Métodos para la detección y diagnóstico de fallos en motores eléctricos (Parte 2ª)

 

Detección de asimetrías rotóricas mediante el flujo axial y el par electromagnético

Como se desprende de lo expuesto en la Parte 1ª, aunque el análisis de corrientes en el dominio de la frecuencia es un método contrastado, presenta una serie de dificultades, de entre las cuales hay que destacar su escasa sensibilidad cuando el nivel de avería no afecta por completo al menos a una de las barras. Por este motivo, la búsqueda de nuevas variables de fácil aplicación y una mayor sensibilidad ha sido objetivo de los trabajos en varios proyectos de investigación.

De entre todas las variables de un motor de inducción, el flujo axial de dispersión y el par electromagnético han demostrado ser las que más información y sensibilidad presentan al estado de la máquina. En los próximos apartados se mostrará la forma de aplicación de estos nuevos parámetros al análisis de la asimetría rotórica y otros tipos de fallos.

El flujo axial de dispersión, principios, forma de medición y sensores

Se puede definir el flujo axial de dispersión de un motor de inducción como una pequeña parte del flujo total de la máquina, que se canaliza a lo largo del rotor cerrándose a través del aire. Aunque su naturaleza, y la forma de sus líneas de campo son esencialmente desconocidas, para clarificar su comprensión y diferenciarlo del flujo que atraviesa el entrehierro del motor, se puede presentar un pequeño gráfico que debe ser interpretado con muchas reservas (fig. 7).

Fig. 7. Representación gráfica del flujo axial de dispersión.

En una máquina sana e idealmente construida, el flujo debería, en su totalidad, atravesar el entrehierro en la dirección radial, siendo la cantidad de flujo axial nula. La presencia de pequeñas asimetrías e imperfecciones, tanto del material como de la construcción de la máquina, son la causa de que exista una cierta cantidad de flujo de dispersión que circula a través del motor en la dirección axial. Este origen del flujo axial es precisamente lo que va a permitir utilizarlo como parámetro de detección de fallos, ya que la presencia de averías no hará sino incrementar o modificar los niveles de flujo de estas características. Puesto que en una máquina sana, con una buena simetría en todos los devanados, aún existe una cierta cantidad de flujo axial, parece lógico que la aparición de una pequeña avería produzca importantes incrementos o modificaciones en el flujo axial ya existente. Esta idea tan simple es precisamente la base del diagnóstico de fallos mediante el análisis del flujo axial de dispersión.

Dadas las características especiales que presenta el flujo axial de dispersión se podría pensar, a priori, que su medición no es posible si no se realiza en el interior de la máquina. Sin embargo, a continuación se mostrará cómo es posible medirlo tanto desde el interior como desde el exterior. La forma más simple de medir el flujo axial desde el interior del motor consiste en construir una bobina que, concéntrica con el eje, permita el paso del flujo a través de ella. En la figura 8 se muestra este tipo de bobina aplicada a un motor utilizado en algunas pruebas de laboratorio.

Fig. 8. Bobina interna para la medición del flujo axial.

Un sensor como el de la fotografía consistente simplemente en un bobinado de hilo de cobre sin núcleo magnético alguno, es perfectamente válido para el estudio del flujo axial, ya que con un número reducido de vueltas es posible obtener una tensión de valor suficiente para el análisis en cualquier instrumento digital. El procedimiento anterior de introducir una bobina en el interior de la máquina es útil en el caso de que el motor se encuentre parado por otros motivos, o bien se pueda ubicar el sensor durante la fase de fabricación. Sin embargo, para emplear el flujo como método de diagnóstico en instalaciones industriales es necesario poder medirlo desde el exterior. Por este motivo, en estos trabajos de investigación se ensayaron diferentes diseños de bobina externa con capacidad para la medición de flujo axial.

