctrica (activa) (P) Potencia eléctrica (reactiva) (Q) Potencia aparente (S) Capacidad (C) Resistividad de un material (ρ) Conductividad de un material (γ) Julio (J) Vatio (W) Voltiamperio reactivo (VAr) Voltioamperio (VAr) Faradio (F) Kilovatio · hora (kW · h) 1 kWh = 3,6 · 106 J Megavatio (MW) 1 MW = 106 W Kilovatio (kW) 1 kW = 103 W Caballo de vapor (CV) 1 CV = 736 W Kilovoltiamperio reactivo (kVAr) 1 kVAr = 103 VAr Kilovoltiamperio (kVA) 1 kVA = 103 VA MiliFaradio (mF) 1 mF = 10–3 F Microfaradio (µF) 1 µF = 10–6 F Nanofaradio (nF) 1 mF = 10–9 F Picofaradio (pF) 1 pF = 10–12 F No tiene unidad propia Material ρ 20 °C ρ 70 °C ρ 90 °C Ω · mm Cobre 0,018 0,021 0,023 m2 Aluminio 0,029 0,033 0,036 No tiene unidad propia Material γ 20 °C γ 70 °C γ 90 °C m Cobre 56 48 44 Ω · mm2 Aluminio 35 30 28 2 Y © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. 272 anexos B FORMULARIO FORMULARIO MAGNITUDES Potencia Tensión Corriente alterna monofásica Corriente alterna trifásica P P = U · I · cosϕ P = M3 · U · I · cosϕ Q Q = U · I · senϕ Q = M3 · U · I · senϕ = P · tgϕ S S=U·I P = M3 · U · I = MP 2 + Q 2 I= I Intensidad R·I U= U cosϕ U · cosϕ R P = I · cosϕ = P I= U · cosϕ P M3 · I · cosϕ P M3 · U · cosϕ = Ia = I · cosϕ Ia = I · cosϕ Ir Ir = I · senϕ Ir = I · senϕ Ir → Intensidad reactiva (A) R R= Reactancia X X= Impedancia Z Z = MR 2 + X 2 Sección del conductor conocida la potencia (mm2) S S= 2·L·P γ·e·U S= S S= R= I U · senϕ X= I S= S M3 · U U · cosϕ M3 · I U · senϕ M3 · I Z = MR 2 + X 2 = 2·ρ·L·P e·U S= L·P 2 · L · I · cosϕ S= γ·e S= e U M3 · I S= γ·e·U 2 · ρ · L · I · cosϕ L → Longitud de la línea (m) M3 · I cos ϕ → Factor de potencia U · cosϕ Resistencia S = Ia Ia → Intensidad activa (A) Sección del conductor conocida la intensidad (mm2) U= ρ·L·P e·U M3 · L · I · cosϕ γ·e M3 · ρ · L · I · cosϕ e e → caída de tensión (V) FACTOR DE POTENCIA MAGNITUDES DESCRIPCIÓN 1 0,7 a 0,9 cos ϕ Acumuladores para tarifa nocturna o lámparas incandescentes (cargas resistivas) Motores 0,85 Lámparas fluorescentes con condensador (compensado FP) 0,8 Lámparas de descarga (sodio y vapor de mercurio) 0,3 a 0,6 Lámparas fluorescentes sin condensador (sin compensar FP) FACTOR DE CORRECCIÓN MAGNITUDES fc DESCRIPCIÓN 1,25 · P Motores solos según ITC-BT-47 (apartado 3) 1,25 · P Varios motores, solo para el motor de mayor potencia según ITC-BT-47 (ap. 3) 1,3 · P Motores de elevación y transporte según ITC-BT-47 (ap. 6) 1,8 · P Lámparas de descarga según ITC-BT-09 (aparado 3) y ITC-BT-47 (ap. 3) © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. Significado y explicación de códigos IP e IK 273 SIGNIFICADO Y EXPLICACIÓN DE CÓDIGOS IP E IK C Código IP El código IP consta de dos números de una cifra, independientes uno del otro cada uno, situados inmediatamente después de las letras IP. La primera cifra indica el nivel de protección de las personas al acceder a partes peligrosas de máquinas o instalaciones eléctricas (zonas bajo tensión o piezas en movimiento que no sean ejes rotativos y análogos). Según el nivel de protección, se limita o impide la penetración, o bien de una parte del cuerpo humano, o bien de un objeto cogido por una persona, garantizando también la protección del equipo contra la penetración de cuerpos sólidos extraños. Esta cifra está graduada desde 0 (cero) hasta 6 (seis), y a medida que va aumentando el valor de dicha cifra, se indica que la protección es mayor. La segunda cifra indica el nivel de protección del equipo en el interior del