ud 5 – centros de transformación.

UD. 5 – LÍNEAS AÉREAS Y SUBTERRÁNEAS DE B.T.
P.I.E.
UD 5 – CENTROS DE TRANSFORMACIÓN.
1. Generalidades
Un centro de transformación es un elemento que pertenece a las redes de distribución de energía,
dedicado a transformar la tensión de dicha energía para que tenga unas características adecuadas
para su consumo.
Transforma la tensión de las líneas de distribución de media tensión (entre 1 y 30 KV) a la tensión
de consumo de la red de baja tensión (0,4 KV). En general está formado por los siguientes
elementos:
2. Clasificación de los centros de transformación
Los centros de transformación los podremos clasificar según distintas características:
CARACTERÍSTICAS
TIPO DE CENTRO DE TRANSFORMACIÓN
Según su emplazamiento
- Interior (ed. Independiente o ed. Dedicado a otros usos)
- Intemperie: sobre poste, S ≤ 160 KVA
Según su disposición constructiva
- Abierto o celdas de obra
- Celdas metálicas prefabricadas
- Compactas
Según su conexión en la red
- En punta.
- En anillo
- En doble derivación
Según su propiedad
- De compañía
- De abonado.
91
UD. 5 – LÍNEAS AÉREAS Y SUBTERRÁNEAS DE B.T.
P.I.E.
3. Partes fundamentales
Todos los centros de transformación están
formado por tres componentes generales:
a) Aparamenta de maniobra y protección
en MT
b) Transformador
c) Cuadro general de B.T. con su
aparamenta de maniobra y protección.
La composición y la forma de cada una de estas partes varía en función del tipo de centro de
transformación. Por la naturaleza de éstas partes distinguiremos entre C.T. de interior o de exterior
(P.I., poste intemperie), y dentro del primer grupo distinguiremos en que se trate de C.T. de
compañía o C.T. de abonado.
Definiremos primero el más completo de ellos, que será el C.T. de interior para abonado particular.
3.1.- Centro
intemperie
de
transformación
en
poste
Estos centros de transformación deben cumplir la MIE RAT 15.
La potencia máxima de este tipo de centro es de 160 KVA. No
obstante los transformadores utilizados habitualmente son de 25,
50, 100 y 125 KVA a 20 KV.
Este centro se dispone sobre poste de hormigón o metálico, en el
que se coloca el transformador sobre un soporte metálico.
Los elementos en media tensión son:
Seccionadores en M.T.
Elementos de corte y conexión de la línea en vacío. Son unipolares y consiste en una cuchilla
metálica soportada mediante aisladores. Estos seccionadores son de hierro galvanizado y el
circuito principal de cobre.
La tensión nominal es de 24 KV y la intensidad nominal
es de 400-630 A.
92
UD. 5 – LÍNEAS AÉREAS Y SUBTERRÁNEAS DE B.T.
P.I.E.
Fusibles de MT para exterior
Utilizados para la protección de los transformadores de
distribución contra cortocircuitos. Se suelen colocar en
apoyos distintos a los del trafo.
El calibre del fusible se escoge en función de la potencia
nominal del transformador. Los fabricantes dan curvas
de y tablas de selección.
Fusible expulsión-seccionador (fusibles XS)
Actualmente se prefiere utilizar el seccionador con fusible,
con el que se puede dejar el trafo sin tensión y al mismo
tiempo protegerlo contra cortocircuitos.
Tienen una tensión nominal de 24 KV, intensidad nominal
entre 100-200 A.
Son de fusión rápida y se escogen según la potencia
nominal del trafo, con poder de corte de 10 KA.
Pararrayos autoválvulas
Son pararrayos de resistencia variable para protección contra sobretensiones. De tensión nominal
24 KV y 10 KA de intensidad de descarga.
Se pueden sujetar a los portes mediante soporte metálico o a la carcasa del trafo.
93
UD. 5 – LÍNEAS AÉREAS Y SUBTERRÁNEAS DE B.T.
P.I.E.
Se unen entre sí mediante varilla de cobre de 8 mm de
diámetro y a tierra mediante conductor de cobre de sección
50 mm2.
Protección en BT
Los elementos de baja tensión son los necesarios para la
protección del transformador contra sobrecargas y la línea
de conexión entre el transformador y dicha protección.
Estará formado por un cuadro de protección de intemperie
conteniendo un interruptor tetrapolar con fusibles o interruptor automático, calibrados para la
potencia nominal del transformador.
Los conductores en BT serán los que unirán los bornes de BT del trafo con el cuadro de protección.
Dichos conductores estarán formados por cable RZ de aluminio, de sección 95 mm2 para
transformadores de potencia igual o inferior a 100 KVA y de sección mínima de 150 mm2 para los
de 160 KVA.
3.2.- Centro de transformación de abonado
Los elementos que forman parte de la aparamenta de maniobra y protección del centro de
transformación, se disponen en forma de celdas prefabricadas (armarios) que contienen en su
interior el elemento de maniobra y protección correspondiente.
Estas celdas se enlazan, se conectan, entre sí, para conseguir un conjunto que ofrezca las
posibilidades de maniobra y protección necesarias. El fabricante, mediante ensayos y
certificaciones
de
calidad, asegura que
dicho conjunto, si se
instala
según
sus
prescripciones, cumple
las condiciones de
seguridad suficientes.
Un
centro
de
transformación
de
abonado para tres
transformadores
podría ser el siguiente:
94
UD. 5 – LÍNEAS AÉREAS Y SUBTERRÁNEAS DE B.T.
P.I.E.
Las celdas que forman parte de éste centro de transformación son:
a) Celdas de línea: Disponen de un interruptor de corte en carga, seccionador de
puesta a tierra, aisladores capacitivos y pilotos señalizadores.
El interruptor tiene apertura y cierre simultáneo en los tres polos, tensión nominal 24
KV e intensidad nominal de 400 A.
El seccionador de puesta a tierra está situado entre el terminal del cable y el aparato
de protección y maniobra.
Ésta celda es propiedad de la compañía suministradora, que es la
única que tiene acceso a ellas según MIE RAT 19
b) Celda de seccionamiento: Es una celda que sirve para dejar sin
servicio el centro de transformación sin afectar al anillo de MT.
