MANTENIMIENTO INDUSTRIAL PRINCIPIOS BÁSICOS MANTENIMIENTO INTRODUCCIÓN AL ADQUIRIR CUALQUIER MAQUINA O EQUIPO, ES NECESARIO PREVER EL MOMENTO EN QUE DEJE DE FUNCIONAR CORRECTAMENTE. ANTE ESTA SITUACIÓN PODEMOS OPTAR POR DOS SOLUCIONES: - REEMPLAZAR POR OTRO EQUIPO. ADELANTARNOS AL MOMENTO EN QUE DEJE DE FUNCIONAR O REPARAR. - DEFINICIÓN DE MANTENIMIENTO CONJUNTO DE DISPOSICIONES TECNICAS, MEDIOS Y ACTUACIONES QUE PERMITEN GARANTIZAR QUE LAS MAQUINASINSTALACIONES Y ORGANIZACIÓN DE UNA LÍNEA DE PRODUCCION PUEDA DESARRROLLAR EL TRABAJO QUE SE TIENE ESTABLECIDO OBJETIVOS DEL MANTENIMIENTO GARANTIZAR REGULAR DE SERVICIOS. EL LAS FUNCIONAMIENTO INSTALACIONES Y EVITAR EL ENVEJECIMIENTO PREMATURO DE LOS EQUIPOS QUE FORMAN PARTE DE LAS INSTALACIONES. CONSEGUIR TODO ELLO, A UN PRECIO RAZONABLE. TIPOS DE MANTENIMIENTO MANTENIMIENTO PREVENTIVO CORRECTIVO SISTEMATICO CONDICIONAL FALLO FRECUENCIAS ESTADO DEL EQUIPO FALLO PARCIAL AVERIA TIEMPO Y, PERIODOS, MEDICIÓN, INSPECCIÓN CORRECTIVO PROGRAMADO REPARACIÓN MANTENIMIENTO PREVENTIVO Las acciones de mantenimiento preventivo pueden aplicarse de forma programada por tiempo, o como consecuencia del análisis de la condición del equipo y sus componentes: - La programación del mantenimiento por tiempo es el Mantenimiento Programado o Preventivo. - Y la programación por las condiciones Mantenimiento Predictivo MANTENIMIENTO PROGRAMADO Es el conjunto de acciones que se aplican de forma programada en el tiempo, bien por horas de servicio, por el número de ciclos, o simplemente por el número de tiempo transcurrido. Los métodos de programación son estadísticos y se basan en la experiencia del fabricante. MANTENIMIENTO PROGRAMADO Acciones de mantenimiento programado: - - Sustitución de componentes Desmantelamiento y montaje para reconocimiento de defectos ocultos. Engrases Sustitución de líquidos. Etc... MANTENIMIENTO PREDICTIVO Es el conjunto de acciones que se aplican como consecuencia de la observación del estado de los componentes de la instalación. Este estado del componente puede ser el actual en el momento de la acción de mantenimiento, o por el análisis de la tendencia de la evolución de su condición. MANTENIMIENTO PREDICTIVO Acciones de Mantenimiento: - Inspección visual: revisión cuidadosa sin realizar desarmes ni usar herramientas Inspección cercana: que además de los aspectos cubiertos por la visual, usa herramientas, sin realizar desarmes ni cortes de tensión. Inspección detallada: que además de los aspectos cubiertos por la cercana, identifica los defectos utilizando herramientas y equipos de ensayo, y con apertura de envolventes. - - MANTENIMIENTO CORRECTIVO Es el conjunto de acciones que se realiza cuando se ha producido el fallo del componente: - Fallo de componente sin afectar a la continuidad de la producción se de nomina Mantenimiento Correctivo Programado. - Fallo de componente afectando a la continuidad de la producción se denomina AVERIA PLAN DE MANTENIMIENTO Requisitos de Mantenimiento: un Plan de Plan Mantenimiento Organización Funciones Hombres Equipos Frecuencia Duración Eficacia Hombres Eficacia Equipos Mejora de la disponibilidad de las líneas de producción PROGRAMA Y GESTION MANTENIMIENTO Debemos tener en cuenta los siguientes apartados: - Por separado los trabajos mecánicos, eléctricos y electrónicos. Procedimiento de las gamas de mantenimiento. Acciones específicas para cada equipo. Instrucciones de mantenimiento: especificar. Proveedores: se conocerán. Maquina y equipos conocimiento de características. Piezas de repuesto. Equipos humanos y herramientas a utilizar. Formación personal. Historial de las maquinas. Especificaciones de prueba. Costes. Contratas. - INGENIERIA DE MANTENIMIENTO Los sistemas de producción suelen adolecer de importantes defectos de proyecto, construcción, montaje y utilización, lo que trae perdidas muy elevadas en los primeros meses de utilización. El lograr un buen estado de buen funcionamiento de las instalaciones industriales se denomina Terotecnología. INGENIERIA DE MANTENIMIENTO La Terotecnología por extensión, comprende las diferentes acciones prácticas de gestión de la fiabilidad y calidad de los sistemas para nuevos proyecto, mejoras y modificaciones tras el análisis de fallos-mantenimiento programado-estudios de recambio, etc. MANTENIMIENTO Y CALIDAD TOTAL Sabemos que todas las mejoras conducen a consolidar la Calidad y el funcionamiento continuo de las instalaciones, reducen costes y aumentan la productividad. La Calidad Total es algo así como: “Una lucha sistematizada contra la ineficiencia” MANTENIMIENTO Y CALIDAD TOTAL Podemos identificar cinco bloques potenciales de ineficiencias sobre los que debe actuar la Calidad Total: - Diseño Procesos Materiales Mano de obra Servicio - MANTENIMIENTO Y CALIDAD TOTAL ¿ Como se enlaza el Mantenimiento con la Calidad Total? - Diseño: análisis del valor para facilitar la mantenibilidad. Criterios sobre especificaciones. - Procesos: Disminución de tiempos, identificación de los fallos, disposición de maquinas. - Materiales: Herramientas y útiles de control. - Mano de obra: Formación, trabajo en equipo, verificaciones especialistas, etc. CONCEPTOS DE MANTENIMIENTO FIABILIDAD: La probabilidad de que un equipo funcione correctamente durante un periodo de tiempo determinado. De que no caiga en una avería TASA DE FALLO: Nº de fallos (averías o paradas) Tasa = --------------------------------Nº de piezas o minutos de producción CONCEPTOS DE MANTENIMIENTO - MANTENIBILIDAD: La probabilidad de volver a cumplir un sistema industrial sus funciones después de una avería. 1 M = --------MTTR MTTR = Tiempo de parada medio para fallo. ∑ tiempo de fallos Duración media fallo =---------------------∑ nº de fallos reparar un CONCEPTOS DE MANTENIMIENTO DISPONIBILIDAD: Probabilidad de un sistema-equipo o instalación, de estar en estado de funcionamiento siempre que se necesita. Relación entre el tiempo de buen funcionamiento (TBF) y el de parada tras una avería (MTTR). TBF D = --------------TBF + MTTR CONCEPTOS DE MANTENIMIENTO Para mejorar este ratio: - Aumentar el valor de TBF, disminuyendo el número de paradas a través de : un buen diseño, construcción, montaje y empleo de materiales adecuados y por supuesto un mantenimiento preventivo adecuado. - Disminuyendo el valor MTTR, mejorando el tiempo de intervención en cada parada a través de: -diseño correcto-normalización -elementos de diagnostico -medios de utillaje -instrucciones adecuadas y elaborando gamas de mantenimiento. -formación adecuada del personal de mantenimiento. ESTRATEGÍA DE MANTENIMIENTO Es aquella que se proponga optimizar la eficiencia del mismo hacía la máxima disponibilidad de los sistemas de producción, y que resulta a medida de cada planta, dando la máxima calidad al mínimo coste en la prestación de sus servicios. Todo ello se debe basar en la experiencia, en la utilización de herramientas de diagnostico y sobre todo en el trabajo de equipo. GRUPOS DE FIABILIZACIÓN El ciclo PDCA es una herramienta de progreso para fiabilizar los sistemas. Una vez fijado los objetivos de fiabilidadmantenibilidad-disponibilidad, el ciclo PDCA es una buena herramienta en la gestión del progreso continuo en dichos indicadores. Plan - Do- Check - Action GRUPOS DE FIABILIZACIÓN Herramientas de calidad - Brainstorming Gráficos de datos Diagramas de Pareto Diagramas causa-efecto - Análisis de Fallos (AMDEC) GAMAS PREVENTIVAS DOCUMENTO Nº ACTIVIDAD DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO AMP-1001/02 Fábrica: Referencia: HOJA Nº: 1 FECHA: 4 de diciembre de 2.003 REVISIÓN : PRIMERA Aprobación del Programa de Puntos de Inspección Firma: Firma: Operación A Inspeccionar ZONA: RECEPCION DE MALTA (EJ) CLASIFICACIÓN DE ZONA:ZONA 21 Tipo: 1.- Revisión ELECTRICA PUNTO ELEMENTO DE Nº INSPECCIÓN TIPO DESCRIPCIÓN INSPECC. ACTUACIONES NORMA APLICABLE O PROCEDIMIENTO CRITERIO DE ACEPTACIÓN RESULTADO OBSERVACIONES Temperatura Superficial 85 ºC R. Interno < 135 ºC < 12 A IV R. Interno Conexionado de de cables correcto presencia de polvo Motor 7,5 Kw IV R. Interno Rodamientos sin vibración. correcto Ligera percepción Guarda Motor Motor Redler IV R. Interno Funcionamiento correcto Desconecta al amperaje dado Regulación 12 A 6 Contactor Temperatura ME RBT Temperatura Termografo correcto 7 Motor Engrase rodamientos IV R. Interno Normalmente engrasado correcto Seria preciso cambiarlos 8 Detector de atascos Estado/Funcionamiento IV R. Interno Limpieza/ Proximidad correcto Presencia Polvo 9 Rasera de distribucion Bobinas IV R. Interno Temperatura correcto 10 Rasera de distribucion Conexiones IV R. Interno Estado correcto 1 Cadena reddler Motor de 7,5 Kw IV R. Interno 2 Cadena reddler Motor de 7,5 Kw IV 3 Cadena Redler Motor 7,5 Kw 4 Cadena Redler 5 Dentro de lo límites 8:00 AM 11 CODIFICACIÓN DE LOS TIPOS DE INSPECCIÓN D = DOCUMENTAL (REVISIÓN) IV = INSPECCIÓN VISUAL ME = MEDICIONES ( PROTOCOLO) ATENCIÓN: ZONA 20,21 Y 22 USO DE HERRAMIENTAS Y UTILLAJES ADECUADOS A LA CLASIFICACIÓN. ORDEN DE TRABAJO ORDEN DE TRABAJO ELÉCTRICO N/REF.: Nº Nº DE PEDIDO ÁREA DE TRABAJO: TAREA A REALIZAR: MÁQUINA: ZONA ATEX: HERRAMIENTAS: MATERIALES: HORAS / DÍAS OPERARIOS TOTAL TOTALES FECHA DE INICIO: FECHA ACABADO: Nº DE OPERARIOS: HORARIO: ELEMENTOS DE SEGURIDAD: ZONA DE PELIGRO: OBSERVACIONES: Vº Bº SEMACE, S.L. Vº Bº CLIENTE POLITICA DE MANTENIMIENTO CORRECTIVO MEJORAS PREVENTIVO PREDICTIVO (2) TRABAJOS PROGRAMABLES GAMAS COMPRAS (6) (4) PLANIFICACIÓN Y SIMULACION STOCKS (1) AVERIAS URGENTES DIAGNOSTICO ON LINE PERSONAL PROPIO CONTRATAS LANZAMIENTO DE TAREAS SEGUIMIENTO DE TRABAJO (3) Relaciones Multidimensionales (5) Información Técnica / Estructuración Información Gráfica Información Económica / Presupuestos ACTIVOS HISTORICO TENCICOECONOMICO Puntos Interface Habituales EJERCICIO MANTENIMIENTO: En una línea de producción de una planta Industrial, disponemos de 10 máquinas, que durante el periodo de un mes hemos recogido de las O.T. de cada una de las máquinas los datos de la tabla adjunta. Las paradas se han agrupado en seis con un tiempo entre ellas: 880 a P1; 560 a P2; 650 a P3; 720 a P4; 850 a P5; 630 a P6 y 790 T. PROD. T T. PARADA Nº PARADAS M1 4410 4010 400 5 M2 3990 3880 110 4 M3 4250 4005 245 5 M4 4330 3880 450 6 M5 4410 3980 430 2 M6 4150 3850 300 6 M7 4250 4200 50 1 M8 3650 3220 430 5 M9 4410 3990 420 2 M10 3990 3690 300 3 P1 P2 P3 P4 P5 P6 M1 100 75 125 70 30 M2 35 15 M3 55 M4 55 MAQUINA 72 M5 M6 40 20 65 35 48 42 88 93 77 65 255 44 67 66 175 35 58 30 EJERCICIO MANTENIMIENTO Calcular la probabilidad de que máquinas funcionen correctamente. las Calcular la probabilidad de la reparabilidad de cada una de ellas. Calcular la probabilidad de cada máquina siempre que se necesite. Determinar a que máquina ó grupo de máquina se debe realizar una intervención programada. PLANTA INDUSTRIAL CENTRO DE TRANSFORMACIÓN CUADROS DE FUERZA POR SECCIONES CUADROS DE FUERZA Y MANIOBRA CONDUCCIONES Y CANALIZACIONES MAQUINAS, BOMBAS, MOTORES, ETC DETECTORES DE PROXIMIDAD, CONTROLES DE NIVEL, REGULADORES DE PRESIÓN, ETC.. PLC,S, VARIADORES DE VELOCIDAD, CONTACTORES, RELES, BORNAS, TIERRA, ETC.. CALIDAD ELECTRICA PERTURBACIONES ELECTROMAGNETICAS HUECOS DE TENSIÓN Y CORTES Definiciones: Un hueco de tensión es una bajada súbita de la tensión en un punto de una red de energía eléctrica, hasta un valor comprendido (por convenio) entre el 90% y el 1% (CEI 61000-2-1, CENELEC EN 50160), o entre el 90% y el 10% (IEEE 1159) de una tensión de referencia (Uref), seguida de un restablecimiento de la tensión de red después de un corto lapso de tiempo comprendido entre un semiperíodo de la fundamental de la red (10 ms a 50 Hz) y un minuto (figura 1a). Generalmente, la tensión de referencia es la tensión nominal para las redes BT y la tensión declarada para las redes MT y AT. También puede utilizarse una tensión de referencia desplazada, igual a la tensión antes de la perturbación, en las redes MT y AT equipadas con un sistema de ajuste ( en carga) de latensión en función de la carga. Esto permite estudiar (con la ayuda de medidas simultáneas en cada red) la transferencia del hueco entre los diferentes niveles de tensión. El método que se utiliza normalmente para detectar y caracterizar un hueco de tensión es el cálculo del valor eficaz «rms (1/2)» de la señal en un período de la fundamental de todos los semiperíodos (envolvente de un semiperíodo) (figura 1b). Los parámetros característicos (figura 1b) de un hueco de tensión son pues: su profundidad: .U (o su amplitud U), su duración .T, definida como el lapso de tiempo durante el cual la tensión es inferior al90%. Se habla de hueco de tensión a x % si el valor rms (1/2) está por debajo de x % del valor de referencia Uref. Los cortes son un caso particular de hueco de tensión de profundidad superior al 90% (IEEE) o al 99% (CEI-CENELEC). Se caracterizan por un único parámetro: la duración. Los breves tienen una duración inferior a 3 minutos (CENELEC) o a 1 minuto (CEI-IEEE). Tienen su origen principalmente en los reenganches automáticos lentos destinados a evitar los cortes largos (ajustados entre 1 y 3 minutos); los cortes largos son de una duración superior. Los cortes breves y los cortes largos son diferentes, tanto por su origen como por las soluciones a aplicar para prevenirlos o para reducir su número. Las perturbaciones de tensión de duración inferior a un semiperíodo de la fundamental T de la red (.T < T/2) se consideran como si fueran transitorios. Los americanos utilizan diferentes adjetivos para calificar los huecos de tensión (sag) o (dip) y los cortes (interruption) según su duración: instantáneo (instantaneous) (T/2 < .T < 30 T), momentáneo (momentary) (30 T < .T < 3 s), temporal (temporary) (3 s < .T < 1 min), mantenido (sustained interruption) y subtensión (undervoltage) (.T > 1 min). En función del entorno, las tensiones medidas pueden ser entre conductores activos (entre fases o entre fase y neutro) o entre conductores activos y tierra (fase/tierra o neutro/tierra), o también entre conductores activos y conductor de protección. En el caso de un sistema trifásico, las características .U y .T son en general diferentes en las tres fases. Por este motivo un hueco de tensión debe de detectarse y caracterizarse separadamente en cada una de las fases. Se considera que un sistema trifásico sufre un hueco de tensión si al menos una de las fases sufre este tipo de perturbación. Fig. 01: Parámetros característicos de un hueco de tensión; [a] forma de onda, [b] rms (1/2). ORIGEN: Los huecos de tensión y los cortes breves están ocasionados principalmente por los fenómenos conducidos con corrientes elevadas que provocan, a través de las impedancias de los elementos de la red, una caída de tensión de amplitud tanto menor cuanto más alejado de la fuente de perturbación está el punto de observación. Los huecos de tensión y los cortes breves se deben a diferentes causas: Defectos en la red de transporte (AT), de distribución (BT y MT), o en la instalación en sí misma. La aparición de los defectos provoca huecos de tensión a todos los usuarios. La duración de un hueco depende generalmente de las temporizaciones de funcionamiento de los órganos de protección. Cuando los dispositivos de protección (interruptores automáticos, fusibles) aíslan o separan un defecto producen cortes (cortos o largos) en la red de los usuarios alimentados por la sección con defecto. Aunque la fuente de alimentación haya desaparecido, la tensión en la red puede mantenerse debido a la tensión residual que siguen suministrando los motores asíncronos o síncronos en proceso de ralentización (durante 0,3 a 1s) o a la tensión procedente de la descarga de los condensadores conectados a la red. Los cortes breves se deben generalmente a la actuación de los automatismos de red, como los reenganches rápidos y/o lentos o la conmutación de transformadores o de líneas. Los usuarios sufren una sucesión de huecos de tensión y/o de cortes breves al producirse defectos con arcos intermitentes, o durante los ciclos de desenganche y reenganche automáticos (en red aérea o mixta radial) que permiten la eliminación de los defectos transitorios, o incluso cuando se reenvía una tensión para localizar un defecto. La conmutación de cargas de gran potencia respecto a la potencia de cortocircuito (motores asíncronos, hornos de arco, máquinas de soldar, calderas...). Se producen cortes largos cuando los dispositivos de protección aíslan Definitivamente un defecto permanente, o cuando se produce la apertura, voluntaria