envolvente frente a los efectos debido a la penetración de agua. Está graduada desde 0 (cero) hasta 8 (ocho), y a medida que va aumentando su valor, la cantidad de agua que intentará penetrar en el interior del envolvente será mayor y se acercará por más direcciones. GRADO DE PROTECCIÓN 1ª cifra Descripción abreviada 2ª cifra Descripción abreviada 0 No protegida 0 No protegida 1 Protegida contra los cuerpos sólidos de más de 50 mm 1 Protegida contra la caída vertical de gotas de agua 2 Protegida contra los cuerpos sólidos de más de 12 mm 2 Protegida contra la caída de gotas de agua con una inclinación máxima de 15º 3 Protegida contra cuerpos sólidos de más de 2,5 mm 3 Protegida contra la lluvia fina (pulverizada) 4 Protegida contra cuerpos sólidos de más de 1 mm 4 Protegida contra las proyecciones de agua 5 Protegida contra la penetración de polvo 5 Protegida contra los chorros de agua 6 Totalmente estanco al polvo 6 Protegida contra fuertes chorros de agua o contra la mar gruesa 7 Protegida contra los efectos de la inmersión 8 Protegida contra la inmersión prolongada Los procedimientos especializados de limpieza no están cubiertos por los grados de protección IP. Se recomienda que los fabricantes suministren, si es necesario, una adecuada información en lo referente a los procedimientos de limpieza. Esto está de acuerdo con las recomendaciones contenidas en la CEI 60529 para los procedimientos de limpieza especiales. Puede complementarse el código IP con una letra colocada inmediatamente después de las dos cifras características. Estas letras adicionales (A, B, C o D) proporcionan información sobre la accesibilidad de determinados objetos o partes del cuerpo a las partes peligrosas en el interior del envolvente. En la siguiente tabla se muestran las significaciones de cada letra: Letra La envolvente impide la accesibilidad a partes peligrosas con: A Una gran superficie del cuerpo humano tal como la mano, aunque no impide una penetración deliberada La prueba se hace con una esfera de 50 mm B Los dedos u objetos análogos que no excedan en una longitud de 80 mm La prueba se hace con un dedo de Φ12 mm y L = 80 mm C Herramientas, alambres, etc., con diámetro o espesor superior a 2,5 mm La prueba se hace con una varilla de Φ2,5 mm y L = 100 mm D Alambres o cintas con un espesor superior a 1 mm La prueba se hace con una varilla de Φ1 mm y L = 100 mm Y © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. anexos C SIGNIFICADO Y EXPLICACIÓN DE CÓDIGOS IP E IK En ocasiones, algunos envolventes no tienen especificada una cifra característica, bien porque no es necesaria para una aplicación concreta, bien porque no ha sido ensayada en ese aspecto. En este caso, la cifra característica correspondiente se sustituye por una X, por ejemplo, IP2X, que indica que el envolvente proporciona una determinada protección contra la penetración de cuerpos sólidos, pero que no ha sido ensayada en lo referente a la protección contra la penetración del agua. Primera cifra En ocasiones las cifras pueden sustituirse por símbolos como se indica en la tabla siguiente: Segunda cifra 274 IP5X Malla sin recuadro IP6X Malla con recuadro IPX1 Una gota IPX3 Una gota dentro de un cuadrado IPX4 Una gota dentro de un triángulo IPX5 Dos gotas, cada una dentro de un triángulo IPX7 Dos gotas IPX8 m Dos gotas seguidas de una indicación de la profundidad máxima de inmersión en metros NOTA: Los grados de protección no incluidos en esta tabla no tienen símbolo para su