Dispone de un seccionador que desconecta, sólo sin carga, y deja
al circuito.
c)
Celda de protección: Se trata de una cabina con un interruptor
automático capaz de abrir el circuito en carga y en cortocircuito.
El interruptor debe contar con una cámara de ruptura con algún dieléctrico adecuado
(aire, aceite o gas SF6).
El interruptor es de 24 KV y 400 A de corriente nominal.
Puede estar formada por un interruptor automático o disyuntor, o un interruptor con
fusibles (ruptofusible).
El primero protege contra sobrecargas y cortocircuitos mediante relés, y se utiliza
normalmente como protección de todos los transformadores.
El segundo se suele utilizar como protección cada uno de los transformadores. Se
utiliza la timonería del fusible como activador del sistema de apertura del interruptor,
y protege únicamente contra cortocircuitos. Para que proteja al transformador contra
sobrecargas se coloca una bobina de emisión conectada a las protecciones del
mismo, que luego veremos.
Se denomina de protección general si protege más de un transformador o de
protección del transformador si protege únicamente un transformador.
d) Celda de medida: La celda de medida es la utilizada para
la ubicación de los transformadores de medida,
necesarios para la tarificación de energía.
Se utilizan dos o tres transformadores de tensión
20000/110 V y dos o tres trafos de corriente X/5 A, con
doble devanado, para la medida y para la protección.
Dichos transformadores se conectan con el equipo de
medida de energía mediante dos cables de 2,5 mm2 por
trafo de tensión y de intensidad.
e) Celda de remonte: Únicamente tienen las barras de
remonte, los soportes de las barras y los elementos de
conexión con las otras celdas.
95
UD. 5 – LÍNEAS AÉREAS Y SUBTERRÁNEAS DE B.T.
P.I.E.
Además de las celdas, como hemos dicho, el centro dispondrá de transformador, que veremos más
adelante e éste mismo tema, y la aparamenta de baja tensión, formada por el cuadro de baja
tensión, CBT, y el equipo de medida:
a) Cuadro de baja tensión, CBT. En el caso del CT de abonado, dicho cuadro coincide con el
Cuadro General de Baja Tensión, CGBT, de la instalación a la que alimente.
Si dicho cuadro no se encuentra en la interior del centro de transformación, será necesario
colocar en dicha sala un interruptor de corte omnipolar con protección contra
sobreintensidades, de forma que desde el mismo recinto se pueda dejar el transformador
sin carga.
b) Equipo de medida: Se trata de un módulo normalizado por la compañía con los equipos
necesarios para la tarifa contratada.
Se trata de un equipo de medida indirecta y normalmente estará compuesta por un
contador de energía activa de doble o triple tarifa, maxímetro, contador de reactiva y reloj
de conmutación.
Últimamente la compañía suministradora tiene normalizados unos equipos en los que un
único aparato realiza todas esas funciones.
Además de estos elementos dispondrá de regleta de verificación.
3.3.- Centro de transformación de compañía
El centro de transformación de compañía será de iguales características al anterior solo que no
llevará equipo de medida, por lo que no dispondrá tampoco de celda de medida. De igual manera
tampoco será necesaria la colocación de celdas de seccionamiento, ni protección general, ni de
remonte.
96
UD. 5 – LÍNEAS AÉREAS Y SUBTERRÁNEAS DE B.T.
P.I.E.
4.- Transformadores
Son máquinas estáticas de inducción electromagnética
destinada a transformar un sistema de corrientes variables
en otro de intensidades y tensiones generalmente
distintas.
En la actualidad, los tipos constructivos de los
transformadores
de
distribución
para
CT
son
prácticamente los dos siguientes:
– Transformadores en baño de aceite mineral, de
llenado integral o con depósito de expansión,
– Transformadores de aislamiento sólido a base de
resinas, denominados «transformadores secos».
Se designan por la potencia, tensión nominal y grupo de
conexión. Las principales características son las indicadas
en la placa de características:
Potencia nominal (KVA)
Tensión secundaria (V)
Regulador de tensión
Tensión de cortocircuito
Grupo de conexión
10, 25, 50, 100, 160, 250, 400, 630, 800, 1000,
1250, 1600 y 2500 KVA
Tipo B1: 230 V
Tipo B2: 400 V
±2,5%, ±5% o ±7,5%
Entre 4% y 6%
Hasta 160 KVA: Yz11
Mayor de 160 KVA:
Dy11
Los transformadores de distribución acostumbran estar equipados con un conmutador o cambiador
de la tensión primaria (MT), para poder ajustarla a la tensión real de alimentación en aquel punto
de la red.
Estos conmutadores son para maniobrarlos sin tensión, tanto
en MT como en BT, y acostumbran a ser de 5 posiciones: la
nominal más 4 posiciones. Resultan pues, escalones del
2,5%. Ejemplos ± 2,5%, ± 5%, o bien: ±2,5%, +5%, +7,5, o
también +2,5%, +5%, +7,5, +10%, etc.
En la realidad, estos conmutadores se actúan en muy pocas
ocasiones a lo largo de la vida del transformador. Pueden
pasar bastantes años sin ser actuados.
En el caso de los transformadores de aceite la cuba lleva en
su parte superior Los bornes con aisladores pasatapas, los
cáncamos de elevación, el dispositivo de llenado de aceite y el
alojamiento del termostato. En la parte inferior tiene ruedas y
en un lateral el indicador del nivel de aceite.
97
UD. 5 – LÍNEAS AÉREAS Y SUBTERRÁNEAS DE B.T.
VENTAJAS TRAFO EN ACEITE
menor coste unitario. En la actualidad su precio es del
orden de la mitad que el de uno seco de la misma
potencia y tensión,
menor nivel de ruido,
menores pérdidas de vacío,
mejor control de funcionamiento, pueden instalarse a la
intemperie, buen funcionamiento en atmósferas
contaminadas,
mayor resistencia a las sobretensiones, y a las
sobrecargas prolongadas.
P.I.E.