La primera aproximación consistió en un arrollamiento de cobre, de características muy similares al descrito anteriormente. Situado en la parte posterior del motor debajo del ventilador. La figura 9 muestra una fotografía en la que el citado sensor ha sido aplicado a un motor de inducción.

 

Fig. 9. Bobina externa para la medición del flujo axial.

La bobina anterior, que tiene 200 vueltas, produce una señal de tensión perfectamente válida para su análisis directo en un analizador dinámico, o en cualquier otro instrumento de medida. La figura 10 muestra una representación en el dominio del tiempo de la señal obtenida. En ella se puede observar el elevado contenido en armónicos del flujo axial de dispersión. 

Fig. 10. Señal obtenida mediante bobina externa.

Mediante numerosas medidas en diferentes motores se pudo comprobar que el contenido en armónicos de la bobina interna y la externa son prácticamente equivalentes y, por tanto, ambas son válidas para el diagnóstico. Sin embargo, es necesario tener en cuenta algunas condiciones particulares que debe cumplir su instalación: de las diferentes posiciones en las que se puede situar la bobina se observó que las únicas que permitían una medida correcta del flujo eran aquellas en las que el eje del motor la atravesaba al situarla concéntrica con él.

Por otro lado, se obtuvieron también muy buenos resultados con bobinas de gran diámetro capaces de arrollar al motor completo. Sin embargo, este método se complica al ser aplicado a motores de gran tamaño. En definitiva las conclusiones obtenidas respecto a la geometría y ubicación de la bobina se pueden resumir diciendo que es perfectamente posible la medición del flujo de dispersión desde el exterior del motor, siempre que la bobina tenga un número de vueltas superior a 50, suficiente diámetro, y esté situada de forma concéntrica al eje, tanto por el lado del acoplamiento como por el del ventilador, tal y como aparece representado en la figura 11.

 

Fig. 11. Ubicación de las bobinas para la medición del flujo axial de dispersión desde el exterior del motor.

A la hora de aplicar el procedimiento en instalaciones industriales se encontró el problema de que en la mayoría de los casos, el funcionamiento de las máquinas no podía alterarse para introducir la bobina en su interior. Además, el hecho de que el eje deba ser pasante a través de la bobina externa complica aún más su uso, ya que la parada del motor es casi imprescindible. Por este motivo, se desarrolló un sensor desmontable apto para el uso sobre máquinas en funcionamiento. Además, dicho sensor se utiliza acompañado de un amplificador electrónico de ganancia regulable, el cual permite medir el flujo de dispersión de motores muy diferentes, aunque su rango de tensión inducida en la bobina sea también distinto.

En las figuras 12 y 13 se muestran el prototipo de bobina diseñado, construido a partir de conectores RS232, y el amplificador electrónico de ganancia regulable diseñado para adaptar los valores de tensión inducida en la bobina al rango de entrada de los equipos de medida.

 

Fig. 12. Prototipo de bobina desmontable.

Fig. 13. Amplificador de ganancia regulable.

Continuará en: Métodos para la detección y diagnóstico de fallos en motores eléctricos (y Parte 3ª).

 

FUENTES:

Grupo de investigación en el diagnóstico de Maquinas Eléctricas, Universidad de Oviedo (Manés F. Cabanas, Manuel G. Melero, Gonzalo A. Orcajo, José Manuel C. Rodriguez, Francisco R. Raya)

ABB Service Delegación de Asturias (Juan S. Sariego)

 

 

 

 

 

 

Métodos para la detección y diagnóstico de fallos en motores eléctricos (Parte 1ª)

 

Detección de asimetrías rotóricas por métodos convencionales

 Los rotores de los motores de inducción están constituidos por un conjunto de barras unidas en ambos extremos por dos anillos, denominados anillos de cortocircuito. El conjunto formado por las barras y los anillos de cortocircuito se denomina jaula.