o intempestiva de un aparato o mecanismo. Los huecos de tensión o los cortes se propagan hacia los niveles de tensión inferiores a través de los transformadores. El número de fases afectadas, así como la gravedad de estos huecos de tensión, dependen del tipo de defecto y del acoplamiento del transformador. El número de huecos de tensión y de cortes es más elevado en las redes aéreas, sometidas a la intemperie, que en las redes subterráneas. Pero una derivación subterránea con origen en el mismo juego de barras que las aéreas o mixtas sufrirá también los huecos de tensión debidos a los defectos que afectan a las líneas aéreas. Los transitorios (.T < T/2) son causados, por ejemplo, por la conexión de condensadores o el aislamiento de un defecto por un fusible o por un interruptor automático rápido BT, o incluso por las muescas de las conmutaciones de convertidores polifásicos. ARMÓNICOS E INTERARMÓNICOS Resumen: Toda función periódica (de frecuencia f) se puede descomponer en una suma de senoides de frecuencia h x f (h: entero); h se llama orden o rango del armónico (h > 1). La componente de primer orden es la componente fundamental. El valor eficaz es: La tasa de distorsión armónica (THD: Total Harmonic Distortion) da una medida de la deformación de la señal: Los armónicos proceden principalmente de cargas no lineales cuya característica es absorber una corriente que no tiene la misma forma que la tensión que los alimenta (figura 2). Fig. 02: Degradación de la tensión de red producida por una carga no lineal. Esta corriente es rica en componentes armónicos y su espectro será función de la naturaleza de la carga. Al circular a través de las impedancias de la red, estas corrientes armónicas crean las tensiones que pueden perturbar el funcionamiento de otros usuarios conectados a la misma fuente. La impedancia de la fuente a las diferentes frecuencias Armónicas tiene pues un papel fundamental en la gravedad de la distorsión en tensión. Hay que observar que, si la impedancia de la fuente es baja (Pcc elevada), la distorsión en tensión es menor. - Las principales fuentes de armónicos Las principales fuentes de armónicos son precisamente las propias cargas y se pueden clasificar según su pertenencia al entorno industrial o doméstico. Las cargas industriales equipos de electrónica de potencia: variadores de velocidad, rectificadores con diodos o tiristores, onduladores, fuentes de Alimentación conmutadas; cargas que utilizan el arco eléctrico: hornos de arco, máquinas de soldar, alumbrado (lámparas de descarga, tubos fluorescentes). Son también generadores de armónicos (temporales) los arranques de motores con arrancador electrónico y la conexión de transformadores de potencia. Hay que destacar que se ha generalizado la utilización de equipos basados en la electrónica de potencia debido a sus múltiples ventajas (flexibilidad de funcionamiento, excelente rendimiento energético, prestaciones elevadas...). Las cargas domésticas con convertidores o con fuentes de alimentación conmutada: televisores, hornos de microondas, placas de inducción, ordenadores, impresoras, fotocopiadoras, reguladores de luz, equipos electrodomésticos, lámparas fluorescentes. Aunque su potencia unitaria es mucho menor que las cargas industriales, el efecto acumulado, debido a su gran abundancia y a su utilización simultánea en períodos largos, las convierten en fuentes importantes de distorsión armónica. Hay que estacar que la utilización de este tipo de aparatos crece en número y a veces en potencia unitaria. - Los niveles de armónicos Varían generalmente según el modo de funcionamiento del aparato, la hora del día y la estación (climatización). Las fuentes de alimentación generan normalmente armónicos impares (figura 3). Tanto la conexión de transformadores o las cargas polarizadas (rectificadores de media onda) como los hornos de arco producen también (además de armónicos impares) armónicos de rangos pares. Los interarmónicos son componentes senoidales, pero que no son de frecuencias múltiplos enteros de la fundamental (están, por tanto, entre los armónicos). Se deben a las variaciones periódicas o aleatorias de la potencia absorbida por diferentes receptores como los hornos de arco, las máquinas de soldar y los convertidores de frecuencia (variadores de velocidad y cicloconvertidores).Las frecuencias de telemando utilizadas por el distribuidor son también interarmónicos. El espectro puede ser discreto o continuo, y variable de forma aleatoria (horno de arco) o intermitente (máquinas de soldar). Para estudiar los efectos a corto, medio o largo plazo, las medidas de los distintos Parámetros deben hacerse a intervalos de tiempo compatibles con la constante de tiempo térmica de los equipos. Fig. 3: Características de algunos generadores de armónicos. SOBRETENSIONES Toda tensión aplicada a un equipo cuyo valor de cresta sobrepasa los límites de un intervalo definido por una norma o una especificación es una sobretensión. Las sobretensiones son de tres tipos: temporales, a frecuencia industrial, de maniobra, de origen atmosférico (rayo). Pueden presentarse: en modo diferencial (entre conductores activos fase/fase o fase/neutro), en modo común (entre conductores activos y la masa o la tierra). - Sobretensiones temporales Por definición son de la misma frecuencia que la de la red (50 Hz ó 60 Hz). Tienen diversos orígenes: - Un defecto de aislamiento Al producirse un defecto de aislamiento entre una fase y tierra en una red con neutro impedante o aislado, la tensión de las fases sanas respecto a tierra puede alcanzar la tensión compuesta. Las sobretensiones en las instalaciones BT pueden proceder de las instalaciones AT a través de la toma de tierra del centro de transformación MT/BT. - La ferrorresonancia Se trata de un raro fenómeno oscilatorio no lineal, frecuentemente peligroso para los equipos, que se produce en un circuito con un condensador y una inductancia saturable. Con facilidad se le suele considerar la causa de disfunciones o averías mal aclaradas. Fallo (corte) del neutro Los aparatos alimentados por la fase menos cargada ven aumentar su tensión (a veces hasta a la tensión compuesta). Los defectos del regulador de tensión de un alternador o del ajuste en carga de un transformador La sobrecompensación de la energía reactiva Los condensadores shunt producen un aumento de la tensión desde la fuente hasta ellos. Esta tensión es especialmente elevada en períodos de poca carga. - Sobretensiones de maniobra Están provocadas por modificaciones rápidas de la estructura de la red (apertura de aparatos de protección...). Se distinguen: las sobretensiones de conmutación con carga normal, las sobretensiones provocadas por el establecimiento y la interrupción de pequeñas corrientes inductivas, las sobretensiones provocadas por la maniobra de circuitos capacitativos (líneas o cables en vacío, baterías de condensadores). Por ejemplo, la maniobra de una batería de condensadores provoca una sobretensión transitoria cuya primera cresta puede alcanzar 2√2 veces el valor eficaz de la tensión de la red, y una sobreintensidad transitoria del valor de cresta que puede alcanzar 100 veces la corriente asignada del condensador (Cuaderno Técnico n° 189). - Sobretensiones atmosféricas El rayo es un fenómeno natural que aparece en caso de tormenta. Se distinguen las descargas directas de rayo (en una línea o en una estructura) y los efectos indirectos de una descarga de rayo (sobretensiones inducidas y aumento del potencial de tierra). VARIACIONES Y FLUCTUACIONES DE TENSIÓN Las variaciones de tensión son variaciones del valor eficaz o del valor de cresta de una amplitud inferior al 10% de la tensión nominal. Las fluctuaciones de tensión son una sucesión de variaciones de tensión o de variaciones cíclicas o aleatorias de la envolvente de una tensión cuyas características son la frecuencia de la variación y su amplitud. Las variaciones lentas de tensión están causadas por la variación lenta de las cargas conectadas a la red. Las fluctuaciones de tensión son debidas principalmente a las variaciones rápidas de las cargas industriales, como las máquinas de soldar, los hornos de arco, las laminadoras. DESEQUILIBRIOS Un sistema trifásico está desequilibrado cuando las tres tensiones no son iguales en amplitud y/o no están desfasadas unas respecto a otras 120°.El grado de desequilibrio se define utilizando el método de las componentes de Fortescue, calculando la razón de la componente inversa (U1i) (u homopolar (U1o)) de la fundamental respecto a la componente directa (U1d) de la fundamental. También puede utilizarse la fórmula aproximada siguiente: siendo: La tensión inversa (u homopolar) está provocada por las caídas de tensión que, a lo largo de las impedancias de la red, se producen debido a las corrientes inversas (u homopolares) producidas por las cargas Desequilibradas que conducen a unas corrientes no idénticas en las tres fases (cargas BT conectadas entre fase y neutro, cargas monofásicas o bifásicas MT, como máquinas de soldar y hornos de inducción). Los defectos monofásicos o bifásicos provocan los desequilibrios hasta que actúan las protecciones. RESUMEN EFECTOS DE LAS PERTURBACIONES EN LAS CARGAS Y PROCESOS SOLUCIONES PARA MEJORAR LA QEE Huecos de tensión y cortes - Reducción del número de huecos de tensión y de cortes. - Reducción de la duración y de la profundidad de los huecos de tensión. - Insensibilización de las instalaciones industriales y terciarias - Insensibilización del control-mando - Insensibilización de la alimentación de potencia de los equipos - La parada adecuada Armónicos - Existen al menos tres formas posibles para suprimirlos o, al menos, reducir su influencia. Se dedica un párrafo específico al tema de las protecciones. Reducción de las corrientes armónicas producidas Inductancia de línea Se coloca una inductancia trifásica en serie con la alimentación (o integrada en el bus de cc de los convertidores de frecuencia), con lo que se reducen los armónicos de corriente de línea (en particular, los de orden elevado) y por tanto, el valor eficaz de la corriente absorbida, y también la distorsión en el punto de conexión del convertidor. Además, es posible instalarlo sin intervenir en el generador de armónicos y utilizar inductancias comunes a diversos variadores. - Utilización de rectificadores dodecafásicos Esta solución consigue, por combinación de las corrientes, eliminar en el primario los armónicos de orden más bajo, como el 5º y 7º (frecuentemente, los más molestos, por su mayor amplitud). Necesita un transformador con dos secundarios, uno en estrella y otro en triángulo, consiguiéndose no generar armónicos más que de orden 12k ± 1. - Aparatos de muestreo senoidal. Este método consiste en utilizar convertidores estáticos cuya etapa rectificadora utilice la técnica de conmutación. PWM (Pulse Width Modulation) que absorbe una corriente senoidal. - Modificación de la instalación - Inmunizar las cargas sensibles con la ayuda de filtros - Aumentar la potencia de cortocircuito de la instalación - Desclasificar los equipos - Arrinconar o confinar las cargas perturbadoras Ante todo, hay que conectar los equipos sensibles lo más cerca posible de su fuente de alimentación. A continuación, hay que identificar, y después separar, las cargas perturbadoras de las cargas sensibles, por ejemplo alimentándolas desde fuentes separadas o mediante transformadores dedicados exclusivamente a ellas. Todo esto sabiendo que las soluciones que consisten en actuar sobre la estructura de la instalación son, en general, pesadas y costosas. - Protecciones y sobredimensionamiento de los condensadores La elección de esta solución depende de las características de la instalación. Una regla simplificada permite elegir el tipo de equipo con Gh (potencia aparente de todos los generadores de armónicos que están alimentados por el mismo juego de barras que los condensadores) y Sn (potencia aparente de el o los trafos aguas arriba): – si Gh/Sn ≤ 15% es conveniente utilizar equipos de tipo estándar, – si Gh/Sn >15%, hay que pensar en dos soluciones: 1.- Caso de redes contaminadas (15% < Gh/Sn ≤ 25 %): hay que sobredimensionar en corriente la aparamenta y las conexiones en serie; y, en tensión, los condensadores. 2.- Caso de redes muy contaminadas (25% < Gh/Sn ≤ 60%): hay que asociar bobinas (selfs) antiarmónicos a los condensadores sintonizados a una frecuencia inferior a la frecuencia del armónico más bajo (por ejemplo, 215 Hz para una red de 50 Hz) (figura 10). Esto elimina los riesgos de resonancia y contribuye a reducir los armónicos. Filtrado En el caso de Gh/Sn > 60%, el cálculo y la instalación del filtro de armónico deben ser realizados por especialistas (figura 11). - Filtro pasivo Consiste en colocar una impedancia baja a las frecuencias a atenuar mediante una adecuada configuración de componentes pasivos (inductancia, condensador, resistencia). Esta unidad se instala en derivación con la red. Para filtrar varias componentes, pueden ser necesarios varios filtros pasivos en paralelo. El dimensionamiento de los filtros armónicos debe de ser cuidadoso: un filtro pasivo mal diseñado puede conducir a resonancias cuyo efecto es amplificar las frecuencias que no eran perjudiciales antes de su instalación. - Filtro activo Consiste en neutralizar los armónicos emitidos por la carga analizando los armónicos consumidos por la carga y reconstruir la misma corriente armónica con la fase conveniente. Es posible poner en paralelo varios filtros activos. Un filtro activo puede ser, por ejemplo, asociarse a un SAI para reducir los armónicos inyectados aguas arriba. - Filtro híbrido Se compone de un filtro activo y un filtro pasivo sintonizado con el armónico preponderante (por ejemplo, el 5º) y que suministra la energía reactiva necesaria. - Caso particular: los interruptores automáticos. Los armónicos pueden provocar disparos intempestivos de los dispositivos de protección; para evitarlos, conviene escoger bien estos aparatos. Los interruptores automáticos pueden estar equipados con dos tipos de relés disparadores, magneto-térmicos o electrónicos. Los primeros (magneto-térmicos) son especialmente sensibles a los armónicos debido a sus captadores térmicos que «ven» correctamente la carga real que sufren los conductores por la presencia de los armónicos. Por este motivo, se adaptan bien al uso, (especialmente doméstico e industrial) en circuitos de intensidades pequeñas. Los segundos (electrónicos), por su sistema de cálculo de las intensidades que lo atraviesan, pueden tener el riesgo de disparo intempestivo, por lo que hay que escoger bien estos aparatos y prestar atención al hecho de que miden el verdadero valor eficaz de la corriente (RMS). Estos aparatos tienen entonces la ventaja de seguir mejor la evolución de la temperatura de los cables, particularmente en el caso de cargas con funcionamiento cíclico pues su memoria térmica es mejor que la de los termo-elementos de calentamiento indirecto. - La desclasificación. Esta solución, aplicable a ciertos equipos, es una solución fácil y con frecuencia suficiente, para los problemas ocasionados por los armónicos. NIVEL DE CALIDAD DE LA ENERGÍA Metodología de evaluación. Aplicación contractual - - El contrato debe indicar: la duración del contrato, los parámetros a medir, los valores contractuales, el (los) punto (s) de medida, las tensiones medidas: estas tensiones (entre fases y/o entre fases y neutro) deben ser las que alimentan los equipos, para cada uno de los parámetros medidos, debe de indicarse el método de medida, el intervalo de tiempo, el período de la medida (por ejemplo 10 minutos y 1 año para la amplitud de la tensión) y de los valores de referencia; por ejemplo, para los huecos de tensión y los cortes, hay que definir la tensión de referencia, los márgenes de detección y el límite entrecortes largos y cortes breves, la precisión de la medida, el método de determinación de las penalizaciones en caso de no respetarse los compromisos, las cláusulas en caso de desacuerdo en la interpretación de las medidas (intervención de una tercera parte...), acceso a los datos y su confidencialidad. Mantenimiento correctivo La búsqueda de soluciones para aplicar medidas correctivas se inicia normalmente después de producirse incidentes o disfunciones en la explotación. En general, los pasos a seguir son: - Recogida de datos Su objeto es recoger informaciones como el tipo de cargas, la antigüedad de los componentes de la red y el