VENTAJAS TRAFO EN SECO
menor coste de instalación al no necesitar el depósito
colector en la obra civil, antes mencionado,
mucho menor riesgo de incendio. Es su principal
ventaja frente a los transformadores en baño de aceite.
Los materiales empleados en su construcción (resina
epoxy, polvo de cuarzo y de alúmina) son
autoextinguibles, y no producen gases tóxicos o
venenosos. Se descomponen a partir de 300 oC y los
humos que producen son muy tenues y no corrosivos.
4.1.- Determinación de la potencia del transformador
El dato de partida en el diseño de un centro de transformación es la potencia del transformador.
Para determinar la potencia del mismo será necesario estudiar cuál va a ser la carga que va ha
tener que suministrar en el funcionamiento normal. O sea, establecer cual va a ser el conjunto de
receptores que se le van a conectar, cual es su potencia, y cuales de ellos funcionarán
simultáneamente.
Para la determinación de dichas potencias distinguiremos entre los dos tipos de centros antes
mencionados: el de abonado y el de compañía.
Centro de transformación de abonado:
En este caso, en el momento de dimensionar el centro de transformación ya son conocidos los
receptores que se van a conectar a él, puesto que se dimensiona para una necesidad determinada.
En este caso la potencia del transformador vendrá dada por la expresión:
P = Pins ⋅ K u ⋅ K s
Siendo: P= potencia del transformador en vatios
Pins= Suma de potencias de los receptores en vatios
Ku= coeficiente de utilización.
Ks= coeficiente de simultaneidad.
El coeficiente de utilización es la relación entre la potencia
absorbida en la utilización y la absorbida a plena carga. Y
el coeficiente de simultaneidad viene dado por el número
de receptores que pueden funcionar al mismo tiempo.
Tanto un coeficiente como el otro tienen mucho de
estimación por parte del Técnico en función del tipo de
receptores y la aplicación que se les da a los mismos. No
obstante existen unas tabla de orientación, de las que
introducimos una muestra.
98
UD. 5 – LÍNEAS AÉREAS Y SUBTERRÁNEAS DE B.T.
P.I.E.
Para el caso en que los receptores no sean
conocidos totalmente, existen igualmente tablas para
estimar dicha potencia y poder calcular la potencia
del transformador.
Centro de transformación de compañía:
Para estos casos el reglamento de BT, en su instrucción ITC-BT-10, indica los distintos factores a
tener en cuenta para la determinación de dicha potencia.
Dicha instrucción se verá más adelante.
Igualmente, siempre que se diseñe un centro de transformación para la compañía suministradora
será necesario el estudio de su normativa además de la reglamentación vigente.
Ejemplo 1.- Una industria tiene una potencia instalada de 1.670 KW. Calcular:
a) Potencia necesaria en la alimentación para un Ku de 0,7 y un Ks de 0,5
b) Potencia aparente necesaria para un fdp de 0,85 y un factor de ampliación de 1,25
Ejemplo 2.- Calcula la potencia aparente del trafo necesario para alimentar una instalación que
consume una potencia de 1.050 kW con un Ks de 0,45. El fdp es de 0,9 y se prevé un aumento del
30%.
99
UD. 5 – LÍNEAS AÉREAS Y SUBTERRÁNEAS DE B.T.
P.I.E.
Ejemplo 3.- Determinar la potencia aparente de un trafo que alimente a un edificio de oficinas con
los siguientes receptores:
•
Alumbrado: 250 tubos de 36 W fdp=0,9 y 100 lámparas incandescentes de 100 W
•
Tomas de corriente: 120 repartidas en 10 circuitos, todas ellas de 230V/16 A
•
Aire acondicionado: 130 kW / 400 V/ fdp=0,8
•
Ascensores: 3 de 10, 7 y 6 kW, todos de 400V/fdp=0,8
Ejemplo 4.- Determinar cual será la potencia aparente del transformador de la industria cuyo
esquema se representa en la siguiente figura. Considerar que dicho transformador es de tensiones
20000/400 V y 50 Hz, y que los factores de potencia son: Alumbrado fluorescente: 0,9 Tomas de
corriente: 1 Máquinas: 0,8
100
UD. 5 – LÍNEAS AÉREAS Y SUBTERRÁNEAS DE B.T.
P.I.E.
4.2.- Cálculos eléctricos del centro de transformación
Una vez determinada la potencia del transformador, el cálculo del C.T. exige conocer las corrientes
de cortocircuito en el punto de conexión con la línea distribuidora de M.T. y en los bornes de B.T.
A partir de estos valores se escoge la aparamenta y los cables de conexión:
Intensidades en Media Tensión:
Intensidad nominal en el primario I 1n =
Sn
3 ⋅ VL1
Intensidad de cortocircuito permanente en el primario I CC1 =
S CC1
3 ⋅ VL1
SCC1: Potencia de cortocircuito en el punto de entronque con la red de M.T. según la empresa
distribuidora de energía (VA)
Intensidad de cortocircuito de choque I S1 = 1,8 ⋅ 2 ⋅I CC1 = 2,55 ⋅ I CC1
IS1: Intensidad de cortocircuito de choque o de pico, considerando el cortocircuito en el caso más
desfavorable (A).
Intensidades en Baja Tensión:
Intensidad nominal en el secundario I 2 n =
Sn
3 ⋅ VL 2
Intensidad de cortocircuito permanente en el secundario I CC 2 =
I 2n
100
u cc
ICC2: Intensidad de cortocircuito permanente (A)
ucc: Tensión de cortocircuito porcentual del transformador (%)
Intensidad de cortocircuito de choque I S 2 = 1,8 ⋅ 2 ⋅I CC 2 = 2,55 ⋅ I CC 2
IS2: Intensidad de cortocircuito de choque o de pico, considerando el cortocircuito en el caso más
desfavorable (A).
Impedancia del transformador referida al secundario: Esta impedancia total (ZCC) se calcula a
partir de la potencia nominal del transformador y su tensión de cortocircuito:
Z CC =
VL22 ⋅ uCC
V 2 ⋅u
V 2 ⋅u
y las componentes: RCC = L 2 R y X CC = L 2 X
S n ⋅100
S n ⋅100
S n ⋅100
101
UD. 5 – LÍNEAS AÉREAS Y SUBTERRÁNEAS DE B.T.