 La asimetrías en la jaula rotórica de un motor de inducción suelen estar relacionadas con las altas temperaturas alcanzadas en el rotor y con las elevadas fuerzas centrifugas que soportan tanto barras como anillos, especialmente durante los regímenes de funcionamiento transitorio. Los problemas pueden iniciarse durante la construcción de la máquina debido a una fundición defectuosa en los rotores de aluminio, o a uniones defectuosas en el caso de anillos de cortocircuito soldados o ensamblados. De esta forma aparecen juntas de alta resistencia eléctrica o porosidades en la fundición que producen puntos de elevada temperatura dentro de la jaula.

 La fractura suele iniciarse en los puntos de la barra que no están soportados por el cuerpo del rotor, es decir en las proximidades de la unión con el anillo de cortocircuito o en éste mismo, ya que en dicha zona es donde suelen acumularse las mayores tensiones mecánicas de la estructura. En el proceso de evolución de la avería hay que tener en cuenta que la jaula rotórica proporciona las fuerzas de frenado y aceleración al motor, por tanto, si la máquina sufre fluctuaciones bruscas en su velocidad de giro, originadas por su ciclo de trabajo o por el tipo de maquina accionada, el fallo puede desarrollarse rápidamente como consecuencia de la fatiga de los materiales. Además, debido a los regímenes transitorios térmicos del motor la jaula puede sufrir movimientos diferenciales dentro del paquete magnético rotórico, lo que conduce habitualmente a la torsión y agrietamiento de los anillos. Una vez que una barra o anillo se ha agrietado, el proceso es degenerativo la barra defectuosa se calienta en torno a la fisura hasta llegar a romperse. La rotura origina la aparición de arcos eléctricos entre las dos partes separadas, que habitualmente dañan al circuito magnético. Las barras adyacentes soportan entonces corrientes mayores y por tanto mayores solicitaciones térmicas y mecánicas, con lo cual se inicia el proceso de aparicion de nuevas grietas. En la figura 1 se puede observar un rotor con esta avería.

 La rotura de una de las barras produce una alteración en el campo magnético del motor que se traduce en la aparición de dos series de armónicos de campo giratorios que se desplazan en la máquina con sentidos de giro inverso.

Fig. 1. Rotor de un motor de media tensión con dos barras rotas, diagnóstico realizado por ABB Service.

 Dichos armónicos de campo inducen fuerzas electromotrices que finalmente dan lugar a la aparición de armónicos en las corrientes de alimentación del motor. Los armónicos de corriente pueden interaccionar con el campo magnético de la máquina para producir fuerzas capaces de generar vibraciones. Sin embargo, la detección de este tipo de fallo mediante el análisis de vibraciones ha demostrado muy poca fiabilidad, ya que la respuesta modal de toda la estructura que soporta a la maquina define si ésta va a vibrar o no con la avería.

 El método de diagnóstico habitual para este tipo de fallo consiste en el análisis, en el dominio de la frecuencia de las corrientes de alimentación del motor y posterior valoración de los armónicos de las siguientes frecuencias: (1+2S)f y (1-2S)f, donde S es el deslizamiento y f la frecuencia de alimentación del motor. A modo de ejemplo, en la figura 2 se presenta el espectro de corriente de un motor de media tensión que presenta el rotor seriamente dañado. 

Fig. 2. Espectro de corriente de un motor con varias barras rotas, diagnóstico realizado por ABB Service.

 Aunque el procedimiento de diagnóstico parece, en esencia, sencillo presenta sin embargo, una serie importante de inconvenientes que serán descritos a continuación.

 Relación entre la amplitud de los armónicos anteriores y el nivel de fallo

 Para poder determinar el estado del rotor mediante la medición de los armónicos laterales es necesario poder relacionar su amplitud con el nivel de deterioro de la jaula. Ello no es posible si no se dispone de una gran experiencia y se han realizado estudios estadísticos sobre distintos tipos de motores. M.F. Cabanas realizó un estudio sobre una base de datos de unos 300 motores pertenecientes a plantas industriales, previamente diagnosticados por ABB Service Delegación Asturias. Los resultados de dicho estudio se presentan en la gráfica de la figura 3.