esquema unifilar. - Búsqueda de síntomas Su objeto es identificar y localizar los equipos perturbados, determinar la hora y la fecha (fija o aproximada) del problema, la posible relación con las condiciones meteorológicas concretas (viento fuerte, lluvia, tormenta) o con una modificación reciente de la instalación (instalación de máquinas nuevas, modificación de la red). - Conocimiento y comprobación de la instalación En esta fase basta a veces determinar rápidamente el origen de la disfunción. Las condiciones de medio ambiente tales como la humedad, el polvo, la temperatura no deben de subestimarse. Debe de verificarse toda la instalación, y en particular, el cableado, los interruptores automáticos y los fusibles. - Colocar aparatos de medida en la instalación Esta etapa consiste en dotar el emplazamiento con aparatos de medida que permitan detectar y registrar el fenómeno origen del problema. Puede ser necesario colocar instrumentos en varios puntos de la instalación y en particular, si se puede, lo más cerca posible, del (o de los) equipo (s) Perturbado (s). El aparato detecta en qué circunstancias se sobrepasan los umbrales de los parámetros de medida de la calidad de la energía y registra los datos característicos del suceso (por ejemplo, fecha, hora, profundidad de un hueco de tensión, THD). También pueden guardar los datos de las formas de ondas justo antes, durante y después de la perturbación. La sensibilidad de los equipos debe de estar en consonancia con los umbrales a medir. Cuando se utilizan aparatos portátiles, la duración de las medidas debe ser representativa del ciclo de funcionamiento de una fábrica (por ejemplo, una semana). Evidentemente, hay que esperar que la perturbación se reproduzca. Los aparatos fijos permiten una vigilancia permanente de la instalación. Si estos aparatos están correctamente conectados y ajustados, puesto que registran cada perturbación, aseguran una función de prevención y detección. Las informaciones pueden visualizarse o localmente o a distancia, mediante una intranet o la red internet. Esto permite diagnosticar los fenómenos, y también anticiparse a los problemas (mantenimiento preventivo). Este es el caso de los aparatos de la gama Power Logic System (Circuito Monitor - Power Meter), Digipact y la generación última de interruptores automáticos Masterpact, equipados con un disparador Micrologic P (figura 6). Los registros de perturbaciones que proceden de la red del distribuidor y que hayan causado los daños (destrucción de equipos, pérdida de producción) pueden ser también útiles en caso de negociación de indemnizaciones. - Identificación del origen El trazado (forma de onda, perfil de valor eficaz) de la perturbación permite en general a los expertos localizar e identificar la fuente del problema (un defecto, un rearranque de motor, una conexión de una batería de condensadores...). En concreto, el conocimiento simultáneo del trazado o gráfica de la tensión y de la corriente permite determinar si el origen del problema se ubica aguas arriba o aguas abajo del punto de medida. En efecto, la perturbación puede proceder de la instalación o de la red del distribuidor. - Estudio y elección de soluciones Se establecen la lista y los costes de las soluciones. La elección de la solución se efectúa frecuentemente comparando su coste con lo que se deja de ganar en caso de perturbación. Después de aplicar una solución, es importante verificar, midiendo, su eficacia. Optimización del funcionamiento de las instalaciones eléctricas - Esta preocupación por optimizar el funcionamiento de una instalación eléctrica se concreta en tres acciones complementarias: Economizar la energía y reducir las facturas de energía Sensibilizar de los costes a los usuarios. Asignar internamente los costes (por unidad, por servicio o por línea de producto). Localizar los posibles ahorros. Administrar los picos de consumo (desconexiones o desenganches, fuentes autónomas). Optimizar el contrato de energía (reducción de la potencia contratada). Mejorar el factor de potencia (reducción de la potencia reactiva). Asegurar la calidad de la energía Visualizar y vigilar los parámetros de medida de la calidad de la energía. Detectar por anticipado los problemas (vigilancia de los armónicos y de la corriente de neutro) para un mantenimiento preventivo. Velar por la continuidad del servicio Optimizar el mantenimiento y la explotación. Conocer la red en tiempo real. Vigilar el plan de protección. Diagnosticar los defectos. Después de un defecto, reconfigurar la red. Asegurar una conmutación automática de fuentes. Existen programas informáticos que aseguran el control-mando y la vigilancia de la instalación. Permiten, por ejemplo, detectar y guardar archivados los acontecimientos, vigilar, en tiempo real, los interruptores automáticos y los relés de protección, gobernar a distancia los interruptores automáticos y, de manera general, explotar las posibilidades de los aparatos comunicantes (figura 6). CENTROS DE TRANSFORMACIÓN CONDICIONES TÉCNICAS Y GARANTIAS DE SEGURIDAD RD 3275/1982 CENTROS DE TRANSFORMACIÓN Para saber como se encuentran los CENTROS DE TRANSFORMACIÓN, las Direcciones Generales de Industria de las Comunidades Autónomas, exigen a los propietarios de dichos centros que se les entregue un Boletín de reconocimiento realizado por el Técnico competente o empresa especializada. R.S.C.T.G.S.C.E.S.C.T. CENTROS DE TRANSFORMACIÓN Requisitos necesarios en un centro de transformación: Cartel de las 5 reglas de oro. Cartel de respiración de salvamento. Requisitos previos a los trabajos de instalación electrónicas en A.T.. Pértiga de maniobra. Pértiga detectora de tensión. Placas de accionamiento de las diferentes celdas. CENTROS DE TRANSFORMACIÓN - - OFERTA DE MANTENIMIENTO DE UNA EMPRESA ESPECIALIZADA. Dos revisiones periódicas: Carga y otra en vació. Actuaciones de revisión vació: Limpieza del CT, incluyendo aisladores de media tensión Comprobación del valor de las tierras del neutro y de herrajes. Comprobación del estado del aceite refrigerante y rellenado del mismo, si es necesario. Verificación de que el Centro dispone de los recambios o repuestos oportunos. CENTROS DE TRANSFORMACIÓN Guantes en perfecto estado. Casco. Alfombrilla. Banqueta aislante. Placas de indicadoras de riesgo eléctrico. Cerradura de acceso al mismo, sólo para personal autorizado. Extintor de incendios de eficacia mínima. CENTROS DE TRANSFORMACIÓN Centro de transformación de interior Obra civil: 1. Grietas de muros y tabiques. 2. Humedades de cubiertas y paredes. 3. Entrada de agua en el exterior. 4. Alcantarillado con cota superior del suelo. 5. Puerta de acceso de material no adecuado. CENTROS DE TRANSFORMACIÓN 6. 7. 8. 9. Puerta de acceso insuficiente. Puerta de acceso con apertura al interior. Cierre de la puerta en mal estado. Escalera no adecuada. CENTROS DE TRANSFORMACIÓN Locales: 1. 2. 3. 4. Pasillos de dimensión inadecuadas. Secciones de ventilación insuficientes, o mal colocadas. Ausencia de protecciones contra objetos exteriores en huecos de ventilación. Renovaciones por hora insuficientes en ventilación forzada. CENTROS DE TRANSFORMACIÓN 5. 6. 7. 8. 9. Falta de dispositivo de parada automática de extractor con detector de incendios. Verja de protección de dimensiones insuficientes. Verjas de protección rotas. Foso de recogida de aceite inexistente o insuficiente. Foso sin rejilla cortafuegos. CENTROS DE TRANSFORMACIÓN Elementos de maniobra: 1. 2. 3. 4. Falta de banqueta aislante o no está en condiciones. Falta de pértiga o no es la adecuada a la tensión de servicio. Faltan los guantes aislantes o no están en condiciones. Falta la maneta de fusibles. CENTROS DE TRANSFORMACIÓN Alumbrado y señalización interior: 1. 2. 3. 4. 5. No se dispone de alumbrado interior. Elementos de corte o lámpara en mal estado. Falta de alumbrado de emergencia. Falta de placas de señalización de peligro. Falta de placas de primeros auxilios. CENTROS DE TRANSFORMACIÓN 6. 7. 8. Falta de señalización en líneas o transformadores. El centro carece de libro de mantenimiento. No se dispone de instrucciones de control. CENTROS DE TRANSFORMACIÓN Varios: 1. 2. 3. 4. 5. 6. Hay materiales almacenados en el centro. Hay líquidos inflamables. almacenados en el centro. Bomba de desagüe en mal estado. Herrajes o tirantes en mal estado. Defectos de limpieza. No hay extintores de eficacia. CENTROS DE TRANSFORMACIÓN Aparamenta de alta tensión I: 1. 2. 3. 4. Funcionamiento de los seccionadotes defectuosos. Falta de enclavamiento den cuchillas de p.a.t. Hay circuitos que no disponen de seccionador. Funcionamiento de interruptores defectuosos. CENTROS DE TRANSFORMACIÓN 5. 6. 7. 8. 9. Nivel de aceite bajo en interruptores. Falta de señalización de apertura y cierre en interruptores. Relés con mal funcionamiento o mal tratados. Fusibles de A.T. en mal estado o de incorrecta intensidad. Falta de autoválvulas. CENTROS DE TRANSFORMACIÓN Aparamenta de alta tensión II: 1. 2. 3. 4. 5. Hay aisladores soportes rotos. Hay pasamuros rotos. La separación entre fase no es correcta. La separación entre fase y tierra no es correcta. La separación entre circuitos no es correcta. CENTROS DE TRANSFORMACIÓN 6. 7. 8. 9. Existen puntos de calentamiento excesivo. Hay conexiones flojas. La sección del embarrado so es suficiente. Hay cables de A.T. en mal estado CENTROS DE TRANSFORMACIÓN Transformadores: 1. 2. 3. 4. 5. Nivel de liquido aislante bajo. Perdida de líquido aislante en cuba o en grifo desagüe. Pasatapas con pérdida de líquido aislante. Carece de sistema de regulación. Ruidos o vibraciones excesivas (más de 40 dB noche y 70 dB día). CENTROS DE TRANSFORMACIÓN 6. 7. 8. 9. Conexiones flojas. Ruedas sin bloquear. La potencia no corresponde con la autorizada. Cierre celda transformadores y equipos de medida sin precintos. CENTROS DE TRANSFORMACIÓN Aparamenta baja tensión: 1. 2. 3. 4. 5. 6. Fusibles en mal estado. Interruptores automáticos averiados. Conexiones flojas. Barras con calentamiento excesivo. Cables con calentamiento excesivo. Mal funcionamiento de aparatos de medida. CENTROS DE TRANSFORMACIÓN Tomas de tierra: 1. Defectos en las conexiones de p.a.t. 2. Elementos no puestos a tierra. 3. Conexión del neutro a tierra defectuosa. 4. Tierras insuficientemente separadas. CENTROS DE TRANSFORMACIÓN 5. 6. 7. Valores de las tensiones de paso superior a la máxima admisible. Valores de las tensiones de contacto superior a la máxima admisible. La superficie no es equipotencial. CENTROS DE TRANSFORMACIÓN Medidas: • Tierra de neutro • Tierra de autoválvulas • Tierra de masas • Temperatura exterior • Temperatura interior Ω Ω Ω ºC ºC CENTROS DE TRANSFORMACIÓN • • • • • Tensión de paso V Tensión de contacto V Nivel de ruido exterior Nivel de ruido interior Temperatura máxima en equipos eléctricos dB dB ºC CENTROS DE TRANSFORMACIÓN In I L1 I L2 I L3 U L1-N U L2-N U L3-N Hora Pos. comutador Trafo 1 Trafo 2 Trafo N Las medidas serán tomadas en el secundario del trasformador CENTROS DE TRANSFORMACIÓN Centros de trasformación de intemperie Apoyos: 1. Hormigón con grietas, roturas desprendido. 2. Metálico oxidado. 3. Metálico con dobleces o flexiones 4. Metálico sin sistema antiescalo. 5. Desplomado, revirado o torsionado. o CENTROS DE TRANSFORMACIÓN 6. 7. 8. 9. Resistencia mecánica insuficiente. Sin placa de señalización de peligro de muerte. Cimentación defectuosa. Carece de posa-pies de maniobra. CENTROS DE TRANSFORMACIÓN Herrajes: 1. Oxidados. 2. Mal apretados al apoyo. CENTROS DE TRANSFORMACIÓN Aparamenta de alta tensión: 1. 2. 3. 4. 5. Faltan autoválvulas. Faltan fusibles a.p.r. o “XS”. Funcionamiento defectuoso de la botella terminal. Estado defectuoso de la botella terminal. Hay cables de A.T. en mal estado. CENTROS DE TRANSFORMACIÓN 6. 7. 8. 9. Cadenas de amarre defectuosas. Aisladores rígidos con soporte defectuosos. La separación entre conductores no es correcta. Hay conexiones flojas. CENTROS DE TRANSFORMACIÓN Transformador: 1. 2. 3. 4. 5. 6. Nivel de líquido aislante bajo. Pérdida de líquido aislante en cubo o grifo de desagüe. Pasatapas con pérdida de líquido aislante. Carece de sistema de regulación. Conexiones flojas. La potencia no corresponde con la autorizada. CENTROS DE TRANSFORMACIÓN DETERMINACION DE LA POTENCIA DE LOS CENTROS DE TRANSFORMACION DETERMINACIÓN DE LA POTENCIA DE LOS CT La potencia de un CT es la de su transformador o bien la suma de las potencias si tiene varios Transformadores. Se expresa pues en potencia aparente «S» (kVA o MVA). Puede suceder que la potencia consumida por la instalación a alimentar por el CT, (expresada en potencia aparente kVA) le venga ya dada al proyectista del CT. En este caso, le corresponde elegir entre asignar toda la potencia a un solo transformador o bien repartirla entre varios y a continuación determinar la potencia nominal «Sn» del o de los transformadores. DETERMINACIÓN DE LA POTENCIA DE LOS CT Para ello se hacen a continuación algunas recomendaciones. Conviene elegir la potencia del o los transformadores de forma que éstos funcionen normalmente a un régimen de carga del orden del 65% al 75% de su potencia nominal Sn, es decir, siendo Sc la potencia de la carga a alimentar, que sea: Sn = Sc/0,65 a Sn = Sc/0,75. DETERMINACIÓN DE LA POTENCIA DE LOS CT Con ello, por una parte, las pérdidas en carga del transformador se reducen notablemente (entre un 58% y un 44%) con lo cual, su régimen de temperatura es más bajo, especialmente favorable para la vida del transformador, y por otra representa un margen de reserva ante eventuales aumentos de carga más o menos duraderos. DETERMINACIÓN DE LA POTENCIA DE LOS CT Ventajas: Corriente de cortocircuito en las salidas en BT, más reducidas y por tanto, menores efectos térmicos y dinámicos del cortocircuito, pues disminuyen cuadráticamente con la corriente. A partir de cierta potencia este aspecto puede ser por sí mismo, determinante para repartir la potencia entre dos o más transformadores. Mayor seguridad de servicio. En efecto, si hay un solo transformador, en caso de indisponibilidad del mismo (por ejemp. avería) el CT queda totalmente fuera de servicio. DETERMINACIÓN DE LA POTENCIA DE LOS CT Si por ejemplo la carga está repartida entre dos o tres transformadores, en caso de indisponibilidad de uno de ellos, el CT, aunque en régimen reducido, mantiene el servicio con el otro o los otros dos transformadores. Si además se ha previsto que los transformadores trabajen normalmente con carga inferior a su potencia nominal, según antes recomendado, este margen de potencia disponible puede aprovecharse para alimentar una parte de la carga correspondiente al transformador fuera de servicio, por ejemplo los receptores más prioritarios. DETERMINACIÓN DE LA POTENCIA DE LOS CT Desde luego, el esquema debe estar diseñado para cargos. del cuadro general de permitir este traspaso BT de DETERMINACIÓN DE LA POTENCIA DE LOS CT En régimen normal los interruptores «A» están abiertos. En caso de indisponibilidad por ejemplo del transformador TR-3, se abre su interruptor de BT (D3) y se cierran los dos interruptores A, con lo cual toda o parte de la carga del TR-3 pasa a ser alimentada por los transformadores TR-1 y TR-2 aprovechando el margen de potencia disponible entre su carga y su potencia nominal. Las barras generales del cuadro deben estar adecuadamente dimensionadas para las corrientes de traspaso de carga. DETERMINACIÓN DE LA POTENCIA DE LOS CT Véase que en esta circunstancia, los transformadores TR-1 y TR-2 quedan acoplados en paralelo. Si bien no conviene que los transformadores del CT funcionen acoplados en paralelo por el incremento de la corriente de cortocircuito que esto representa, son inevitables situaciones como la anterior y también otras circunstancias puntuales que requieren la marcha momentánea en paralelo, por ejemplo para el arranque directo de un motor de potencia elevada. DETERMINACIÓN DE LA POTENCIA DE LOS CT En este caso, una vez realizado el arranque, se abren los interruptores de acoplamiento y se retorna al régimen normal de transformadores separados. En consecuencia los transformadores de un CT deben poder acoplase en paralelo. Los requisitos son: Tener igual tensión secundaria. Ser del mismo grupo de conexión. Además para un correcto reparto de la carga entre los transformadores, se requiere que tengan la misma tensión de cortocircuito. DETERMINACIÓN DE LA POTENCIA DE LOS CT Para asegurar más el correcto reparto de la carga, es muy recomendable que los transformadores del CT sean de