representación. Código IK Contempla el nivel de protección proporcionado por un envolvente contra los impactos mecánicos exteriores. Se designa con un número graduado de cero (0) hasta diez (10). A medida que el número va aumentado, indica que la energía del impacto mecánico sobre el envolvente es mayor. Este número siempre se muestra formado por dos cifras. Por ejemplo, el grado IK 05 indica, simplemente, el número 5. Grado IK IK 00 IK 01 IK 02 IK 03 IK 04 IK 05 IK 06 IK 07 IK 08 IK 09 IK 10 Energía (J) – 0,15 0,2 0,35 0,5 0,7 1 2 5 10 20 Masa y altura de la pieza de golpeo – 0,2 kg 0,2 kg 0,2 kg 0,2 kg 0,2 kg 0,5 kg 0,5 kg 1,7 kg 5 kg 5 kg 70 mm 100 mm 175 mm 250 mm 350 mm 200 mm 400 mm 295 mm 200 mm 400 mm © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. SOLUCIONES EVALÚA TUS CONOCIMIENTOS RESPUESTAS CORRECTAS DE LA SECCIÓN UNIDADES 1 2 3 4 5 6 1 c a b b c b 2 b c b a c 3 a,c c b a 4 b c a c b c 5 c b c c a b 6 b c c a c a 7 b c a c a c 8 a c c a © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright. 7 b d Redacción y selección de contenidos: Juan Eduardo González Caturla, Miguel Pareja Aparicio y Sebastián Terol Sanz Edición: Víctor Sánchez Diseño de cubierta: Paso de Zebra Fotocomposición, maquetación y realización de gráficos: J.B. Estudio Gráfico y Editorial, S. L. Fotografías: 3M España, ABB, AD Instruments, Aiscan, Apliweld, Asociación española de fabricantes de cable (FACEL), AUTOMATION 2000, Cahors Española S.A., Catu, CEA, Chauvin Arnoux, Circutor, Comisión Nacional de la Energía (CNE), Cypelec, Emdesa, Endesa, Fluke, General Cable, Hidrocantábrico, Hormilec, Iberdrola S.A., Ibérica de Aparellajes, IMEFY, Inducor, Instituto Nacional de Seguridad e Higiene en el Jumo, Trabajo (INSHT), Messko, Nexans España, Ormazabal, Power Solutions, Pronutec, Portal de información VOLTIMUM, Prysmian España, Red Eléctrica de España, RITZ, Roqmo S.L., s.a.c.i., Schneider Electric, Siba Fuses, Siemens, Sofomel, Top Cable, Tyco electronics, Unión Fenosa, Vasile & Cía, WEG, y archivo Editex Dibujos: Autores y J.B. Estudio Gráfico y Editorial, S. L. Preimpresión: José Ciria Dirección de producción: Santiago Agudo Editorial Editex, S. A. ha puesto todos los medios a su alcance para reconocer en citas y referencias los eventuales derechos de terceros y cumplir todos los requisitos establecidos por la Ley de Propiedad Intelectual. Por las posibles omisiones o errores, se excusa anticipadamente y está dispuesta a introducir d las correcciones precisas en posteriores ediciones o reimpresiones de esta obra. c El presente material didáctico ha sido creado por iniciativa y bajo la coordinación de Editorial Editex, S. A., conforme a su propio proyecto editorial. © Editorial Editex, S. A. Vía Dos Castillas, 33. C.E. Ática 7, edificio 3, planta 3ª, oficina B 28224 Pozuelo de Alarcón (Madrid) ISBN papel: 978-84-9003-364-7 ISBN eBook: 978-84-9003-909-0 ISBN LED: 978-84-9003-908-3 Depósito Legal: M-12836-2013 Imprime: Gráficas Muriel Impreso en España - Printed in Spain Cualquier forma de reproducción, distribución, comunicación pública o transformación de esta obra solo puede ser realizada con la autorización de sus titulares, salvo excepción prevista por la ley. Diríjase a CEDRO (Centro Español de Derechos Reprográficos, www.cedro.org) si necesita fotocopiar o escanear algún fragmento de esta obra. © Editorial Editex. Este archivo es para uso personal cualquier forma de reproducción o distribución debe ser autorizada por el titular del copyright.