Fig. 3. Criterio de diagnóstico desarrollado por ABB Service Delegación Asturias y el grupo de investigación en el diagnóstico de máquinas eléctricas de la Universidad de Oviedo.

 Influencia de las corrientes interlaminares

 Puesto que el origen de las anomalías que se producen en la corriente de alimentación está en la distorsión que origina la no circulación de corriente por la barra rota, parece obvio, que si existiera un camino alternativo para ella una vez que la barra estuviese separada del anillo, el efecto de la perturbación sería menos notable.

 En trabajos recientes, Kerzesbaun y Landy, definieron las corrientes interlaminares como corrientes circulantes entre barras adyacentes a través del paquete magnético del motor. La circulación de dichas corrientes, junto con su expresión matemática aparece representada de forma esquemática en la figura 4. En ella se muestra la barra del motor que se ha roto al separarse del anillo por el extremo derecho y la distribución de corriente que aún circula por ella debido al camino alternativo formado por el núcleo a ambos lados de la barra.

 En motores de inducción de gran tamaño donde las barras, habitualmente de cobre, están insertadas en las ranuras del núcleo sin ningún aislamiento, se producen resistencias de contacto entre las barras y el núcleo relativamente bajas. De este modo, se propicia la aparición de corrientes a través del circuito magnético comprendido entre dos barras adyacentes aún cuando la máquina no haya sufrido ningún tipo de avería. La circulación de las corrientes anteriores alterará en mayor o menor medida el campo magnético de la máquina, pero cuando realmente va a hacerse relevante es cuando existan asimetrías rotóricas: al producirse la rotura de una barra por su separación del anillo, ésta seguirá siendo capaz de conducir corriente ya que existirá un camino alternativo a través del núcleo.

Este comportamiento del motor está totalmente determinado por sus características constructivas, de hecho, en los estudios anteriores se obtuvieron valores medios para la resistencia entre barras de máquinas de gran tamaño, del orden de 20 μΩ para un metro de longitud efectiva del núcleo. Este valor, característico de las máquinas grandes, es casi dos órdenes de magnitud menor que el que se obtuvo en el caso de pequeños motores con el rotor de aluminio fundido. Por tanto, se puede afirmar que en máquinas grandes el valor de la impedancia de la barra es mayor o del mismo orden que el correspondiente a la porción de núcleo comprendida entre barras adyacentes, mientras que en motores pequeños dicha resistencia es bastante mayor que la impedancia de la barra. Así pues, el fenómeno de las corrientes interlaminares parece propio de los grandes motores de inducción, motivo por el cual su comportamiento bajo condiciones de asimetría rotórica diferirá notablemente del de los motores pequeños.

 En la figura 4 se puede observar como a medida que se va recorriendo la barra, la fuga de corrientes desde la barra rota hacia las adyacentes se va haciendo mayor, llegando así al extremo donde se encuentra la avería, punto en el que la corriente por la barra es nula. Además, conforme nos alejamos de la rotura, a lo largo de la barra rota las corrientes decrecen exponencialmente, lo que implica que la mayor parte de las corrientes interlaminares circularán desde la barra rota a las dos barras adyacentes en la zona donde la barra se ha separado del anillo de cortocircuito.

 Este último hecho obliga a que la distorsión eléctrica y magnética producida por la avería se concentre al final del rotor, en las proximidades de la rotura. Esta situación se observa en grandes motores en los cuales la rotura de la barra viene acompañada de la destrucción del paquete magnético en las proximidades del anillo de cortocircuito.