la misma potencia nominal. Determinación de la carga. En muchas ocasiones, la determinación de la carga a alimentar forma parte del proyecto del CT, y por tanto debe ser evaluada previamente. Dada la diversidad de casos y circunstancias, tipos de receptores, modalidades de servicio, ciclos de consumo, etc., no se pueden dar reglas o métodos precisos de cálculo aplicables a todos los casos. DETERMINACIÓN DE LA POTENCIA DE LOS CT No obstante, se dan a continuación unos conceptos, pautas y tablas de valores, que pueden ayudar a estimar la potencia a alimentar, con una aproximación razonablemente suficiente. Conceptos de partida. La potencia consumida por un receptor es siempre mayor que su potencia útil, ya que todo receptor tiene unas pérdidas propias, por lo cual, su rendimiento es menor que uno. DETERMINACIÓN DE LA POTENCIA DE LOS CT Por tanto, a los efectos de la determinación de la carga, lo que interesa es la potencia consumida. Además esta potencia consumida debe estar expresada como potencia aparente «S» puesto que es ésta la que determina el dimensionado de los elementos de la instalación, conductores, transformadores, aparatos de maniobra, etc. Por este motivo, la potencia de los transformadores se expresa en potencia aparente (kVA). DETERMINACIÓN DE LA POTENCIA DE LOS CT • • • • • La potencia aparente consumida por un receptor se calcula: Receptor monofásico S = UI Receptor trifásico S = I √3 U S: potencia aparente en VA U: tensión de alimentación en voltios I: corriente consumida por el receptor en amperios, cuando funciona a su potencia nominal (plena carga). El valor de la tensión U y de la corriente consumida I, figuran siempre en la placa de características de los receptores, así como en los correspondientes catálogos técnicos. DETERMINACIÓN DE LA POTENCIA DE LOS CT – – – Potencia de utilización, es la potencia que realmente consumirá el conjunto de los receptores instalados, la cual será inferior a la potencia instalada, por dos motivos: Porque los receptores (por ejemplo los motores) no acostumbran a trabajar a su plena potencia. Porque los receptores no funcionan casi nunca todos a la vez. Esto da lugar a definir dos factores de cálculo de valor igual o inferior a uno: Factor de utilización (ku) DETERMINACIÓN DE LA POTENCIA DE LOS CT – Tiene en cuenta el hecho de que el régimen de funcionamiento de un receptor por lo general es inferior a la potencia nominal del mismo. Factor de simultaneidad (ks) Tiene en cuenta que el conjunto de los receptores instalados no funcionan casi nunca simultáneamente, (por ejemplo: alumbrado, calefacción, motores, etc.). En principio, el procedimiento consiste en atribuir a cada receptor, grupo o tipo de receptores, un cierto factor de utilización ku, y después, aplicar factores de simultaneidad ks DETERMINACIÓN DE LA POTENCIA DE LOS CT Por grupos de receptores, según sus características y/o su función así como por niveles en la instalación de distribución. La evaluación de estos factores requiere tener un conocimiento lo más detallado posible de la naturaleza y forma de funcionamiento de la instalación y sus condiciones de explotación, a partir de lo cual deberán ser estimados por el proyectista, con ayuda de su experiencia y profesionalidad. A continuación algunas tablas útiles: DETERMINACIÓN DE LA POTENCIA DE LOS CT Tabla para la estimación de potencias instaladas en función de la superficie. DETERMINACIÓN DE LA POTENCIA DE LOS CT Tabla tomada de la norma francesa UTE 63-140 con los factores de simultaneidad ks aplicables a los armarios de distribución industrial. DETERMINACIÓN DE LA POTENCIA DE LOS CT Factores de simultaneidad aplicables a usos industriales o de servicios. Se reproduce también un ejemplo de Aplicación de los factores de simultaneidad Ks sucesivos, a los tres niveles de la Distribución eléctrica en una fábrica con tres talleres. Este ejemplo es válido solamente en lo que concierne a la forma de aplicación de dichos factores de simultaneidad. DETERMINACIÓN DE LA POTENCIA DE LOS CT El hecho de estar las potencias expresadas en kW (potencia activa) lo invalida para determinar la potencia del transformador, si se desconocen los factores de potencia. Nota: En lo concerniente a la evaluación del factor de utilización ku hay que observar que en los motores y también en otros receptores, no existe una completa Proporcionalidad entre la potencia Desarrollada y la corriente consumida. DETERMINACIÓN DE LA POTENCIA DE LOS CT En general al disminuir la potencia, la Corriente disminuye en menor proporción. Por ejemplo, a media carga la corriente es superior a la mitad de la nominal en plena carga. Ahora bien si se considera la potencia consumida proporcional a la desarrollada el error que representa es, en general, poco relevante. DETERMINACIÓN DE LA POTENCIA DE LOS CT EJERCICIO DETERMINACIÓN DE POTENCIA DE UN HOTEL Determinar en la ficha adjunta, la potencia del centro de transformación, así como, el numero de transformadores necesarios y cuadros eléctricos de los circuitos de los receptores. CIRCUITO RECEPTORES POTENCIA SOTANO Compresores de frío 25 KW 35 KW Ventiladores 2 KW 5 KW 10 KW 10 KW 10 KW 5 Tomas de corriente 10 Fluorescente VESTIBULO Cocina eléctrica 10 kw 15 kw Ordenadores 5 kw 10 Tomas de corriente 20 Fluorescente 1ª PLANTA 20 Tomas de corriente 40 Fluorescente 2ª PLANTA 2x40 w 20 Tomas de corriente 40 Fluorescente ASCENSORES 2x40 w 2x40 w 15 Kw 2 Tomas de corriente 2 Fluorescente PISCINA 15 KW 2 Tomas de corriente 4 Punto de luz 2x40 w Ku DETERMINACIÓN DE LA POTENCIA DE LOS CT CENTROS DE TRANSFORMACIÓN VENTILACION DE LOS CENTROS DE TRANSFORMACION Ventilación de los CT Calentamiento: Se entiende por calentamiento, el incremento de temperatura, Δθ, sobre la temperatura ambiente θa. La temperatura total q es pues la suma de la temperatura ambiente más el θ = θa + Δθ. Las normas UNE de transformadores, indican los siguientes valores: Temperaturas ambiente: Máxima Media diaria (24 h) no superior a Media anual no superior a 40 ºC 30 ºC 20 ºC - Los transformadores de distribución MT/BT en baño de aceite son, salvo excepciones, de circulación natural del aceite por convección y bobinados con aislamientos clase A. Los calentamientos admisibles, Δθ, son: – Arrollamientos con aislamientos clase A y circulación natural del aceite: 65 ºC – Aceite en su capa superior, en transformadores con depósito conservador o bien de llenado integral (herméticos): 60 ºC - Los transformadores MT/BT secos son casi siempre de arrollamientos con aislamientos clase F. - Calentamiento, Dq, máximo admisible: 100 oC Objeto de la ventilación: El objeto de la ventilación de los CT es evacuar el calor producido en el transformador o transformadores debido a las pérdidas magnéticas (pérdidas en vacío) y las de los arrollamientos por efecto Joule (pérdidas en carga). A título orientativo se especifican a continuación las pérdidas en transformadores de distribución MT/BT, en aceite (figura 79) y secos (figura 80), tomados de un catálogo actual. Fig. 80: Pérdidas en los transformadores secos de 12 a 22 kV. Aberturas de ventilación: La determinación de la superficie de las aberturas de entrada y salida del aire, en función de la diferencia de altura entre ambas y del aumento de temperatura del aire, puede realizarse mediante el nomograma de la figura 81. Este ábaco puede utilizarse de distintas formas, ya que, conociendo tres de las cinco magnitudes, quedan determinadas las otras dos. Habitualmente se tienen las pérdidas totales (columna W), la altura H disponible o posible y la elevación de temperatura admitida (t 2 - t1), y debe determinarse la superficie de la abertura de salida q2 y/o el caudal de aire Q para el caso de ventilación forzada. TRANSFORMACIÓN DE CORRIENTE Área de transformación de corriente: En esta área se produce una atmósfera potencialmente explosiva por calentamiento del aceite de refrigeración de los transformadores. La temperatura por la cual se produce evaporación de hidrocarburos del aceite es normalmente alrededor de 200 ºC. Por ello, es primordial la ventilación de los lugares donde este situado un transformador de corriente y las conexiones eléctricas necesarias para evitar la electricidad estática. Para un dimensionado de la superficie mínima necesaria para la ventilación natural, se calcula mediante la siguiente ecuación: Wcu + Wfe Sr = --------------------------------------0,24 * K* √ h * ∆t3 Wcu = Perdidas de cortocircuito del transformador Wfe = Perdidas en vació del transformador h = Distancia vertical entre centros de rejas = 2 m ∆t = Diferencia de temperatura del aire entre la entrada y salida = 15 ºC. K = Coeficiente en función de la reja de entrada de aire, valor como 0,6 Sr = Superficie mínima de la reja de entrada del transformador En el caso, de transformadores situados en locales cerrados se debe adecuar una ventilación forzada de las mismas características de las renovaciones de ventilación natural y conseguir una disponibilidad de ventilación buena o muy buena. No se debe situar un transformador en una zona clasificada como peligrosa por la presencia de una atmósfera explosiva independiente al propio transformador. Las acciones que se puedan realizar en un transformador y que puedan poner en riesgo la seguridad y salud de las personas estarán definidas por el RD 641/2001 por las disposiciones mínimas de protección de la seguridad y salud de los trabajadores frente al riesgo eléctrico. MODELOS DE TRANSFORMADORES DE SALIDA MODELOS DE TRANSFORMADORES DE SALIDA MODELOS DE TRANSFORMADORES DE SALIDA MODELOS DE TRANSFORMADORES DE SALIDA MODELOS DE TRANSFORMADORES DE ENTRADA TRANSFORMADOR VENTILADOR DEL TRANSFORMADOR CENTROS DE TRANSFORMACIÓN PROTECCION CONTRA INCENDIOS PROTECCIÓN CONTRA INCENDIOS DE LOS CT - 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 y su posible propagación a locales colindantes si los hay. Esta protección huelga cuando los transformadores son del tipo seco aislados con resinas incombustibles. Entran en consideración dos sistemas o niveles de protección contra incendios: Un primer nivel denominado «pasivo», de aplicación general en todos los casos. PROTECCIÓN CONTRA INCENDIOS DE LOS CT - Un segundo nivel denominado «activo», que refuerza y complementa el anterior, de aplicación obligatoria a partir de ciertas cantidades de aceite. Sistema «pasivo» 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). PROTECCIÓN CONTRA INCENDIOS DE LOS CT – 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. PROTECCIÓN CONTRA INCENDIOS DE LOS CT - Los pozos colectores de recogida de aceite deben de tener capacidad para la totalidad del aceite del transformador. La entrada (embocadura) al pozo colector debe de quedar debajo del transformador, y estar equipada con un dispositivo cortafuegos (apagallamas), cuyas dos ejecuciones más frecuentes son: Soporte horizontal metálico de chapa ranurada o de reja, que cubre la superficie de la embocadura colectora. Encima del mismo una capa de piedras de tamaño parecido al de las utilizadas para las vías de ferrocarril. PROTECCIÓN CONTRA INCENDIOS DE LOS CT - Esta capa de piedras actúa como laberinto apagallamas al paso del aceite ardiendo, además de enfriarlo enérgicamente, al absorber las piedras junto con su soporte metálico el calor del aceite inflamado. La otra ejecución consiste en dos rejillas metálicas cortafuegos también horizontales que cubren la superficie de la embocadura colectora, situadas una encima de la otra separadas aprox. 25 mm colocadas de manera que los huecos de las rejillas no coincidan en línea recta a fin de aumentar el recorrido del aceite. PROTECCIÓN CONTRA INCENDIOS DE LOS CT Dichas rejillas metálicas construidas con pletina de acero formando un entramado con huecos de 10 mm de luz y altura de 25 mm. Estas rejillas actúan como eficaces apagallamas cortafuegos. En efecto, como es sabido, al intercalar una rejilla metálica en una llama, ésta queda cortada no propagándose al otro lado, gracias a la elevada conductividad calorífica del metal que constituye la rejilla (normalmente acero). En las figuras se representa una disposición tipo del pozo colector de aceite, con las rejillas cortafuegos o bien la capa de piedras. PROTECCIÓN CONTRA INCENDIOS DE LOS CT PROTECCIÓN CONTRA INCENDIOS DE LOS CT PROTECCIÓN CONTRA INCENDIOS DE LOS CT Sistema «activo» 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. PROTECCIÓN CONTRA INCENDIOS DE LOS 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: 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, PROTECCIÓN CONTRA INCENDIOS DE LOS CT – Separación de la celda del transformador del resto de la instalación del CT. Por tanto, al proyectar la instalación interior de un CT que tenga que estar dotado de sistema de protección activa contra incendios, deberán tenerse en cuenta estas separaciones interiores entre el o los transformadores y el resto del CT, y asimismo prever los espacios necesarios para el equipo de extinción, en especial los recipientes del agente extintor. PROTECCIÓN CONTRA INCENDIOS DE LOS CT El equipo automático de extinción de incendios, deberá responder a los tipos especificados en las Normas Básicas de Edificios NBE-CPI-82. En la tabla se especifican los tipos de agente extintor que pueden entrar en consideración para el caso de CT MT/BT. PROTECCIÓN CONTRA INCENDIOS DE LOS CT CENTROS DE TRANSFORMACIÓN PROTECCION CONTRA SOBRETENSIONES Protección contra sobretensiones Sobretensiones. Aislamiento: Tipos de 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, éstos en redes con el neutro aislado o conectado a tierra a través de una impedancia («neutro impedante»). De origen externo al sistema, debidas a causas atmosféricas, sobretensiones electrostáticas y rayos. 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. Responden pues a la fórmula general ΔU = kUs, siendo ΔU la sobretensión, Us la tensión de servicio y k el coeficiente de sobretensión. 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. En el cuadro de la figura 88 se resumen los tipos de sobretensiones, su valor, duración, etc. Se denomina «Nivel de Aislamiento» (NA) de un elemento eléctrico, a su aptitud para soportar una sobretensión, sin deteriorarse. Nivel de aislamiento 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 figura 89 (simplificada). Se denomina onda 1,2/50 µs. Descripción de los pararrayos de protección El tipo actual es el de Óxido de Zinc (OZn) según la figura 91. 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). Una vez desaparecida la sobretensión el pararrayos recupera su resistencia inicial del orden de MΩ. En la figura 92 se representa (simplificada) la forma de la onda de corriente de descarga que se utiliza para el ensayo de pararrayos. Se denomina onda 8/20 µs. Durante el paso de la corriente de descarga por el pararrayos, se genera en su interior una energía calorífica por efecto Joule (W = I²Rt) que el pararrayos debe poder soportar sin deteriorarse. Esto determina su límite de utilización. Estos pararrayos se fabrican para corrientes de descarga de 5 kA, 10 kA y 20 kA. Para los CT de MT/BT normalmente se utilizan los de 5 kA, salvo en zonas de gran intensidad de tormentas y rayos, en donde se utilizan los de 10 kA. Asimismo, durante el paso de la corriente por el pararrayos, aparece entre sus bornes una diferencia de tensión Ur = IdR, siendo R la resistencia que presenta el pararrayos en el momento de la corriente de descarga Id. Esta diferencia de tensión Ur se denomina tensión residual y es del orden de kV, puesto que R es del orden de ohmios e Id del orden de kA. Como sea que el pararrayos, tiene sus bornes conectados a la línea y a tierra esta tensión residual aparece entre estos puntos y queda aplicada al aislamiento entre fase y tierra (masa) de todos los aparatos conectados a la línea donde está conectado este pararrayos. Ver figura 93, esquemática. Esta tensión residual constituye el denominado «Nivel de protección» (NP) que proporciona el pararrayos a los aparatos que protege, pues es la máxima tensión que puede quedar aplicada al aislamiento a masa de los mismos. Esta tensión residual o nivel de protección NP, debe ser inferior a la tensión de prueba a impulso tipo rayo, 1,2/50 µs del aparato protegido, que define su nivel de aislamiento (NA). La diferencia entre los dos niveles NA-NP es pues el margen de seguridad del aparato o la instalación. En la tabla de la figura 94 se indica el valor mínimo admisible para la relación NA/NP en función de la tensión nominal del aparato o la instalación. En el ejemplo anterior de coordinación de aislamiento: Tensión nominal 24 kV, tensión de ensayo a impulso 1,2/50 µs, 125 kV. El valor de la tensión residual del pararrayos (NP) máximo admisible sería 125/1,4 = 89 kV. 