P.I.E.
Solicitaciones dinámicas: Se calcula el esfuerzo sobre barras conductoras considerando la
fuerza electrodinámica sobre conductores rectilíneos paralelos:
La fuerza máxima sobre las barras F = 2,04 ⋅ I S2 ⋅10 −8
Lb
siendo:
Db
F: Fuerza (kp)
Lb: Long. máxima de la barra (m)
Db: Distancia entre barras (m)
La fuerza sobre los soportes de las barras debe ser menor que la carga máxima de rotura que
admiten los aisladores utilizados.
Solicitaciones térmicas:
La densidad de corriente en régimen nominal: δ =
In
s
Esta densidad de cte. Ha de ser menor a la que puede soportar el conductor.
Sección necesaria para soportar el incremento de la temperatura del conductor en régimen de
cortocircuito:
Para el cobre: s =
I CC
13
2
t
siendo: s: Sección del conductor (mm )
∆θ: Incremento de temperatura permitida en el conductor (ºC)
∆θ
t: tiempo de duración del cortocircuito. Se suele considerar 0,1 s.
La temperatura alcanzada por el conductor debe ser menor que la permitida según el fabricante.
Ejemplo 5.- En un CT se utiliza un transformador de 630 kVA, 20/0,4 kV y ucc = 4%. Calcular
siendo Scc de la red de 450 MVA:
a) Intensidad de cortocircuito en el primario, despreciando la impedancia de la línea.
b) Intensidad de cortocircuito en el secundario.
Ejemplo 6.- Un CT tiene un transformador de 1.000 kVA, 20/0,4kV y ucc % = 6%, y que tiene unas
pérdidas en el cobre a plena carga de 10,5 kW. La potencia de cortocircuito en el punto de
conexión, según la compañía suministradora, es de 400 MVA. Calcular:
a) Intensidad de cortocircuito en el primario.
b) Impedancia, Resistencia y reactancia del trafo respecto al secundario.
c) Intensidad de cortocircuito en bornes del secundario, considerando solamente la impedancia
del trafo.
d) Reactancia de la red de MT referida al secundario, despreciando la resistencia.
e) Intensidad de cortocircuito en bornes del secundario del transformador, considerando la
reactancia de la red de MT.
f)
102
Intensidad de cortocircuito en el cuadro de BT si la línea de alimentación desde el
secundario del transformador tiene una resistencia de 0,6 Ω y una reactancia de 0,02 Ω
UD. 5 – LÍNEAS AÉREAS Y SUBTERRÁNEAS DE B.T.
P.I.E.
Ejemplo 7.- Un CT tiene un transformador de 1.000 kVA, 20/0,4kV y ucc % = 6,5 %. Calcular:
a) Intensidad de cortocircuito en el primario si la Scc = 500 MVA
b) Intensidad de choque en el primario.
c) Resistencia y reactancia interna del trafo respecto al secundario, sabiendo que las pérdidas
en el cobre a plena carga son de 12 kW.
d) Reactancia de la red de MT referida al secundario, despreciando la resistencia.
e) Intensidad de cortocircuito en bornes del secundario, considerando la reactancia de la línea
de alimentación.
f)
Intensidad de cortocircuito choque en bornes del secundario del transformador
5.- Protección de los transformadores
Los transformadores, al igual que todo aparato eléctrico, deberán estar protegidos contra
fenómenos eléctricos que puedan surgir en un mal funcionamiento de las instalaciones. Estos
pueden ser:
SOBRECARGAS
SOBREINTENSIDADES
PROTECCIÓN
TRAFOS
Calentamientos e incendios
CORTOCIRCUITOS
SOBRETENSIONES
Pérdidas de rigidez dieléctrica
5.1.- Protección contra sobreintensidades
Para la protección frente a estos calentamientos producidos por las sobreintensidades se utilizan
distintos sistemas; unos la hacen controlando el aumento de la temperatura y otros controlando la
aparición de los gases que este aumento produce. Se utilizan unos u otros según el tipo de
transformador que queramos proteger y el tipo de sobreintensidad:
TIPO DE TRANSFORMADOR
CON DEPÓSITO DE
EXPANSIÓN
TRAFO.
EN ACEITE
DE LLENADO
INTEGRAL
TRAFO EN SECO
CONTROL DE
TEMPERATURA
CONTROL DE GASES
TERMÓMETRO DE
ESFÉRA
RELÉ BUCHOLZ
TERMÓMETRO DE
ESFÉRA
DGP
DGPT
SONDAS PTC
No procede
PROTEGEN CONTRA
SOBRECARGAS
Actúan sobre Interruptor
PROTEGEN CONTRA
CORTOCIRCUITOS
Actúan sobre Disyuntor
103
UD. 5 – LÍNEAS AÉREAS Y SUBTERRÁNEAS DE B.T.
P.I.E.
5.1.1.- Protección contra sobrecargas. Sobrecalentamientos.
En todo transformador en servicio, hay dos focos principales de calor. Uno está en el núcleo
magnético debido a las pérdidas por histéresis y por corrientes de Foucauld, en conjunto
denominadas pérdidas magnéticas, y el otro, en los arrollamientos, debido a las pérdidas por efecto
Joule (I2 R).
Termómetro de esfera
En los transformadores en baño de aceite, la protección
se efectúa mediante un termómetro con contactos
eléctricos ajustables, o un termostato, que vigilan la
temperatura del aceite en la capa superior del mismo (la
más caliente debido a la convección) y actúan al
sobrepasar el valor de ajuste.
Los termómetros (más usados que los termostatos) suelen
tener dos escalones de actuación, ambos regulables. Uno
para dar señal de aviso (alarma) y otro, regulado a una
temperatura más elevada, para provocar la apertura del
interruptor de alimentación.
Relé Bucholz
En los transformadores con depósito
conservador este aparato queda
intercalado en el tubo de conducción
entre el depósito y la cuba del
transformador. Es el denominado
relé
Buchholz.
Detecta
la
acumulación de gas o aire en el
aceite. Y también el nivel bajo de
aceite.