 En cuanto al modo en que la presencia de las corrientes interlaminares afecta al diagnóstico, cabe señalar que la reduccion en la distorsión producida por la avería no afecta a las frecuencias inducidas por ésta en las corrientes estatóricas, sin embargo sí afectará a su amplitud reduciéndola, ya que la corriente circulante por el rotor dispone ahora de un camino alternativo. Por tanto, la distorsión causada por el fallo en las corrientes estatóricas será menos acusada y el criterio de valoración que debe emplearse más conservador. En la figura 5 se puede observar una fotografía en la que se presentan dos barras pertenecientes al rotor de un motor que sufrió un fallo catastrófico. En ella se puede observar como el deterioro sufrido por las barras se ajusta de una forma bastante clara al patrón definido para la circulación de corrientes interlaminares: a lo largo de toda la barra se puede apreciar como en aquellas zonas donde existía contacto entre la barra y la chapa magnética del núcleo estatórico se produjo un importante deterioro como consecuencia de la circulación de corrientes en la dirección periférica del rotor. Además, tal y como se aprecia en la fotografía el daño es creciente conforme nos acercamos a la zona de rotura de la barra.

 

Fig. 4. Distribución de corrientes interlaminares en una ba-rra rota de un motor de inducción.

 

Fig. 5. Barras rotóricas dañadas por la circulación de corrientes interlaminares.

Influencia de la inercia

Como se indicó anteriormente, el procedimiento convencional para el diagnóstico de averías rotóricas implica la medición de los armónicos lateral inferior y superior del espectro de corrientes. Aunque en un principio podría pensarse que ambos están ocasionados directamente por el fallo su origen es, sin embargo, algo más complejo: El armónico lateral inferior está causado directamente por la avería, mientras que el superior es consecuencia de una oscilación producida en el par motor de la máquina por el primero. Además, la presencia del armónico de frecuencia (1+2S)f ocasionará la aparición de un nuevo armónico a la frecuencia (1-4S)f con lo que la avería se traducirá en la aparición de bandas en torno a la frecuencia de alimentación de anchura 2Sf. Puesto que la inercia de la máquina influye en la capacidad de fallo para provocar oscilaciones en el par motor, también influirá en las amplitudes de los armónicos característicos. De hecho, publicaciones muy recientes, demuestran que un incremento en la inercia del motor provoca un aumento en el armónico lateral superior y un decremento en el inferior de igual magnitud.

 Por otro lado, si se realiza un estudio matemático completo, del funcionamiento del motor en condiciones de avería se pueden encontrar armónicos de otras frecuencias cuyas amplitudes también se incrementan con el fallo. En la tabla 1 se muestran dichas frecuencias: i es un número entero, P es el número de pares de polos, S es el deslizamiento y f la frecuencia de alimentación.

 

Tabla 1. Frecuencias adicionales a las convencionales válidas para el diagnóstico de la asimetría rotórica

Influencia de la máquina accionada

 En un estudio realizado entre ABB Service Delegación Asturias y el grupo de trabajo de la Universidad de Oviedo se pudo determinar la influencia que máquinas con pares torsores pulsantes producían sobre el espectro de corrientes del motor. Para ello se analizaron los espectros de corriente de numerosos motores en los que el par demandado estaba sometido a pulsaciones. Los casos más típicos fueron aquellos en los que el motor accionaba molinos y otros elementos mecánicos a través de engranajes reductores. En ellos se pudo comprobar como las vibraciones torsionales de la máquina aparecían reflejadas en el espectro de corrientes del motor en forma de bandas laterales alrededor de la frecuencia de alimentación. En la figura 6 se presenta el espectro de corrientes de un motor que acciona un molino a través de un reductor.

 

Fig.6. Espectro de corriente de un motor accionando un molino diagnóstico realizado por ABB Service Delegación Asturias.

En este espectro se puede observar como aparecen multitud de bandas laterales alrededor de la frecuencia de alimentación. Dichas bandas laterales responden a una expresión matemática de la forma ±K*fr donde K, es una constante y fr es la velocidad de salida del reductor -en este caso 52 rpm- expresada en Hz o lo que es lo mismo la frecuencia de las vibraciones torsionales a las que está sometido el motor.