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 figura 95, las características de un pararrayos para redes de 20 kV. Instalaciones de puesta a tierra La circulación de la corriente eléctrica por el suelo: Los terrenos tienen diferente resistividad eléctrica r según su naturaleza y contenido de humedad. Esta resistividad varia entre amplios márgenes y es mucho más elevada que la de los metales y el carbono. En este sentido puede decirse que la tierra es, en general, un mal conductor eléctrico. Ahora bien, cuando una corriente circula por el terreno, la sección de paso S puede ser tan grande, que a pesar de que su resistividad (resistencia específica) r sea elevada, la resistencia R = r l/S puede llegar a ser despreciable. La resistividad r de los terrenos, se expresa en Ohms por m² de sección y metro de longitud, por tanto en Ω.m²/m = W.m («Ohms metro»). En efecto la sección de paso de la corriente puede ser del orden de m². La resistividad así expresada corresponde a la resistencia entre dos caras opuestas de un cubo de un metro de arista (figura 58). Si bien, cuando la corriente ha penetrado en el terreno éste presenta una resistencia R despreciable debido a la gran sección de paso, no sucede lo mismo en el punto de paso de la corriente del electrodo al terreno, pues aquí la superficie de contacto entre ambos está limitada según la forma configuración y dimensiones del electrodo. CENTROS DE TRANSFORMACIÓN INSTALACIONES PUESTA A TIERRA En la tabla figura 59 se indican las resistencias R de los varios tipos de electrodos más usuales, en función de sus dimensiones y de la resistividad ρt del terreno. Asimismo en la tabla figura 60 están indicados los valores medios de la resistividad de diversos tipos de terreno. En los reglamentos de AT (MIE-RAT) y de BT (MIE-RBT) figura una tabla de resistividades de terrenos más pormenorizada que la anterior. En la realidad práctica, estas tablas son poco útiles para el cálculo de los sistemas de toma de tierra de los CT puesto que: - para cada tipo de terreno de los especificados, el margen de valores es muy amplio (1 a 2, 1 a 5, 1 a 10), de tal manera que aún tomando un valor medio el margen posible de incertidumbre en más o en menos es excesivo, - en estas tablas no figuran los terrenos formados por materiales procedentes de derribos, tierras mezcladas y/o sobrepuestas, tierras de relleno, antiguos vertederos recubiertos, tierras procedentes de obras de excavación, etc. Estos casos son cada vez más frecuentes. Cuando se trata de CT MT/BT de hasta 30 kV y corriente de cortocircuito hasta 16 kA, el MIE-RAT 13 no exige determinación previa de la resistividad del terreno y admite que se haga solamente por examen visual del mismo y aplicación de las citadas tablas. No obstante siguiendo la razonable recomendación de UNESA, cuando ha de proyectarse un CT es aconsejable efectuar una medición previa de la resistividad del terreno. Es una medición relativamente fácil; (existen en el mercado aparatos para ello); y de coste pequeño en relación con el coste total del CT. Con esta determinación previa de la resistividad del terreno, se reduce mucho la eventualidad de tener que introducir a posteriori modificaciones siempre incómodas y de coste imprevisible. Para esta medición de r el procedimiento más utilizado y recomendado es el método de Wenner. Se dispondrán cuatro sondas alineadas a intervalos iguales, simétricas respecto al punto en donde se desea medir la resistividad del terreno. La profundidad de estas sondas no es preciso que sobrepase los 30 cm. La separación entre las sondas (a) permite conocer la resistividad media del terreno entre su superficie y una profundidad h, aproximadamente igual a la profundidad máxima a la que se instalará el electrodo (figura 61). En la tabla de la figura 62 se recogen los valores del coeficiente K = 2∏a, que junto con la lectura del aparato (r) determina la resistividad media ρh del terreno en la franja comprendida entre la superficie y la profundidad h =3/4a Paso de la corriente por el terreno: 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 la figura 63 se representa este paso, en el caso de una pica vertical. Una vez ya en el terreno, la corriente se va difundiendo por el mismo. Con terrenos de resistividad ρt homogénea puede idealizarse este paso suponiendo el terreno formado por capas concéntricas alrededor del electrodo, todas del mismo espesor L. La corriente va pasando sucesivamente de una capa a la siguiente. Véase que cada vez la superficie de paso es mayor, y por tanto la resistencia R de cada capa va siendo cada vez menor, hasta llegar a ser despreciable. La resistencia de cada capa es R = ρ L/S. Estas resistencias se suman, pues están en serie: ρt (L/S1 + L/S2 + L/S3...... L/Sn). Si se multiplican estas resistencia por el valor I de la corriente se tendrá la caída de tensión U = IR en cada una de las sucesivas capas concéntricas. Al ser la resistencia R cada vez menor, también lo será la caída de tensión hasta hacerse despreciable. Fig. 63: Paso de la corriente al terreno. En consecuencia, el valor de la tensión U en cada punto del terreno, en función de su distancia del electrodo, será según la curva representada en la figura 64. Esta curva es válida para todas las direcciones con origen en el electrodo. Geométricamente se trata del corte de una figura de revolución cuyo eje es el electrodo. 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. Véase que para una misma distancia entre estos dos puntos la diferencia de tensión será máxima cuando ambos puntos estén en un mismo «radio» o sea semirrecta con origen en el electrodo. A efectos de seguridad, se considera siempre este caso que da el valor máximo. 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, incluyendo un cierto margen de seguridad. 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 (en la práctica lo más probable es que sea una mano). En la figura 65 se representa esta posibilidad. La peligrosidad de la tensión de contacto es superior a la de la tensión de paso, pues si bien ambas pueden producir un paso de corriente por la persona, el debido a la tensión de contacto tiene un recorrido por el organismo que puede afectar órganos más vitales. Por ejemplo, un recorrido mano-pies puede afectar al corazón, pulmones, extensa parte del tejido nervioso, etc. Por este motivo las tensiones de contacto máximas admisibles en función del tiempo, son según el MIE-RAT 13, diez veces inferiores que las de paso (figura 66). Tensiones máximas aplicables al cuerpo humano según MIERAT 13: Hay que distinguir entre estos valores máximos aplicables al cuerpo humano Vca y Vpa y las tensiones de contacto Vc de paso Vp que puede aparecer en el terreno. Las tensiones Vca y Vpa, son la parte de Vc y Vp que resultan aplicadas al cuerpo humano y que no deben sobrepasar los valores máximos antes indicados. Estas tensiones Vc y Vp se calculan con las fórmulas siguientes: Siendo ρs la resistividad superficial del terreno expresada en Ω.m, y Vp y Vc en voltios. En la figura 67 están representados los circuitos equivalentes, y la deducción de las fórmulas anteriores a partir de los mismos. Ambos responden a las siguientes simplificaciones: Resistencia del cuerpo humano RH = 1000 Ω, se desprecia la resistencia del calzado. Cada pie humano se ha asimilado a un electrodo en forma de placa metálica de 200 cm², que ejerce sobre el terreno una fuerza mínima de 250 N, lo que representa una resistencia de contacto con el suelo evaluada en 3ρs, o sea Rs = 3ρs (Rs en Ω). Para la resistividad superficial ρs puede tomarse el valor ρH, obtenido en la medición efectuada por el método de Wenner antes explicado. En el caso de la tensión de paso, puede suceder que la resistividad superficial sea diferente para cada pie. Esto es habitual en el acceso a un CT cuando un pie está en el pavimento del umbral y el otro en el terreno sin edificar. En este caso, la fórmula de la tensión de paso es: en la que ρ s y ρ’s son las resistividades superficiales del terreno sobre el que se apoya cada pie. Para el pavimento de cemento, hormigón o similar puede tomarse una resistividad ρs = 3 000 W.m. A esta tensión se la denomina «tensión de paso de acceso». Se denomina «tensión de defecto» Ud a la tensión que parece entre el electrodo de puesta a tierra y un punto del terreno a potencial cero, cuando hay un paso de corriente de defecto Id por el electrodo a tierra. Cuando en la parte de Media Tensión del CT se produce un cortocircuito unipolar Fase-tierra el circuito de la corriente de defecto Id, es el representado en la figura 68. Por tanto la tensión de defecto es Ud = Id.Rt que se mantiene en tanto circule la corriente Id. Nota: Según se explica en el anexo «La puesta a tierra del neutro de MT», el secundario MT de los transformadores AT/MT de las estaciones receptores que alimentan los CT MT/BT, acostumbra a estar conectado en triángulo, por lo cual, hay instalada una bobina para la formación del punto neutro. Ahora bien, para simplificar la representación del circuito de esta corriente de defecto y facilitar al lector su entendimiento, en esta figura 68 se ha representado el secundario MT conectado en estrella. Diseño de la instalación de puesta a tierra de un CT MT/BT Procedimiento UNESA El procedimiento recomendado, es el propuesto por UNESA en su publicación: «Método de cálculo y proyecto de instalaciones de puesta a tierra para centro de transformación de tercera categoría». Este procedimiento, refrendado por el Ministerio de Industria y Energía, se basa en el método de Howe. Consiste en elegir para el, o los, electrodos de puesta a tierra una de las «configuraciones tipo» que figuran en la mencionada publicación. Para cada una de estas configuraciones tipo, se indican unos factores llamados «valores unitarios», en base a los cuales, a la resistividad r del terreno y a la corriente de defecto fase-tierra Id, se puede calcular la resistencia Rt del electrodo de puesta a tierra y las tensiones de paso y contacto. Para el proyecto de un CT de MT/BT, es aconsejable disponer de esta publicación. Por otra parte, existen programas de cálculo por ordenador basados en este procedimiento, del cual, se hace a continuación una exposición resumida. 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 Según MIE-RAT 13, en principio, hay que considerar dos sistemas de puesta a tierra diferentes: 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. Por tanto: – 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. En general pues, todos aquellos elementos metálicos que contengan y/o soporten partes en tensión, las cuales, por un fallo o contorneo de su aislamiento, a masa, puedan transmitirles tensión. En este método UNESA, 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. Puesta a tierra de servicio Se conectan a esta puesta a tierra, puntos o elementos que forman parte de los circuitos eléctricos de MT y de BT. Concretamente: – – – 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. (Ver anexo A6 «Regímenes de neutro»), 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. 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. En la figura 69 se relaciona el índice general de estas configuraciones tipo. Nota: Se entiende por electrodo de puesta a tierra, el conjunto formado por los conductores horizontales y las picas verticales (si las hay), todo ello enterrado. Los valores que se indican en las tablas corresponden a electrodos con picas de 14 mm de diámetro y conductor de cobre desnudo de 50 mm2 de sección. Para otros diámetros de pica y otras secciones de conductor, de los empleados en la práctica, pueden utilizarse igualmente estas tablas, ya que estas magnitudes no afectan prácticamente al comportamiento del electrodo. Las dimensiones seleccionadas corresponden a los tipos más usuales de locales para CT, considerando la posibilidad de aprovechar la excavación necesaria para la cimentación del local, para instalar un conductor en el fondo de la zanja de cimentación, siguiendo por tanto el perímetro del CT. Este conductor al que, en caso necesario, se conectarán picas, constituye el electrodo. En casos en que sea problemático realizar este tipo de electrodo (subsuelo ocupado) puede recurrirse a la colocación de un electrodo longitudinal con picas exteriores en hilera. No resulta problemático el caso de que se quiera construir un electrodo cuya geometríano coincida exactamente con la de ninguno de los electrodos tipo de las tablas. Basta con seleccionar el electrodo tipo de medidas inmediatamente inferiores, con la seguridad de que si la resistencia de puesta a tierra y las tensiones de paso y contacto de este último cumplen las condiciones establecidas en la MIE-RAT 13, con mayor razón las cumplirá el electrodo real a construir, pues al ser de mayores dimensiones, presentará una menor resistencia de puesta a tierra y una mejor disipación de las corrientes de defecto. Cuando se trata de CT exteriores, o sea en edificio (caseta) exclusivo para el CT, las configuraciones cuadradas o rectangulares es decir perimetrales, son muy adecuadas. Cuando se trata de un CT interior o sea formando parte de una edificación mayor alimentada por dicho CT, en muchas ocasiones hay que recurrir a las configuraciones longitudinales paralelas al frente de acceso al CT. Mallazo interior: En el suelo del CT, se instalará un mallazo electrosoldado, con redondos de diámetro no inferior a 4 mm formando una retícula no superior a 0,3 x 0,3 m, embebido en el suelo de hormigón del Centro de Transformación a una profundidad de 0,10 m. Este mallazo se conectará como mínimo en dos puntos, preferentemente opuestos, al electrodo de puesta a tierra de protección del Centro de Transformación (figura 70). Todas las partes metálicas interiores del CT que deben conectarse a la puesta a tierra de protección (cajas de los transformadores, cabinas, armarios, soportes, bastidores, carcasas, pantallas de los cables, etc.), se conectarán a este mallazo. Las puertas y rejillas metálicas que den al exterior del centro no tendrán contacto eléctrico con masas conductoras susceptibles de quedar sometidas a tensión debido a defectos o averías. Por tanto, no se conectarán a este mallazo interior. Con esta disposición de mallazo interior, se obtiene una equipotencialidad entre todas las partes metálicas susceptibles de adquirir tensión, por avería o defecto de aislamiento, entre sí y con el suelo. Por tanto, no pueden aparecer tensiones de paso ni de contacto en el interior del CT. Para los centros de transformación sobre poste, se aplica una solución análoga. Para controlar la tensión de contacto se colocará una losa de hormigón de espesor no inferior a 20 cm que cubra, como mínimo, hasta 1,20 m de las aristas exteriores de la cimentación de los apoyos. Dentro de la losa y hasta 1 m de las aristas exteriores de la cimentación del apoyo, se dispondrá un mallazo electrosoldado de construcción con redondos de diámetro no inferior a 4 mm formando una retícula no superior a 0,30 x 0,30 m. Este mallazo se conectará a la puesta a tierra de protección del centro al menos en 2 puntos preferentemente opuestos, y quedará recubierto por un espesor de hormigón no inferior a 10 cm (figura 71). El poste, la caja del transformador, los soportes, etc., se conectarán a este mallazo. Con esta medida se consigue que la persona que deba acceder a una parte que, de forma eventual, pueda ponerse en tensión, esté situada sobre una superficie equipotencial, con lo que desaparece el riesgo inherente a la tensión de contacto y de paso interior. El proyectista podrá justificar otras medidas equivalentes. Corriente máxima de cortocircuito unipolar fase-tierra, en la parte de MT del CT En redes de MT con el neutro aislado, la intensidad de defecto a tierra es la corriente capacitiva de la red respecto a tierra, directamente proporcional a la longitud de la red. Para el cálculo de la corriente máxima a tierra, en una red con neutro aislado, se aplicará la fórmula (formula 4): siendo: Id: corriente de defecto máxima (A), U: tensión compuesta de la red (V), Ca: capacidad homopolar de la línea aérea (F/km), La: longitud total de las líneas aéreas de MT subsidiarias de la misma transformación AT/MT (km), Cc: capacidad homopolar de los cables MT subterráneos (F/km), Lc: longitud total de los cables subterráneos de MT subsidiarios de la misma transformación AT/MT (km), Rt: resistencia de la puesta a tierra de protección del centro de transformación (Ω), w: pulsación de la corriente (2∏f). Salvo que el proyectista justifique otros valores, se considerará para las capacidades de la red aérea y subterránea, respectivamente, los siguientes valores: Ca: 0,006 µF/km, Cc: 0,25 µF/km, los cuales corresponden a los conductores de las secciones más utilizadas normalmente, con tensiones nominales de 20 kV. En redes de MT con el neutro conectado a tierra a través de una impedancia, la intensidad de defecto a tierra, es inversamente proporcional a la impedancia del circuito que debe recorrer. Como caso más desfavorable, y para simplificar los cálculos (salvo que el proyectista justifique otros aspectos) sólo se considerará la impedancia de la puesta a tierra ZE (figura 68) del neutro MT, y la resistencia Rt del electrodo de puesta a tierra en el CT. Esto supone estimar nula la impedancia homopolar de las líneas aéreas y los cables subterráneos. Con ello, los valores de Id calculados resultan algo superiores a los reales, lo cual es admisible por cuanto representa un cierto margen de seguridad. Para el cálculo, se utilizará, salvo justificación, la siguiente expresión (formula 5): Siendo: Id: Intensidad máxima de defecto a tierra, en el centro considerado, en A, U: Tensión compuesta de servicio de la red, en V, Rn: Resistencia de la puesta a tierra del neutro de la red MT, en Ω, Rt: Resistencia de la puesta a tierra de protección del CT, en Ω, Xn: Reactancia de la puesta a tierra del neutro de red MT, en Ω. Los valores de Rn y Xn son característicos de cada red y son valores que debe dar la empresa suministradora de energía. Nota: En algunas compañías distribuidoras, se sigue el criterio de hacer la resistencia Rn de valor despreciable frente a la reactancia Xn, o sea ZE ≈ Xn. Puede suceder que la compañía suministradora, en lugar de Xn y Rn indique solamente el valor máximo de la corriente de cortocircuito unipolar fase-tierra en el origen de la línea MT que alimenta el CT. En este caso, cabe considerar que la impedancia ZE es prácticamente sólo reactiva (ZE ≈ Xn y Rn ≈ 0) y calcular su valor mediante la (fórmula 6): Siendo: Un: la tensión de alimentación MT, valor eficaz entre fases, en V, Idm: la intensidad de defecto máxima en el origen de la línea MT, en A. Una vez obtenido, el valor de Xn se incorpora en la fórmula (5) para el cálculo de Id, considerando Rn ≈ 0. Sobretensiones admisibles en la parte de BT de los CT Al producirse un defecto de aislamiento en la parte de MT del CT, la tensión de defecto Ud = Id Rt que aparece, resulta aplicada también a las envolventes y soportes de los elementos de BT, puesto que también están conectados a la puesta a tierra de protección. Por tanto, durante el paso de la corriente de defecto Id, aparece una sobretensión Ud entre dichas envolventes y soportes y los elementos de BT que contienen o soportan. Básicamente son: – entre caja del transformador y el secundario BT del mismo, – entre armario de BT y los aparatos y conexiones que haya en su interior. Por tanto los elementos de BT del CT deben poder soportar esta tensión de defecto Ud = Id Rt sin deteriorarse. Debe de cumplirse pues la condición: UBT > Ud siendo: UBT: la tensión en V entre fases y masa soportada (tensión de ensayo) por los elementos de BT del CT. Se trata de un tensión de frecuencia industrial (50 Hz) aplicada durante 1 minuto, Ud: tensión de defecto, en V, Rt: resistencia del electrodo, de puesta a tierra, en W, Id: intensidad de defecto, en A. Para las partes de BT de los CT, las tensiones de ensayo UBT entre fases y masa, a 50 Hz, 1 minuto, normalizadas, son de 4 000, 6 000, 8 000 y 10 000 V. La recomendada por UNESA, es de 10 000 V. Aspectos a tener en cuenta en el diseño de los electrodos de puesta a tierra A.- Seguridad de las personas en lo concerniente a las tensiones de paso y contacto Según antes explicado, con la instalación del mallazo equipotencial en el suelo del CT, no pueden aparecer tensiones de paso y contacto en el interior del mismo. Queda pues a considerar solamente las tensiones de paso y contacto exteriores. Para ellas, en este método UNESA se indica lo siguiente: – con el mencionado mallazo equipotencial conectado al electrodo de tierra, la tensión de paso de acceso es equivalente al valor de la tensión de contacto exterior máxima, – para el caso de electrodos longitudinales con picas exteriores, colocados frente a los accesos al CT paralelos a su fachada, no debe considerarse la tensión de paso de acceso y contacto exterior. Por el contrario si el electrodo se ubica lejos de los accesos al CT, deberá considerarse como tensión de paso de acceso y contacto exterior, la tensión de defecto Ud = Id Rt. La condición es que las tensiones máximas calculadas para el electrodo elegido, deben Centros de Transformación MT/BT / p. 55 ser iguales o inferiores a las máximas admisibles en la instalación, tal como se detalla en la tabla de la figura 72. B.- Protección del material La condición es que el nivel de aislamiento del equipo de BT del CT, sea igual o superior a la tensión de defecto, o sea: UBT ≥ Id Rt. C.- Valor de la intensidad de defecto Id suficiente para hacer actuar los relés de protección y asegurar la eliminación de la falta En la práctica, este aspecto es a definir por la Compañía Suministradora, pues concierne al ajuste y sensibilidad de los relés de protección instalados en la cabecera de las líneas de distribución en MT que salen de sus estaciones receptoras AT/MT. Parámetros característicos de las configuraciones tipo - Son los denominados «valores unitarios». - En las configuraciones cuadradas o rectangulares son: – Para el cálculo de la resistencia Rt del electrodo de tierra Kr – Para el cálculo de la tensión de paso exterior máxima Kp – Para el cálculo de tensión de acceso y contacto exterior máximas Kc = Kp(acc) - En las configuraciones longitudinales son: – Para el cálculo de la resistencia Rt del electrodo de tierra Kr – Para el cálculo de la tensión de paso exterior máxima Kp Procedimiento de cálculo - Datos de partida, a facilitar por la compañía suministradora: – Tensión de alimentación, – Neutro de MT aislado o bien conectado a tierra a través de impedancia ZE. - En el caso de neutro aislado: – Longitud total de las líneas de MT subsidiarias de la misma transformación AT/MT, en km. Es el valor La de la fórmula (4). – Longitud total de los cables subterráneos MT subsidiarios de la misma transformación AT/MT, en km. Es el valor Lc de la fórmula (4). - En el caso de neutro conectado a tierra a través de impedancia ZE: – Valor de la impedancia ZE desglosada en reactancia Xn y resistencia Rn, – o bien, como dato alternativo, menos preciso pero hasta cierto punto suficiente, la intensidad máxima de cortocircuito unipolar fase-tierra, en el origen de la línea de MT que alimenta el CT. – Duración de la corriente de falta, hasta su eliminación por la acción de las protecciones. En la práctica, es frecuente que indiquen valores del orden de 1 segundo. - Dato obtenido por medición: – Resistividad r del terreno, en W.m. Orden de los cálculos 1 Elección de una configuración tipo por parte del proyectista. 2 Cálculo de la resistencia del electrodo elegido Rt = Kr . ρ (Ω). 3 Cálculo de la intensidad de defecto Id, mediante la fórmula (4) para caso de neutro aislado y mediante la (5) o bien (6) y (5) para neutro puesto a tierra a través de impedancia. 4 Cálculo de la tensión de defecto en el CT: Ud = Id . Rt. 5 – – En todas las configuraciones: cálculo de la tensión admisible de paso exterior mediante la fórmula (1), además, en las configuraciones cuadradas o rectangulares, cálculo de la tensión admisible de paso de acceso y contacto exterior, mediante la fórmula (3). 6 – – A partir de los «valores unitarios» correspondientes a la configuración elegida: cálculo de la tensión de paso exterior Up = Kp . r . Id (V), cálculo de la tensión de paso de acceso y contacto exterior (caso de configuraciones cuadradas y rectangulares) Up(acc) = Kp(acc) . r . Id (V), para el caso de electrodos alejados del CT, la tensión de paso de acceso y contacto exterior es Up(acc) = Ud = Rt . Id (V). – 7 Comprobación de que estos valores obtenidos de Up y Uacc son iguales o inferiores a los calculados mediante las fórmulas (1) y (3), y en el caso de electrodo alejado del CT, que Uacc sea igual o inferior a la tensión de defecto Ud, o sea Uacc ≈ Id . Rt. 8 Comprobación de que el valor de la tensión de defecto Ud es igual o inferior al nivel de aislamiento (tensión de ensayo) UBT del equipo de BT del CT. 9 Si alguna de estas condiciones 7 u 8 no se cumple, hay que elegir una nueva configuración más dimensionada (más picas, picas más largas, mayor profundidad de enterramiento), que dé valores de Kr, Kp y Kacc más bajos. A continuación se especifican 3 ejemplos numéricos. En los tres: – Para la fórmula (3), tensión de paso de acceso, la resistividad del hormigón es r = 3 000 W.m. – El nivel de aislamiento (tensión de ensayo) de los elementos de BT en el CT, es de 10 000 V, según recomienda UNESA. Ejemplos Ejemplo nº 1 - Datos: Tensión de alimentación: 26 400 V. Neutro puesto a tierra a través de impedancia Zn de Xn = 22,4 W y Rn = 12 W. Duración del paso de corriente: 1 segundo. Resistividad del terreno: r = 200 W.m. CT en edificio propio. - Cálculos: 1 Se elige un electrodo de configuración en rectángulo de 7 x 4 m (figura 74). Concretamente: profundidad de enterramiento: 0,5 m; 4 picas de 2 m. Valores unitarios: Kr = 0, 076; Kp = 0,0165; Kp(acc) = 0,0362. 2 Resistencia del electrodo: Rt = 0,076 x 200 = 15,2 W. 3 Intensidad máxima de defecto en el CT: Tensión de defecto: Ud = 15,2 x 432,65 = 6 576 V. 5 Tensión de paso exterior admisible (fórmula 1): 4 Tensión de paso de acceso y contacto exterior admisible (fórmula 3): 6 Tensión de paso calculada: Up = 0,0165 x 200 x 432,65 = 1 427,77 V. Tensión de paso de acceso y contacto exterior calculada: Uacc = 0,036 2 x 200 x 432,65 = 3 132,38 V. Comprobación: Tensión de paso calculada: 1 427,77 < 1 727 V. Tensión de paso de acceso y contacto exterior calculada: 3 132,38 < 8 321 V. Tensión de defecto: 6 576 < 10 000 V. Ejemplo nº 2 - Datos: Tensión de alimentación: 20 000 V. Neutro conectado a tierra a través de reactancia. Intensidad máxima de defecto en el origen de la línea: 500 A. Duración del paso de la corriente de defecto: 1 segundo. Resistividad del terreno ρ = 300 Ω.m. CT de interior, formando parte de un edificio mayor. - Cálculos: 1 Se elige un electrodo longitudinal, que deberá ubicarse alejado del frente de acceso del CT (figura 75). Concretamente, 3 picas de 4 m; separadas entre sí 6 m y enterradas a 0,8 m; longitud total del electrodo: 12 m. Valores unitarios: Kr = 0,073; Kp = 0,0087. Resistencia del electrodo: Rt = 0,073 x 300 = 21,9 Ω. Intensidad máxima de defecto en el CT: 2 3 Aplicando la fórmula (5): Tensión de defecto: Ud = 21,9 x 362,8 = 7 945 V. 5 Tensión de paso exterior admisible (fórmula 1): 4 Tensión de paso de acceso y contacto exterior admisible: 6 Tensión de paso calculada: Up = 0,008 7 x 300 x 362,8 = 947 V. - Comprobación: Tensión de paso calculada: 947 V < 2 198 V. Tensión de paso de acceso y contacto exterior. En este caso: Uacc = Ud: 7 945 < 8 56,5 V. Tensión de defecto: 7 945 < 10 000 V. Ejemplo 3 - Datos: Tensión de alimentación: 20 000 V. Neutro conectado a tierra a través de una impedancia de Xn = 20 Ω y Rn = 1,5 Ω. Duración del paso de corriente: 0,9 segundos. Resistividad del terreno r = 400 Ωm. CT en edificio propio. - Cálculos: 1 Se elige una configuración cuadrada, de 4 x 4 m (figura 73). Concretamente: 8 picas de 2 m; profundidad 0,8 m. Valores unitarios: Kr = 0,079; Kp = 0,0130; Kp(acc) = 0,0447. 2 Resistencia del electrodo: Rt = 0,079 x 400 = 31,6 Ω. 3 Intensidad de defecto: 4 Tensión de defecto: Ud = 31,6 x 243 = 7 680 V. 5 Tensión de paso exterior admisible (fórmula 1): Tensión de paso de acceso y contacto exterior admisible (fórmula 3): 6 Tensión de paso calculada: Up = 0,013 0 x 400 x 243 = 1 263,6 V. Tensión calculada de paso de acceso y contacto exterior: Uacc = 0,0447 x 400 x 243 = 4344,8 V. - Comprobación: Tensión de paso calculada: 1 263,6 V < 2720 V. Tensión de paso de acceso y contacto exterior: 4 344,8 V < 8 960 V. Tensión de defecto: 7 680 V < 10 000 V. EJERCICIO DE PUESTA A TIERRA DE CT - - - Diseñar la puesta a tierra de una CT como edificio propio anexado o dentro de un edificio industrial, datos: Tensión de alimentación: 22.000 v Neutro puesto a tierra a través de una impedancia: Xn = 24,4 Ω Rn = 12 Ω Utilizando el método Wenner, hemos colocado la distancia de sondas a 2 metros obteniendo lecturas de 40 v y una intensidad de 2 A. Estimamos que la duración de paso es de 0,8 s. CUADROS ELECTRICOS PROBLEMAS TÉRMICOS Y GARANTIA DE FUNCIONAMIENTO GARANTÍA DE FUNCIONAMIENTO Y CUADROS ELÉCTRICOS DE BT FUNCIONALIDAD DE LOS CUADROS: - - La distribución de la energía eléctrica y la protección de los circuitos, La protección de las personas, El control y mando de la instalación. SEGURIDAD DE FUNCIONAMIENTO: - - probabilidad, muy baja, de averías (fiabilidad) Ausencia de fallos peligrosos (seguridad), El mayor tiempo posible de funcionamiento correcto (disponibilidad), Reparación rápida (mantenibilidad), GARANTÍA DE FUNCIONAMIENTO Y CUADROS ELÉCTRICOS DE BT LA GARANTÍA FUNCIONAL DEL CUADRO El dominio de las transferencias térmicas dentro de un cuadro permite tener la seguridad de que no se alcanzarán las temperaturas límite en materiales instalados. Este problema se resuelve con la mejora de la ventilación y, eventualmente con la selección técnica de la aparamenta. Características de los cuadros BT: - las conexiones de potencia las resistencias mecánica y térmica al cortocircuito, la instalación de control-mando, la seguridad GARANTÍA DE FUNCIONAMIENTO Y CUADROS ELÉCTRICOS DE BT SEGURIDAD EN FUNCIÓN DE LA NECESIDAD: - Características de la garantía de funcionamiento: La fiabilidad Las disponibilidad La mantenibilidad La seguridad - La seguridad de funcionamiento aplicada a los conjuntos o instalaciones: Expresión y análisis de las necesidades. Análisis funcional. GARANTÍA DE FUNCIONAMIENTO Y CUADROS ELÉCTRICOS DE BT CONCEPTOS DE SEGURIDAD INDUSTRIAL: - El esquema (acometida, utilización final, esquema de conexión del neutro), - Las conexiones, - Los arcos eléctricos, - Los “tipos de cuadro” (forma, conexiones, aparamenta fija o seccionable, IP …), - Las salidas a motor en rack extraíble, - Los elementos auxiliares de mando y control. a) Distribución de la no-disponibilidad en la salida 5% 50% 45% Fallo de entrada: 98% debidos a falta de AT pública, 2% debidos a fallos de las redes MT, aproximadamente un 0% debido a los interruptores automáticos. Fallos de la distribución BT y de los aparatos de mando y maniobra Fallos de uso del terminal o aparato (cables y motores) La no-disponibilidad de una entrada puede representar una parte muy importante de la nodisponibilidad total, aquí, un 50% b) No-disponibilidad en la salida en función del esquema de conexión a tierra. Indisponibilidad TT TN IT Esquema de conexión a tierra N.B.: en régimen IT, la indisponibilidad se calcula considerando la reparación obligatoria del primer defecto Los tres esquemas de puesta a tierra del neutro son: - El esquema TT (neutro a tierra y conductor de protección eléctrica a tierra), - El esquema TN (neutro a tierra y conductor de protección ecléctica al neutro); - El esquema IT (neutro aislado y conductor de protección eléctrica a tierra) El esquema de puesta a tierra del neutro tiene influencia sobre la disponibilidad y la facilidad de mantenimiento por el hecho del corte o no del circuito al primer defecto (en el caso de los esquemas TN y TT). Además, la corriente de defecto a tierra depende del esquema de conexión y condiciona la importancia de los daños ocasionados a la instalación y, sobre todo, a los receptores. Esquema TT TN IT Acción después Desconexión de un defecto de inmediata aislamiento Desconexión inmediata - Importancia de la corriente de defecto (condiciona daos de la instalación) Varios Algunas decenas de kiloamperios miliamperios (1º defecto) (cortocircuito) Algunas decenas de amperio Prosigue la explotación - búsqueda del defecto -Preparación antes desconexión Sector de actividad Terciario Industrial Comercio Hospitales Talleres Fábricas Cadenas Fabricación de Problema a tratar: Tipos de esquemas de