Relés DPG y DPGT
En los transformadores de distribución MT/BT de llenado integral, sin
depósito conservador, el relé de detección de gases está situado en la
tapa superior del transformador. Se denomina «Detector de Presión de
Gas (DPG)» Detecta también el nivel bajo de aceite mediante flotadores.
Algunos modelos de DGP llevan incorporado un termómetro con
contactos eléctricos, formando así, un dispositivo de protección integrada
contra sobretemperaturas y gases. Se les denomina DGPT.
104
UD. 5 – LÍNEAS AÉREAS Y SUBTERRÁNEAS DE B.T.
P.I.E.
Sondas PTC
En los transformadores secos, el control y vigilancia de la temperatura se efectúa mediante sondas
PTC (termistores) situados sobre la parte activa del transformador, dos en cada fase (columna), en
alojamientos para ello, que permiten una posible sustitución. Están colocados en la parte superior
de las columnas, que es la más caliente.
Para la protección contra sobretemperaturas, en ambos tipos de transformadores (secos y en
aceite), el elemento de interrupción de la alimentación puede ser un interruptor-seccionador, ya que
la intensidad a cortar es la corriente de consumo de los receptores (corriente de carga o de
sobrecarga). En cambio, en caso de avería interna detectada por un relé de gases, ésta puede ser
muy importante, y dar lugar a una corriente de cortocircuito de valor superior al poder de corte de
un interruptor-seccionador. Se requiere pues un interruptor automático.
5.1.2.- Protección contra cortocircuitos
En la protección contra cortocircuitos o grandes sobrecargas distinguiremos entre los distintos tipos
de centros de transformación, esto es en los de compañía y los de abonado:
CT de compañía:
En estos centros la protección contra cortocircuitos la realizan los fusibles MT asociados al
interruptor-seccionador para maniobra del transformador. Las líneas de salida en BT están
protegidas cada una por sus correspondientes fusibles seccionadores.
CT de abonado:
La protección la realizará la protección contra sobretemperaturas en cada transformador. Si los
transformadores son en baño de aceite, protección con detector de gases (Buchholz o DPG) que
actúan sobre el disparador del interruptor automático propio (si lo hay), o bien sobre el interruptor
automático general de entrada. (Relés directos)
Asimismo, a cada interruptor automático está asociado un relé de sobreintensidad (tiempo inverso),
cortocircuito, y corrientes de defecto a tierra, conectado a tres transformadores de intensidad MT.
La protección contra sobreintensidades y
cortocircuitos en y entre fases la efectúan los
elementos «F» del relé. La protección contra
corrientes de defecto a tierra la realiza el elemento
«N» del relé. (Relé indirectos)
De este esquema se desprende que aún en el caso
de corrientes desequilibradas, por el elemento «N»
no circulará intensidad. Ésta circulará solamente
cuando haya una corriente fase y tierra. Es pues
una protección de tipo diferencial.
105
UD. 5 – LÍNEAS AÉREAS Y SUBTERRÁNEAS DE B.T.
P.I.E.
5.2.- Protección contra sobretensiones
Las sobretensiones que pueden producirse en un sistema de AT o de MT pueden ser:
De origen interno en el propio sistema, debido a la maniobra de interruptores y/o
cortocircuitos fase-tierra.
De origen externo al sistema,
electrostáticas y rayos.
debidas
a causas
atmosféricas, sobretensiones
Por su naturaleza, las sobretensiones de origen interno guardan una relación de proporcionalidad
con la tensión de servicio de la línea o instalación donde se producen. Por el contrario, el valor de
las sobretensiones de origen externo (sobretensiones atmosféricas) no guarda ninguna relación
con la tensión de servicio. Por su naturaleza, su valor es aleatorio y puede llegar a ser muy
elevado respecto al de la tensión de servicio.
Se denomina «Nivel de Aislamiento» (NA) de un elemento eléctrico, a su aptitud para soportar una
sobretensión, sin deteriorarse.
El nivel de aislamiento de un elemento, queda definido por las tensiones de prueba que pueden
soportar sin averiarse. Para los elementos y aparatos de MT,
estas tensiones de prueba son:
Tensión a frecuencia industrial (50 Hz) aplicada durante
60 segundos.
Impulsos de tensión tipo rayo, onda de forma según la
figura. Se denomina onda 1,2/50 µs.
Para proteger al centro de éstas sobretensiones de origen atmosférico se
utilizan los pararrayos de protección o autoválvulas:
Se trata de una serie de discos de Óxido de Zinc apilados en el interior de
un cuerpo cilíndrico de material aislante, por ejemplo un aislador de
porcelana. Estos discos, cada uno en contacto con su superior y su
inferior, están eléctricamente conectados en serie. El conjunto se conecta
entre la línea y tierra, tiene pues un borne superior conectado a la línea y
un borne inferior conectado a tierra.
Estos elementos de OZn presentan una resistencia variable con la
tensión, de forma que a la tensión de servicio su resistencia es del orden
de millones de Ohm (MΩ) por lo cual la corriente a tierra que circula por
ellos en una línea de MT es del orden de miliamperio (mA) o sea,
despreciable.
Ahora bien, al llegar a un determinado valor de sobretensión, su
resistencia baja bruscamente a valores del orden de unos pocos ohmios
(10 a 20 Ω), con lo cual se produce una corriente de descarga a tierra,
normalmente del orden de algunos kA, que amortigua la sobretensión por
disipación de su energía. Se trata de un impulso de corriente en forma de
onda de frente brusco de breve duración (unos pocos microsegundos).
106
UD. 5 – LÍNEAS AÉREAS Y SUBTERRÁNEAS DE B.T.
P.I.E.
Una vez desaparecida la sobretensión el pararrayos recupera su resistencia inicial del orden de
MΩ.
Las características básicas que definen un pararrayos de OZn son, pues:
intensidad nominal de descarga, onda 8/20 µs (kA),
tensión residual (kV),
tensión de servicio de la instalación donde se conecta (kV).
Como
ejemplo,
se
especifican, en la siguiente
figura las características de
un pararrayos para redes de
20 kV.