acometida Exigencias de explotación Muchos receptores móviles y portátiles, modificaciones frecuentes de la alimentación desde redes públicas. Continuidad servicio para ciertos sectores, riesgo de incendio, utilización de grupos de emergencia. Circuitos de tierra inseguros (canteras), alimentación desde red pública. Continuidad servicio para ciertos sectores, utilización de grupos de emergencia. Continuidad servicio para la mayor parte de las explotaciones. Riesgo de desperfectos importantes cuando hay defectos de aislamiento (motores, automatismos) riesgo de incendio. Esquema de conexión del neutro a tierra propuesto TT IT TT IT IT Numerosos ctos. Auxiliares, (máquinasherramientas), receptores con mal aislamiento. Ambiente y/o receptores que favorecen el riesgo de defecto de aislamiento. TN Con red TN Los problemas térmicos de un cuadro El control de los fenómenos térmicos es de todos el más importante, principalmente por tres razones: - por la tendencia a instalar el material eléctrico bajo envolventes (seguridad) que suelen ser de material aislante (poco eficaces para disipar el calor); - por la evolución de la aparamenta que integra, cada vez en mayor medida, la electrónica, cuyas dimensiones se van reduciendo sistemáticamente; - por la tendencia a ocupar el volumen del armario al máximo y aumentar el coeficiente de esponjamiento. Esto puede ocasionar un problema de calentamiento que se manifestará con temperaturas, localizadas en diversos puntos de un aparato o de un equipo de BT, superiores a los valores limite fijados por las normas o dependientes del comportamiento de ciertos componentes. Un estudio térmico de una envolvente BT tiene por objetivo principal el determinar la intensidad admisible para cada aparato, compatible con sus características, teniendo en cuenta su entorno de funcionamiento. Causas, efectos y soluciones La temperatura de un material eléctrico es el resultado: - del efecto Joule (P = I2R), es decir, de su resistencia al paso de la corriente, - de la temperatura ambiente. La aparamenta eléctrica se diseña respetando las normas de fabricación que definen las temperaturas máximas que no deben rebasarse, para la seguridad de las personas: temperatura de la caja y de los órganos de maniobra, diferencia máxima de temperatura en los bornes. Todo ello se verifica por ensayos de certificación de los productos. En un cuadro eléctrico, el material está sometido a condiciones de empleo muy diversas y las causas de sobretemperatura son múltiples. La tabla de la figura 1 presenta las causas principales, sus efectos y las posibles soluciones. Todo el problema consiste en asegurarse, en el momento del diseño del cuadro, de que Todos sus componentes funcionarán en unas condiciones de temperatura menos severas que las limites previstas en las normas de construcción. La aparamenta de conexión (interruptores automáticos, contactores, etc...), deberán poder ser atravesados por la corriente prevista sin ningún problema. El otro objetivo de seguridad para las personas y los bienes, no debe perderse de vista desde las dos condicionantes adicionales: - disponibilidad de la energía eléctrica (sin funcionamiento intempestivo o no funcionamiento), - tiempo de vida de los componentes. En definitiva, el objetivo a alcanzar consiste en prever, con alta fiabilidad, el estado de funcionamiento térmico del cuadro. Para conseguirlo, nos apoyaremos en tres tipos de soluciones: - la experiencia del cuadrista, - los ensayos reales para los cuadros repetitivos, - la utilización de programas informáticos con los que es posible determinar, en función de las características de la envolvente, el par intensidad-temperatura para cada una de las fuentes de calor (aparamenta, conductores) (capítulo 4), y todo ello en función de su posición y de la temperatura del aire que les envuelve. Es evidente que un programa informático amparado por la experiencia y los ensayos es muy útil ya que permite estudiar comparativamente las numerosas configuraciones de instalaciones posibles y optimizar el cuadro a realizar desde el punto de vista térmico... y del coste. CORRECCIÓN DE FACTOR DE POTENCIA – – ¿Qué es el factor de potencia? 1.1.- Naturaleza de la energía reactiva Cualquier máquina eléctrica (motor, transformador...) alimentado en corriente alterna, consume dos tipos de energía: la energía activa corresponde a la potencia activa P medida en kW se transforma integralmente en energía mecánica (trabajo) y calor (pérdidas), la energía reactiva corresponde a la potencia reactiva Q medida en kVAr; sirve para alimentar circuitos magnéticos en máquinas eléctricas y es necesaria para su funcionamiento. INSTALACIONES ELÉCTRICAS CORRECCIÓN FACTOR POTENCIA CORRECCIÓN DE FACTOR DE POTENCIA Es suministrada por la red o, preferentemente, por condensadores previstos para ello. La red de distribución suministra la energía aparente que corresponde a la potencia aparente S, medida en kVA. La energía aparente se compone vectorialmente de los 2 tipos de energía: activa y reactiva. Recuerde Las redes eléctricas de corriente altema suministran dos formas de energía: CORRECCIÓN DE FACTOR DE POTENCIA CORRECCIÓN DE FACTOR DE POTENCIA – – – – energía activa, transformada en trabajo y calor, energía reactiva, utilizada para crear campos magnéticos. 1.2.- Consumidores de energía reactiva El consumo de energía reactiva varía según los receptores. La proporción de energía reactiva con relación a la activa varía del: 65 al 75 % para los motores asíncronos, y del 5 al 10 % para los transformadores. CORRECCIÓN DE FACTOR DE POTENCIA Por otra parte, las inductancias (balastos de tubos fluorescentes), los convertidores estáticos (rectificadores) consumen también energía reactiva. Recuerde Los receptores utilizan parte de su potencia aparente en forma de energía reactiva. CORRECCIÓN DE FACTOR DE POTENCIA CORRECCIÓN DE FACTOR DE POTENCIA 1.3.- Factor de potencia Definición del factor de potencia El factor de potencia F de la instalación es el cociente de la potencia activa (kW) consumida por la instalación entre la potencia aparente (kVA) suministrada a la instalación. Su valor está comprendido entre 0 y 1. Con frecuencia, el cos ϕ tiene el mismo valor. De hecho, es el factor de potencia de la componente a frecuencia industrial (50 Hz) de la energía suministrada por la red. Por lo tanto, el cos ϕ no toma en cuenta la potencia transportada por los armónicos. En la práctica, se tiende a hablar del cos ϕ. CORRECCIÓN DE FACTOR DE POTENCIA Un factor de potencia próximo a 1 indica un consumo de energía reactiva poco importante y optimiza el funcionamiento de una instalación. El factor de potencia (F) es la proporción de potencia activa frente la potencia aparente. Cuanto más próximo a 1 está, mejor es. siendo: P = potencia activa, S = potencia aparente. CORRECCIÓN DE FACTOR DE POTENCIA CORRECCIÓN DE FACTOR DE POTENCIA CORRECCIÓN DE FACTOR DE POTENCIA – – 1.4.- Medición práctica del factor de potencia El factor de potencia o cos ϕ se mide: con el fasímetro que da el valor instantáneo del cos ϕ, con el registrador varmétrico que permite obtener en un periodo determinado (día, semana...) los valores de intensidad, tensión y factor de potencia. Las mediciones en un periodo más largo permiten evaluar mejor el factor de potencia medio de una instalación. CORRECCIÓN DE FACTOR DE POTENCIA 1.5.- Valores prácticos del factor de potencia CORRECCIÓN DE FACTOR DE POTENCIA CORRECCIÓN DE FACTOR DE POTENCIA ¿Por qué mejorar el factor de potencia? 2.1.- Reducción del recargo de reactiva en la factura de electricidad Dicho coeficiente de recargo se aplica sobre el importe a pagar por la suma de los conceptos siguientes: – término de potencia (potencia contratada), – término de energía (energía consumida). La fórmula que determina el coeficiente de recargo es la siguiente: Kr = (17 / cos2 ϕ ) -21, obteniéndose los coeficientes indicados en la tabla de la figura 6. CORRECCIÓN DE FACTOR DE POTENCIA 2.2.- Optimización técnico-económica de la instalación Un buen factor de potencia permite optimizar técnico y económicamente una instalación. Evita el sobredimensionamiento de algunos equipos y mejora su utilización. Disminución de la sección de los cables El cuadro indica el aumenta de sección de los cables motivado por un bajo cos ϕ. De este modo se ve que cuanto mejor es el factor de potencia (próximo a 1), menor será la sección de las cables. CORRECCIÓN DE FACTOR DE POTENCIA Disminución de las pérdidas en las líneas Un buen factor de potencia permite también una reducción de las pérdidas en las líneas para una potencia activa constante. Las pérdidas en vatios (debidas a la resistencia de los conductores) están, efectivamente, integradas en el consumo registrado por las contadores de energía activa (kWh) y son proporcionales al cuadrado de la intensidad transportada. CORRECCIÓN DE FACTOR DE POTENCIA Reducción de la caída de tensión La instalación de condensadores permite reducir, incluso eliminar, la energía reactiva transportada, y por lo tanto reducir las caídas de tensión en línea. Aumento de la potencia disponible La instalación de condensadores aguas abajo de un transformador sobrecargado que alimenta una instalación cuyo factor de potencia es bajo, y por la tanto malo, permite aumentar la potencia disponible en el secundario de dicho transformador. CORRECCIÓN DE FACTOR DE POTENCIA De este modo es posible ampliar una instalación sin tener que cambiar el transformador. Esta posibilidad se desarrolla en el apartado 6. Recuerde La mejora del factor de potencia optimiza el dimensionamiento de los transformadores y cables. Reduce también las pérdidas en las líneas y las caídas de tensión. CORRECCIÓN DE FACTOR DE POTENCIA CORRECCIÓN DE FACTOR DE POTENCIA ¿Con qué compensar? Condensadores fijos Baterías de condensadores automática de regulación CORRECCIÓN DE FACTOR DE POTENCIA CORRECCIÓN DE FACTOR DE POTENCIA La localización de las condensadores BT en una red eléctrica constituye lo que se denomina el modo de compensación. La compensación de una instalación puede realizarse de distintas maneras. Esta compensación puede ser global, parcial (por sectores), o local (individual). En principio, la compensación ideal es la que permite producir energía reactiva en el lugar mismo donde se consume y en una cantidad que se ajusta a la demanda. CORRECCIÓN DE FACTOR DE POTENCIA Unos criterios técnico-económicos determinan su elección. Compensación global Principio La batería está conectada en cabecera de la instalación y asegura la compensación del conjunto de la instalación. Está permanentemente en servicio durante la marcha normal de la fábrica. Ventajas – elimina las penalizaciones por consumo excesivo de energía reactiva, CORRECCIÓN DE FACTOR DE POTENCIA – disminuye la potencia aparente (o de aplicación) ajustándola a la necesidad real de kW de la instalación, – descarga el centro de transformación (potencia disponible en kW). Observaciones – la corriente reactiva está presente en la instalación desde el nivel 1 hasta los receptores, CORRECCIÓN DE FACTOR DE POTENCIA – las pérdidas por efecto Joule (kWh) en los cables situados aguas abajo y su dimensionamiento no son, por tanto, disminuidos. Compensación parcial Principio La batería está conectada al cuadro de distribución y suministra energía reactiva a cada taller o a un grupo de receptores. Se descarga así gran parte de la instalación, en particular los cables de alimentación de cada taller. CORRECCIÓN DE FACTOR DE POTENCIA Ventajas – elimina las penalizaciones por consumo excesivo de energía reactiva, – descarga el centro de transformación (potencia disponible en kW), – optimiza parte de la red ya que la corriente reactiva no circula entre los niveles 1 y 2. Observaciones – la corriente reactiva está presente en la instalación desde el nivel 2 hasta los receptores, CORRECCIÓN DE FACTOR DE POTENCIA – las pérdidas por efecto Joule (kWh) en los cables quedan reducidas de este modo, – existe un riesgo de sobrecompensación como consecuencia de variaciones de carga importantes (este riesgo se elimina con la compensación automática). CORRECCIÓN DE FACTOR DE POTENCIA CORRECCIÓN DE FACTOR DE POTENCIA Compensación individual Principio La batería está conectada directamente a los bornes de cada receptor de tipo inductivo (en particular motores, apartado 7). Esta compensación individual debe contemplarse cuando la potencia del motor es importante con relación a la potencia total. La potencia en kVAr de la batería representa aproximadamente el 25% de la potencia en kW del motor. CORRECCIÓN DE FACTOR DE POTENCIA Cuando es aplicable, esta compensación produce energía reactiva en el lugar mismo donde es consumida y en una cantidad que se ajusta a las necesidades. Puede preverse un complemento en cabecera de la instalación (transformador). Ventajas – elimina las penalizaciones por consumo excesivo de energía reactiva, – descarga el centro de transformación (potencia disponible en kW), CORRECCIÓN DE FACTOR DE POTENCIA – reduce el dimensionamiento de las cables y las pérdidas por efecto Joule (kWh). Observaciones – la corriente reactiva ya no está presente en las cables de la instalación. CORRECCIÓN DE FACTOR DE POTENCIA CORRECCIÓN DE FACTOR DE POTENCIA ¿Cómo determinar el nivel de compensación en Energía relativa? – – – Introducción Para determinar la potencia óptima de la batería de condensadores, es necesario tener en cuenta los elementos siguientes: facturas de electricidad antes de instalar la batería, facturas provisionales de electricidad después de instalar la batería, gastos relativos a la compra de la batería y su instalación. CORRECCIÓN DE FACTOR DE POTENCIA Se proponen 3 métodos simplificados para el cálculo de la potencia del equipo de compensación. Método simplificado Principio general Un cálculo muy aproximado es suficiente. Consiste en considerar que el cos ϕ de una instalación es en promedio de 0,8 sin compensación. CORRECCIÓN DE FACTOR DE POTENCIA Se considera que hay que «subir» el factor de potencia a cos ϕ = 0,93 para eliminar las penalizaciones y compensar las pérdidas habituales de energía reactiva de la instalación. Para «subir» de este modo el cos ϕ el cuadro indica que, para pasar de cos ϕ = 0,8 a cos ϕ = 0,93 es necesario proporcionar 0,335 kVAr por kW de carga. La potencia de la batería de condensadores a instalar (a la cabeza de la instalación) será: Q(kVAr) = 0,355 x P(kW) CORRECCIÓN DE FACTOR DE POTENCIA Esta relación permite hallar rápidamente un valor muy aproximado de la potencia de condensadores a instalar. Ejemplo Se desea pasar el cos ϕ = 0,75 de una instalación de 665 kVA a un cos ϕ = 0,928. La potencia activa de la instalación es 665 x 0,75 = 500 kW. CORRECCIÓN DE FACTOR DE POTENCIA Se lee, en el cuadro en la intersección de la línea cos ϕ = 0,75 (antes de compensar) con la columna cos ϕ = 0,93 (después de compensar) que hay que instalar 0,487 kVAr por kW. Los kVAr a instalar, independientes de la tensión de la red, serán de 500 x 0,487 ó sea 244 kVAr. CORRECCIÓN DE FACTOR DE POTENCIA Método basado en los datos del recibo de electricidad Datos obtenidos del recibo – El periodo del recibo (1 mes, 2 meses,...), – el consumo de energía activa (kW.h), (suma de kW.h correspondientes a «activa», «punta», «valle» y «llano»), – consumo de energía reactiva (kVAr.h) Datos obtenidos en la instalación – cálculo de horas efectivas de funcionamiento al mes: (ejemplo: h = 22 días x 9 h/día = 189 /mes) CORRECCIÓN DE FACTOR DE POTENCIA – cálculo según estos datos: Potencia activa consumida en el periodo A partir de la potencia activa, el cos ϕ inicial y el cos ϕ deseado, según los puntos C5.2 ó C5.4, se podrá calcular la Q necesaria. CORRECCIÓN DE FACTOR DE POTENCIA Método basado en el cálculo de potencias Datos conocidos – potencia activa (kW), – cos ϕ inicial, – cos ϕ deseado Cálculo Q (kVAr) = Potencia activa (kW) x x (tg ϕ inicial - tg ϕ deseada) EJERCICIO DE CORRECIÓN FACTOR DE POTENCIA Disponemos de una factura de eléctrica: LLANO PUNTA VALLE TOTAL ACTIVA REACTIVA Lectura real 23/07/05 45535 2437 1624 6498 Lectura real 24/06/05 44145 2108 1455 6117 1390 329 169 381 X100 X100 X100 X100 139000 kwh 32900 kwh 16900 kwh 38100 kVArh Factor multiplicador EJERCICIO DE CORRECIÓN FACTOR DE POTENCIA Calcular el factor de potencia. Si deseamos un factor de potencia 0,98 ¿que potencia mínima de batería de condensadores necesitamos? REGLAMENTO ELECTROTECNICO DE BAJA TENSIÓN RD 842/2002 ITC-BT-29 PRESCRIPCIONES PARTICULARES PARA LAS INSTALACIONES ELECTRICAS DE LOS LOCALES CON RIESGO DE INCENDIO O EXPLOSIÓN R.D.842/2002 Reglamento Electrotécnico para baja tensión. ITC-BT-29 Ejemplos de emplazamientos peligrosos: De Clase I: * Lugares donde se trasvasen líquidos volátiles inflamables de un recipiente a otro. * Garajes y talleres de reparación de vehículos. * Interior de cabinas de pintura donde se usen sistemas de pulverización y su entorno cercano cuando se utilicen disolventes. * Secaderos de material con disolventes inflamables. * Locales de extracción de grasas y aceites que utilicen disolventes inflamables. * Locales con depósitos de líquidos inflamables abiertos o que se puedan abrir. * Zonas de lavanderías y tintorerías en las que se empleen líquidos inflamables. * Salas de gasógenos. * Instalaciones donde se produzcan, manipulen, almacenen o consuman gases inflamables. * Salas de bombas y/o de compresores de líquidos y gases inflamables. * Interiores de refrigeradores y congeladores en los que se almacenen materias inflamables en recipientes abiertos, fácilmente perforables o con cierres poco consistentes. De Clase II: * Zonas de trabajo, manipulación y almacenamiento de la industria alimentaría que maneja granos y derivados. * Zonas de trabajo y manipulación de industrias químicas y farmacéuticas en las que se produce polvo. * Emplazamientos de pulverización de carbón y de su utilización subsiguiente. * Plantas de coquización. * Plantas de producción y manipulación de azufre. * Zonas en las que se producen, procesan, manipulan o empaquetan polvos metálicos de materiales ligeros(Al, Mg, etc.) * Almacenes y muelles de expedición donde los materiales pulverulentos se almacenan o manipulan en sacos y contenedores. * Zonas de tratamiento de textiles como algodón, etc. * Plantas de fabricación y procesado de fibras. * Plantas desmotadoras de algodón. * Plantas de procesado de lino. * Talleres de confección. * Industria de procesado de madera tales como carpinterías, etc. Modos de protección MATERIAL ELÉCTRICO Definición: Reglas constructivas de los materiales y equipos de forma tal que puedan ser aptos para su empleo con seguridad en un ambiente potencialmente explosivo Impedir, con un coeficiente de seguridad elevado, que, Arcos, chispas o calentamientos, producidos por los equipos Eléctricos provoquen la ignición de una atmósfera explosiva. Polvos Método Modos de protección Confinar la explosión Separar la fuente energética de la atmósfera explosiva Reducir la energía o los calentamientos 1G ma 1G ia 2G d 2G mb 2G e, ib 3G nC 3G nR, nP, nC 3G nA, nL, nC 1D tD,maD 1D iaD 2D tD, pD, mbD 2D ibD 3D tD Envolvente antideflagrante “d” Dispositivo de corte blindado “nC” L e Modo de protección en el cual el material eléctrico capaz de inflamar una atmósfera explosiva está contenido en una envolvente resistente a la presión de una eventual explosión interna al mismo tiempo que impide su transmisión a la atmósfera circundante. UNE-EN 50018 y UNE-EN 50021 Envolvente antideflagrante “d” UNE-EN 50018 Aplicaciones Motores de cualquier tipo Luminarias Aparamenta eléctrica en general Sensores y transductores Sistemas electrónicos Dispositivos de respiración y drenaje Limitaciones Peso y volumen de los equipos No pueden existir fuentes de gas en el interior Geometría interna (precompresión) Seguridad aumentada “e” Antichispas “nA” Modo de protección consistente en aplicar ciertas medidas con el fin de evitar, con un coeficiente de seguridad elevado, la posibilidad de temperaturas excesivas y la aparición de arcos o chispas en el interior y sobre las partes externas del material eléctrico que, en condiciones normales, no se producen Seguridad aumentada “e” Antichispas “nA” Aplicaciones Motores con rotor de jaula Luminarias Instrumentos de medida Transformadores de medida Balastos Cajas y terminales de conexión Cintas calefactoras Limitaciones Aparatos que en condiciones normales no produzcan chispa Motores UN <11kV Calidad de los bobinados Densidad de corriente Calidad de los aislamientos a distancias Mantenimiento de los equipos Protección eléctrica Seguridad intrínseca “i” “iD” Energía limitada “nL” Se define la seguridad intrínseca como las medidas adoptadas en un circuito eléctrico para que ninguna chispa, arco o efecto térmico, producidos en las condiciones de ensayo previstas en la norma, bien sea en funcionamiento normal o en las condiciones específicas de fallo, sea capaz de provocar la inflamación de una atmósfera explosiva dada. UNE-EN 50020 y UNE-EN 50021 Seguridad intrínseca “i” “iD” UNE-EN 50020 Aplicaciones Circuitos de señal Instrumentación Fuentes de alimentación Aparatos portátiles Limitaciones Integración en sistemas Interconexión de equipos Sólo para pequeñas potencias Sobrepresión interna “p” “pD” Sobrepresión interna simplificada “nP” Modo de protección el cual se impide la penetración de una atmósfera explosiva circundante al interior de la envolvente que contiene el material eléctrico, por contener dicha envolvente un gas de protección a una presión superior a la de la atmósfera explosiva externa UNE-EN 50016 y UNE-EN 50021 Sobre-presión interna “p” “pD” “nP” Aplicaciones Motores de alta potencia Aparamenta eléctrica Sistemas de control Salas de control Aparatos portátiles Equipos con fuentes internas de gas Limitaciones Se requiere un equipo de control Operaciones e mantenimiento y prueba en tensión Limitación de la clase de temperatura Encapsulado “m” “mD” Encapsulado simplificado “nC” Modo de protección en el cual las partes que pueden inflamar una atmósfera por chispas o calentamientos están embebidos en una resina de tal forma que esta atmósfera no puede inflamarse UNE-EN 50028 y UNE-EN 50021 Encapsulado “m” “mD” “nC” UNE-EN 50028 Aplicaciones Pequeños circuitos Componentes simples Fuentes de alimentación Limitaciones Características de la resina Volumen interno Imposible reparar Relleno pulverulento “q” Modo de protección en el cual la envolvente que contiene el material eléctrico está rellena de un material en estado pulverulento de manera tal que, en las condiciones previstas en la construcción, un arco que se produzca en su interior no pueda producir la inflamación de la atmósfera circundante. Esta inflamación tampoco será producida por un calentamiento excesivo en las paredes de la envolvente. UNE-EN 5OO17 Relleno pulverulento “q” UNE-EN 50017 Aplicaciones Pequeños circuitos Componentes simples Limitaciones Características de la arena Peso Inmersión en aceite “o” UNE-EN 50015 Modo de protección en el cual el material eléctrico o partes del material eléctrico están sumergidas en aceite de forma tal que una atmósfera explosiva que se encuentre por encima del nivel de aceite o en el exterior de la envolvente no pueda inflamarse Inmersión en aceite “o” UNE-EN 50015 Aplicaciones Interruptores de pequeño volumen de aceite Limitaciones Características del aceite Limitación de uso Respiración restringida “nR” Modo de protección simplificado consiste en impedir, mediante un sellado eficaz, que la atmósfera explosiva penetre en el interior de una envolvente que no puede abrirse durante el servicio normal Respiración restringida “nR” Aplicaciones Luminarias Equipo eléctrico estanco Limitaciones Estanqueidad de la envolvente Dispositivo hermético “nC” Modo de protección simplificado consiste en impedir, mediante un sellado por fusión, que la atmósfera explosiva penetre en el interior de una envolvente hermética. Dispositivo hermético “nC” Aplicaciones Relés “REED” Otros componentes herméticos Limitaciones Requiere envolvente externa Hermeticidad garantizado por fusión Componente no incendiario “nC” Modo de protección simplificado consiste en impedir que contactos de apertura y cierre y su envolvente lleguen a provocar la inflamación de una atmósfera circundante. Componente no incendiario “nC” Aplicaciones Relés y contadores de pequeña potencia Limitaciones Aplicaciones muy concretas Protección por envolvente “tD” Modo de protección para polvos combustibles consistente en impedir, mediante un grado de protección eficaz, que la atmósfera explosiva penetre en el interior de una envolvente y que la superficie de ésta alcance temperaturas peligrosas Protección por envolvente “tD” CEI 61241-1 Aplicaciones Aparamenta eléctrica Motores Luminarias Conjuntos electrónicos Instrumentos Limitaciones Grado de protección elevado (dificultad para motores) Para categoría 1 se requieren condiciones especiales Mantenimiento (real) del grado de protección SEGURIDAD INTRÍNSECA SEGURIDAD INTRÍNSECA EN 50020 (aparatos) EN 50039 (sistemas) CEI 60079-25 (“) CEI 60079-27(“) Medidas adoptadas en un circuito eléctrico para que ninguna chispa, arco o efecto térmico, producidos en las condiciones de ensayo previstas en la norma, bien sea en funcionamiento normal o en las condiciones específicas de fallo, sea capaz de provocar la inflamación de una atmósfera explosiva dada. CATEGORÍA “ia” K=1,5 NIVEL DE PROTECCIÓN operación normal o con un fallo K=1 con dos fallos independientes apropiado para Zona 0 “ib” K=1,5 operación normal o con un fallo K=1 con un fallo (+ condiciones) apropiado para Zona 1 CATEGORÍA (actual definición en EN50020) NIVEL DE PROTECCIÓN (propuesta para evitar confusión con 94/9/CE) Mecanismo de ignición Chispa o arco Superficie caliente ENERGÍA DE INFLAMACIÓN Grupo I (CH4) 280µj Grupo IIA (C3H8) 250µj Grupo IIB (C2H4) 96µj Grupo IIC (H2) 20µj CLASE DE TEMPERATURA T1 = 450 ºC T4 = 135 ºC T2 = 300 ºC T5 = 100 ºC T3 = 200 ºC T6 = 85 ºC Tipos de aparatos Solo algunas partes del circuito son de seguridad intrínseca. Previstos para ser ubicados en zona segura Equipos asociados [EEx ia] IIC Equipos Ex i Todas las partes del circuito son de seguridad intrínseca EEx ia IIC T4 Ejemplos de tipos de aparatos Fuente de alimentación Barrera zener Repetidor Equipos asociados Equipos Ex i Sensores Transductores Aparatos portátiles Aparatos simples simultáneamente No requieren certificado U ≤ 1,2 V I ≤ 100 mA P ≤ 25 mW E ≤ 20 µJ No acumulan energía No generan energía Disipación térmica despreciable Cajas de conexión Contactos libres de tensión Termopares Parámetros de seguridad intrínseca DE SALIDA Uo Io Po Co Lo (L/R)o tensión de vacío corriente de cortocircuito Potencia máxima de salida Capacidad máxima conectable inductancia máxima conectable máxima relación L/R conectable (cables) EN APARATOS ASOCIADOS Um tensión de la red eléctrica de alimentación Parámetros de seguridad intrínseca DE ENTRADA Ui Ii Pi Ci Li (L/R)i tensión máxima aplicable corriente máxima aplicable potencia máxima aplicable capacidad equivalente en la entrada inductancia equivalente en la entrada relación L/R equivalente en la entrada Los parámetros no indicados significan que no son relevantes para la seguridad Curvas límite de inflamación (Circuitos resistivos) No seguro Seguro Curvas límite de inflamación (Circuitos inductivos) Curvas límite de inflamación (Circuitos capacitivos) Conexión simple de aparatos Equipo 1 Uo Io Po Co Lo EEx ib IIB Uo≤Ui Io≤Ii Po≤Pi Co≥Ci Lo≥Li Equipo 2 Ui Ii Pi Ci Li EEx ia IIC T4 ¡OJO! SISTEMAS S.I NORMAS EN 50.039 / CEI 60079-25 / CEI 60079-14 REGLAMENTO ITC 029 ap. 7.2 & 9.1 SISTEMA ELÉCTRICO Conjunto de materiales eléctricos Interconectados, con circuitos o partes De circuitos de seguridad intrínseca DEFINICIONES DOCUMENTO DESCRIPTIVO DEL SISTEMA Documento del diseñador, en el que se precisan: - Materiales eléctricos Cables de interconexión Parámetros eléctricos JUSTIFICACIÓN de la SEGURIDAD SISTEMAS S.I Documento del sistema Definición del entorno - Clase, zona, grupo - Dónde se instalan equipos y cables Lista de referencias - A los equipos certificados - Condiciones especiales de utilización Esquema eléctrico Parámetros S.I. - De cada aparato - Reasignaciones Cables - Pruebas de rigidez - Parámetros: l (mH/km) c (nF/km) r (Ω/km) Posición de los circuitos y cableado Análisis del sistema - Verificación seguridad - Clasificación Cualquier otra información Registro de cambios El documento del sistema es un documento vivo que hay que mantener SISTEMAS S.I Barreras de seguridad y separador de circuitos Área a salvo Ejem. estación de medición Sistema de automatización Reguladores - Ordenadores - PLC - Impresión Convertidores de medida - Dispositivos de comprobación Circuitos eléctricos intrínsecamente No seguros Excepto separación (Sepárese Integrado) circuitos eléctricos Intrínsecamente seguros Área en peligro de explosión Dispositivos de mando Dispositivo Actuadores Sensores Dispositivos de campaña Dispositivos de indicación Interconexión Interconectar un convertidor de medida de presión con un módulo de entrada análoga Área con riesgo de explosión Convertidor de medida de presión SITRANS P DSIII Módulo de entrada Análoga SIMATIC ET 200iS Comparación de los valores máximos de seguridad: SIMATIC Módulo de entrada analógica 6ES7 134-5rb00-0AB0 SITRANS P DSIII Tipo 7MF4*33-*****-*B** Uo 28 V ≤ Ui 30 V ok Io 85 mA ≤ Ii 100 mA ok Po 595 mW ≤ Pi 750 mW ok Cálculo de la longitud de cable máxima: Lo [mH] Li [mH] (cell) L [mH] (cable) Longitud de cable max. Permitida L´=1uH/m Grupo II B 15 - 0.4 = 14.6 14600 m Grupo II C 4 - 0.4 = 3.6 3600 m Co [nF] Ci [nF] (cell) C [nF] (cable) Longitud de cable max. Permitida C´= 200 pF/m Longitud de cable max. Permitida C´= 100 pF/m Grupo II B 650 - 6 = 644 3220 m 6440 m Grupo II C 80 - 6 = 74 370 m 740 m Interconexión Interconectar una célula de pesaje SIWAREX R con un interfaz Ex-i SIWAREX ES Área con riesgo de explosión Célula de pesaje SIWAREX R Área segura Interfase SIWAREX IS Comparación de los valores máximos de seguridad: Célula de pesaje Carga nominal 10 toneladas Interfaz Ex-i 7MH4710-5CA Uo 14.4 V ≤ Ui 19.1 V ok Io 137 mA ≤ Ii 323 mA ok Po 1025 mW ≤ Pi 1.25 W for T6 ok Po 1025 mW ≤ Pi 1.93 W for T4 ok Cálculo de la longitud de cable máxima: Lo [mH] Li [mH] (cell) L [mH] (cable) Longitud de cable max. Permitida L´=1uH/m Grupo de Gas B 2 - 0 = 2 2000 m Grupo de Gas C 0.5 - 0 = 0.5 500 m Co [nF] Ci [nF] (cell) C [nF] (cable) Longitud de cable max. Permitida C´= 200 pF/m Longitud de cable max. Permitida C´= 100 pF/m Grupo de Gas B 2000 - 0.4 = 1999 9995 m 19990 m Grupo II C 450 - 0.4 = 449 2245 m 4490 m Barrera de seguridad Diagrama de circuito con barrera de seguridad Área en peligro de explosión Área segura Circuito de seguridad IK Indicador de convertidor de medida R Lado UO intrínsecamente seguro F Regulador Lado Impresión intrínsecamente PLC No seguro Punto de ??????? central SISTEMAS S.I Ejemplo de sistema SISTEMAS S.I CABLES MULTICONDUCTORES Pantalla conductora individual /60%) Aislante e ≥ 0,2 mm TIPO A Rigidez 2U ≥ 500V Ensayo dieléctrico: 500 V (C-C, C-P) 1000 V (1/2 C – 1/2 C) Ningún defecto SISTEMAS S.I CABLES MULTICONDUCTORES Igual que TIPO A, sin pantallas TIPO B Cable fijo, protegido Up ≤ 60 V Ningún defecto Igual que TIPO B TIPO C Defectos: hasta 2 contactos, 4 cortes Cualquier cable TIPO D Defecto: cualquier número de fallos simultáneos SISTEMAS S.I CABLES (PARES SIMPLES) SISTEMAS S.I CABLES (PARES SIMPLES) SISTEMAS S.I SI LA BANDEJA ES METÁLICA DEBE ESTAR UNIDA A TIERRA SISTEMAS S.I CAJAS DE CONEXIÓN SISTEMAS S.I SISTEMAS S.I Cálculo de parámetros INSPECCION Y MANTENIMIENTO UNE-EN 60079-17 GRADOS DE INSPECCIÓN: - Inspección visual. - Inspección cercana. - Inspección detallada. Las dos primeras no es necesario la desconexión los equipos. La segunda utiliza herramientas. La inspección detallada desconecta los equipos, y realiza apertura de envolventes. INSPECCION Y MANTENIMIENTO UNE-EN 60079-17 La intensidad, periodo y objetivos de las inspecciones se establecen en función de los modos de protección que dispongan los equipos. El programa de inspección debe incluir: - Adecuación del material a la clasificación de áreas. - Adecuación de los modos de protección. - Adecuación de la clase térmica. - Identificación adecuada de los circuitos. - Hermeticidad y buen estado de las entradas de los cables. - Ajuste correcto de las protecciones. - Requisitos específicos a los modos de protección. INSPECCION Y MANTENIMIENTO UNE-EN 60079-17 La inspección y mantenimiento debe ser realizada por personal experimentado y cualificado. La reparación de equipos con modos de protección debería encargarse al fabricante o a una empresa especializada. El equipo reparado debe macarse con el símbolo. R - Identificación del reparador - Reparación efectuada - Fecha - UNE 202003-19 Y deben quedar registrados: - Detalles de los defectos detectados - Detalles de los trabajos efectuados - Lista de piezas reparadas o sustituidas - Resultado de las verificaciones.