Para la instalación de los pararrayos en los CT cabe distinguir tres casos:
CT alimentados por una red de cables subterráneos, por ejemplo una red urbana. En este
caso no precisa instalar pararrayos, pues por su naturaleza en este tipo de red no pueden
aparecer sobretensiones de tipo atmosférico.
CT alimentados directamente por línea aérea. Deben instalarse pararrayos en el punto de
acometida de la línea aérea al CT. Habitualmente se colocan en la cara exterior de la pared
por donde entra la línea, para que la eventual explosión de un pararrayos, no afecte a los
aparatos o elementos instalados en el interior del CT.
CT alimentados por un corto tramo de cable subterráneo conectado por su otro extremo a
una línea aérea.
Las sobretensiones atmosféricas que llegan al cable por la línea aérea, penetran en el mismo en
aproximadamente un 20% de su valor y llegan hasta el CT. Por tanto, deben colocarse pararrayos
en el punto de conexión del cable subterráneo a la línea aérea, físicamente en el poste donde se
efectúa la conexión.
Estos pararrayos protegen en
primer lugar el tramo de cable
subterráneo
pero
protegen
también los elementos del CT
(equipo de MT y transformadores),
cuando la distancia entre los
pararrayos y el CT es inferior a 25
m
aprox.
Para
distancias
superiores debe instalarse otro
juego de pararrayos en el propio
CT
107
UD. 5 – LÍNEAS AÉREAS Y SUBTERRÁNEAS DE B.T.
P.I.E.
5.3.- Protección contra incendios
En los CT con uno o varios transformadores en baño de aceite, dado que se trata de un líquido
inflamable, debe preverse una protección contra incendios, según MIE-RAT 14. Esta protección no
serán necesarios cuando los transformadores son del tipo seco aislados con resinas.
Entran en consideración dos sistemas o niveles de protección contra incendios:
•
Un primer nivel denominado «pasivo», de aplicación general en todos los casos.
•
Un segundo nivel denominado «activo», que refuerza y complementa el anterior, de
aplicación obligatoria a partir de ciertas cantidades
de aceite.
El sistema o nivel de protección «pasivo» consiste en:
Pozo colector para recogida de aceite, con dispositivo
apagallamas, uno por cada transformador.
Obra civil resistente al fuego (techo y paredes).
Puertas y sus marcos, aberturas de ventilación con
sus marcos y persianas, ventanas, etc., todas de
material metálico (normalmente acero). Esta
precaución se adopta también habitualmente en
los CT con transformadores secos.
También es conveniente disponer tabiques metálicos o
de obra civil resistente al fuego entre el
transformador y el resto del CT, que actúen como
separadores cortafuegos.
El sistema o nivel de protección «activo», debe de
aplicarse como complemento del sistema o nivel pasivo,
cuando en el CT se sobrepasan las siguientes cantidades
de aceite:
•
600 litros por transformador individual del CT,
•
2400 litros, para el total de los transformadores instalados en el CT.
•
Si se trata de CT ubicados en locales de pública concurrencia, los anteriores valores se
reducen a 400 litros por transformador individual, y 1 500 litros para el total de los
transformadores del CT.
Este sistema de protección activa consiste en:
108
–
Equipo de extinción de fuego de funcionamiento automático, activado por los adecuados
sensores y/o detectores,
–
Instalación de compuertas de cierre automático de las aberturas de ventilación (entradas y
salidas del aire) en caso de incendio,
–
Separación de la celda del transformador del resto de la instalación del CT.
UD. 5 – LÍNEAS AÉREAS Y SUBTERRÁNEAS DE B.T.
P.I.E.
6.- Alumbrado, señalización y material de seguridad
Los CT deberán cumplir las siguientes prescripciones:
Las puertas de acceso al CT y las puertas y pantallas de protección de las celdas, llevarán el cartel
de riesgo eléctrico, según dimensiones y colores que especifica la Recomendación AMYS 1.4.10,
modelo AE-10.
En un lugar bien visible del interior del CT se situará un cartel con las instrucciones de primeros
auxilios a prestar en caso de accidente de una persona.
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 por lo menos dos puntos de luz. Los interruptores
de alumbrado estarán situados en la proximidad de las puertas de acceso. Independientemente de
este alumbrado, deberá existir un alumbrado de emergencia con generación autónoma que tendrá
una autonomía mínima de 2 horas, con nivel luminoso no inferior a 5 lux.
Aquellos CT en los que sea necesario realizar maniobras con pértiga estarán equipados con un
taburete de aislamiento sobre el que se colocará el operario al utilizar la pértiga. Existirá igualmente
un par de guantes aislantes de MT guardados en un pequeño armario o cofret, acondicionados con
polvo de talco.
La instalación eléctrica de BT para el servicio propio del CT llevará en su origen un interruptor
diferencial de alta sensibilidad (10 mA o 30 mA).
7.- Ventilación del centro de transformación
Los recintos destinados a centros de transformación deben tener renovación de aire para evacuar
el calor originado por las pérdidas de potencia en el transformación, que se transforman en energía
calorífica. La renovación de aire puede ser natural o forzada con ventiladores.
La ventilación natural se realiza mediante una rejilla de entrada de aire situada como máximo a 0,3
m del suelo y la salida mediante rejilla de sección ligeramente superior a la de la entrada, situada a
una separación vertical mínima con respecto a ésta de 1,3 m.
Caudal de aire necesario: Q =
PP
siendo: Q: Caudal de aire (m3/s)
1,16 ⋅ ∆θ a
PP : Perdida de potencia del trafo a plena
carga PFe + PCu (kW)
∆θa: Incremento de temperatura del aire (ºC)
Sección mínima de la rejilla:
Sr =
Q
vs
La sección total mínima de la rejilla (St) será:
Sr : Sección siendo:
neta de rejilla (m2)
vs: Velocidad de salida del aire (m/s)
S t ≥ 1,4 ⋅ S r
La sección total es superior a la neta debido a que las láminas de la rejilla
disminuyen el paso del aire. La velocidad de salida del aire es función de la
vs = 4,6
distancia vertical entre los centros de las rejillas:
H
∆θ a
109
UD. 5 – LÍNEAS AÉREAS Y SUBTERRÁNEAS DE B.T.
P.I.E.
Ejemplo 8.- Calcular el caudal necesario para ventilación de un transformador de 1600 KVA con
pérdida de potencia a plena carga de 19,6 kW, para un incremento de temperatura del aire de 15
ºC.
Ejemplo 9.- Un centro de transformación utiliza un transformador de 1000 KVA con pérdida de
potencia a plena carga de 12,2 kw, para ventilación se considera un incremento de temperatura del
aire de 15 ºC, y la altura entre las rejillas de entrada y salida del aire es de 2 m. Calcular:
a) Caudal de aire necesario.
b) Sección neta necesaria en las rejillas de ventilación.
8.- Puesta a tierra de los centros de transformación
En general, se denomina “puesta a tierra” a la conexión metálica de uno o varios puntos de una
instalación a uno o varios electrodos enterrados, con el fin de permitir el paso a tierra de corrientes
de fallo o descargas atmosféricas, evitando además que existan tensiones peligrosas entre la
instalación y superficies próximas del terreno.
En el caso de los centros de transformación vamos a tener dos tomas de tierra distinta, como
veremos a continuación.
8.1.- Sistemas de puesta a tierra
Según MIE-RAT 13, en principio, hay que considerar dos sistemas de puesta a tierra diferentes:
•
Puesta a tierra de protección
•
Puesta a tierra de servicio
8.1.1.- Puesta a tierra de protección
Se conectan a esta toma de tierra las partes metálicas interiores del CT que normalmente están sin
tensión, pero que pueden estarlo a consecuencia de averías, accidentes, descargas atmosféricas o
sobretensiones:
–
las carcasas de los transformadores,
–
los chasis y bastidores de los aparatos de maniobra,
–
las envolventes y armazones de los conjuntos de aparamenta MT (cabinas, celdas),
–
los armarios y cofrets con aparatos y elementos de BT,
–
las pantallas y/o blindajes de los cables MT.
Se exceptúan de conectar a esta toma de tierra de protección, los elementos metálicos del CT
accesibles desde el exterior, y que no contienen ni soportan partes en tensión. Por tanto, las
puertas y sus marcos, las persianas con sus rejillas, para la entrada y la salida del aire de
ventilación, etc.
110
UD. 5 – LÍNEAS AÉREAS Y SUBTERRÁNEAS DE B.T.
P.I.E.
8.1.2.- Puesta a tierra de servicio
Se conectan a esta puesta a tierra los siguientes elementos:
–
en los transformadores, el punto neutro del secundario BT, cuando esto proceda, o sea,
directamente cuando se trata de distribuciones con régimen de neutro TN o TT, o a través
de una impedancia cuando son con régimen IT.
–
en los transformadores de intensidad y de tensión, uno de los bornes de cada uno de los
secundarios,
–
en los seccionadores de puesta a tierra, el punto de cierre en cortocircuito de las tres
fases y desconexión a tierra.
Más adelante, se expondrán los criterios y/o las condiciones para disponer dos redes de puesta a
tierra separadas; cada una con su electrodo; una para las tomas de tierra de protección, y otra para
las de servicio, o bien para reunirlas en un solo sistema y electrodo comunes, constituyendo una
instalación de tierra general.
8.1.3.- Configuración de los electrodos de conexión a tierra
En este procedimiento UNESA las configuraciones consideradas son:
–
cuadrados y rectángulos de cable
enterrado horizontalmente, sin picas,
–
cuadrados y rectángulos de cable
enterrado como las anteriores pero con
4 u 8 picas verticales,
–
configuraciones longitudinales, o sea,
línea recta de cable enterrado
horizontalmente, con 2, 3, 4, 6 u 8
picas verticales alineadas.
Para cada una de estas configuraciones, se
consideran
dos
profundidades
de
enterramiento, de 0,5 y de 0,8 m, y, para las
picas, longitudes de las mismas de 2, 4, 6 u
8 m.
Como medida adicional, UNESA recomienda
en el piso del local destinado a centro de
transformación la realización de un mallazo
electrosoldado con redondos de diámetro
inferior a 4 mm, formando retícula no
superior a 0,3x0,3 m. Este mallazo se cubrirá
de una placa de 0,1 m de hormigón como
mínimo. Y se conecta a la red de tierras en
dos puntos.
111
UD. 5 – LÍNEAS AÉREAS Y SUBTERRÁNEAS DE B.T.
P.I.E.
8.2.- Cálculo de la toma de tierra
8.2.1.- Tensiones de paso y contacto
La corriente pasa al terreno repartiéndose por todos los
puntos de la superficie del electrodo en contacto con la
tierra, por tanto, en todas las direcciones a partir del
mismo.
En los sistemas de MT esta tensión U suele hacerse
prácticamente cero a una distancia del electrodo de
unos 20 a 30 m. Entre dos puntos de la superficie del
terreno, habrá pues una diferencia de tensión función
de la distancia entre ellos y al electrodo.
Esta diferencia de tensión entre dos puntos de la
superficie del terreno, se denomina «tensión de paso»
pues es la que puede quedar aplicada entre los dos pies
separados de una persona que en aquel momento se
encuentre pisando el terreno. La tensión de paso se
expresa para una separación de 1m entre los dos pies, y
puede llegar a ser peligrosa, por lo cual, en el MIE-RAT
13, se indica el valor máximo admisible, en función del
tiempo de aplicación.
Este tiempo es el que transcurre entre la aparición de la
corriente a tierra, y su interrupción por un elemento de
corte (interruptor, fusible, etc.). En las redes públicas
españolas de MT este tiempo es habitualmente indicado
por la compañía suministradora. Éstas acostumbran a dar valores del orden de 1 segundo.
Cuando hay una circulación de corriente del electrodo al terreno circundante, además de la
«tensión de paso» explicada, aparece también una denominada «tensión de contacto», Uc, que
es la diferencia de tensión que puede resultar aplicada entre los dos pies juntos sobre el terreno, y
otro punto del cuerpo humano.
112
UD. 5 – LÍNEAS AÉREAS Y SUBTERRÁNEAS DE B.T.
P.I.E.
8.2.2.- Cálculo de los principales factores
Resistividad del terreno: Se toma un valor de ρ (Ωm) según el tipo de terreno entre los indicados
en la MIE-RAT 13. También se puede medir la resistividad.
Configuración de la toma de tierra: Se escoge una configuración de las inluidas en las tablas de
UNESA y , a partir de dichas tablas, se obtienen los principales valores.
Actualmente entre las disposiciones más utilizadas es realizar la toma de tierra mediante un
rectángulo de 5 x 3 m, con conductor de cobre desnudo de 50 mm2, y una pica de acero cobreada
de 2 m de longitud y 14 mm de diámetro, colocada en cada esquina del rectángulo, y enterrada a
0,8 m de profundidad. Para ella las tablas serían:
Para una configuración con picas en hilera a una profundidad de 0,8 m y separación de 6 m entre
picas.
Resistencia de puesta a tierra: RT = ρ ⋅ K r
Intensidad de defecto a tierra: I d =
VL
3 RT2 + X C2
Siendo XC la reactancia capacitiva (Ω) X C =
1
, la pulsación es w = 2πf= 100π rad/s y la
3⋅C ⋅ w
capacidad C(µF) = 0,006La + 0,25Lb ; tomando valores de La la longitud de la línea aérea de
MT(km) y Lb la longitud de la línea subterránea de MT (km)
113
UD. 5 – LÍNEAS AÉREAS Y SUBTERRÁNEAS DE B.T.
P.I.E.
Tensión de paso máxima: V pmáx = K p ⋅ ρ ⋅ I d
Tensión de paso admisible: Según la MIE-RAT 13: V p =
10 K 
6ρ 
1+

n 
t  1000 
Los valores de K y n dependen del tiempo de duración del defecto. Dicho dato es un valor que da
la empresa distribuidora de energía, que suele ser inferior a 0,9 s. En este caso K=72 y n=1.
Esta tensión de paso debe ser mayor que la tensión de paso máxima.
Tensión de paso admisible en el acceso del CT
Es la tensión a la que puede quedar expuesta una persona cuando tienen un pie en el terreno y
otro en el pavimento del CT.
V p ( acc ) =
10 K  3ρ + 3ρ ' 
1 +

1000 
tn 
Siendo ρ la resistividad del terreno y ρ’ la resistividad del hormigón.
Esta tensión de paso debe ser mayor que la tensión de paso máxima.
Tensión de contacto máxima: Vcmáx = K c ⋅ ρ ⋅ I d
Tensión de contacto admisible: Según la MIE-RAT 13: VC =
K  1,5 ρ 
1 +

t n  1000 
La tensión de contacto máxima debe ser menor que la admisible. Esto no se cumple en muchos
casos por lo que adoptan las siguientes medidas de seguridad:
Las puertas y rejillas metálicas que den al exterior del centro no tendrán contacto con
masas conductoras que pueden quedar bajo tensión en un defecto.
Realización en el piso del local del centro de un mallazo tal como hemos comentado.
Realización de una acera de un metro de ancho en todo el perímetro del edificio
prefabricado.
Tensión de defecto: Vd = RT ⋅ I d
Esta tensión debe ser inferior al nivel de aislamiento de la instalación de B.T. que
suele ser de 10 KV. Si esta tensión de defecto es menor o igual a la tensión de V ≤ V = K
d
ca
contacto máxima aplicada, se puede colocar una sola toma de tierra para neutro
tn
de BT y protección.
114
UD. 5 – LÍNEAS AÉREAS Y SUBTERRÁNEAS DE B.T.
P.I.E.
Separación entre tomas de tierra:
La separación D(m) entre tomas de tierra de neutro y protección del CT será como mínimo de 15
m, para terrenos de poca resistividad (ρ<100Ωm).
Para terrenos de más resistividad se calcula por la fórmula:
D≥
Id ⋅ ρ
2π ⋅ U
Siendo Id la intensidad de defecto a tierra en el lado de alta tensión, en amperios, que será
facilitado por la empresa eléctrica.
Y U = 1.200 V en redes de distribución TT y tiempos de eliminación de defecto menores a 5 s.
Ejemplo 10.- La toma de tierra de protección en un centro de transformación se realiza colocando
un rectángulo de 4 x3 m, con conductor de cobre de 50 mm2 de sección, enterrado en zanjas de
profundidad 0,8 m y cuatro picas de acero de 2 m de longitud y 14mm de diámetro, situadas en los
cuatro vértices del rectángulo. La resistividad del terreno es 240 Ω m. La subestación está a una
distancia de 150 Km, de los cuales 142 Km están resueltos mediante línea aérea, y el resto
subterránea. El tiempo de actuación de las protecciones es de 0,7 s. La línea de M.T. es de 20 kv.
Calcular:
a) Resistencia de puesta a tierra.
b) Intensidad de defecto a tierra.
c) Tensión de paso máxima.
d) Tensión de contacto máxima.
e) Tensión de defecto.
f)
Comprobar si las tensiones de paso y de contacto son admisibles.
Ejemplo 11.- La toma de tierra de protección en un centro de transformación situado en el interior
de un edificio, se realiza con conductor de cobre de 50 mm2 de sección, enterrado en zanjas de
profundidad 0,8 m y dos picas de acero cobreado de 4 m de longitud y 14 mm de diámetro,
separadas 6 m y alejadas del acceso al C.T. En el suelo del CT se construye una superficie
equipotencial según la recomendación de UNESA. La resistividad del terreno es 280 Ω m. La
intensidad de defecto a tierra es 320 A y el tiempo de actuación de las protecciones 0,7 s. Calcular:
a) Tensión de paso máxima y tensión de paso exterior admisible.
b) Tensión de paso admisible en el acceso con hormigón de resistividad 3 000 Ω m.
c) Tensión de defecto.
Ejemplo 12.- En una toma de tierra, la intensidad de defecto a tierra es de 161 A y la resistencia de
tierra es de 21 Ω. Calcular:
a) Tensión de defecto.
b) Separación mínima entre toma de tierra de neutro y toma de tierra de protección, si la
resistividad del terreno es 380 Ω m y el tiempo de eliminación del defecto 0,8 s.
115