 

FUENTES:

Grupo de investigación en el diagnóstico de Maquinas Eléctricas, Universidad de Oviedo (Manés F. Cabanas, Manuel G. Melero, Gonzalo A. Orcajo, José Manuel C. Rodriguez, Francisco R. Raya)

ABB Service Delegación de Asturias (Juan S. Sariego)

 

 

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Medidas para la puesta a tierra de equipos e instalaciones en Subestaciones

 

Cercados alrededor de las subestaciones

Los cercados metálicos desnudos deben estar puestos a tierra en varios puntos, por ejemplo, en cada esquina. Según las condiciones locales (que el cercado esté en el interior o en el exterior del sistema de puesta a tierra), la conexión a tierra debería hacerse al sistema de puesta a tierra de alta tensión o con los electrodos de tierra separados.

No es preciso realizar la puesta a tierra de las partes metálicas del cercado revestidas de material aislante.

Todas las aberturas físicas del cercado que rodea una subestación, por ejemplo, las puertas, deben contar con una conexión equipotencial que asegure que no se crean potenciales peligrosos entre las partes del cercado.

NOTA — En España el RAT en la ITC 13, punto 7 6 c) admite la posibilidad de no realizar la puesta a tierra de las barreras o los cercados metálicos si están situados lejos de la principal conexión a tierra.

Canalizaciones

Las canalizaciones metálicas del interior de una subestación deberían conectarse con el sistema de puesta a tierra de la subestación.

Debería evitarse el uso de canalizaciones metálicas, por ejemplo, suministros de agua, procedentes de fuera del perímetro de la subestación y en su lugar utilizar otros materiales distintos del metal.

Raíles de tracción

Los raíles de los sistemas ferroviarios no eléctricos que penetran en el emplazamiento de la subestación deben conectarse al sistema de puesta a tierra de la subestación.

En el perímetro del emplazamiento de la subestación deben colocarse juntas aislantes adecuadas en los raíles para mantener la separación eléctrica de estos con el resto de los raíles del sistema ferroviario. En algunos casos pueden requerirse dos juntas aislantes en los raíles para impedir que la locomotora cree un cortocircuito. Debe prestarse una atención especial a los emplazamientos desde los cuales se opera el sistema ferroviario. Para la adopción de medidas, debería consultarse con el propietario del sistema ferroviario y debería tenerse en cuenta lo siguiente:

Durante un defecto a tierra dentro de una subestación, los cables y los tubos metálicos aislados de entrada o salida de ésta, pueden verse sometidos a diferencias de tensión.

Según la manera en que la pantalla y/o la armadura del cable esté puesto a tierra (en uno o en los dos extremos) pueden aparecer, en la pantalla y/o en la armadura, importantes corrientes o variaciones de tensión. El aislamiento de los cables o los tubos ha de estar dimensionado de acuerdo con estas circunstancias.

En el caso de puesta a tierra en un solo extremo, esto puede hacerse dentro o fuera de la subestación. Debe prestarse atención a las posibles tensiones de contacto en el otro extremo aislado.

En caso necesario, pueden adoptarse las precauciones que se muestran en los siguientes ejemplos:

• interrupción de la continuidad de las partes metálicas cuando salen del área del sistema de puesta a tierra;
• aislamiento de las superficies o partes conductoras;
• montaje de barreras adecuadas alrededor de las superficies o partes conductoras para impedir que sean tocadas;
• montaje de una barrera aislada entre las partes conectadas a diferentes sistemas de puesta a tierra;
• gradiente de potencial adecuado;
• limitación de las sobretensiones mediante el uso de dispositivos adecuados.

Cuando un sistema de puesta a tierra de alta tensión forma parte de un sistema de puesta a tierra global, donde normalmente no deberían aparecer diferencias de potencial peligrosas, los problemas pueden surgir si son accesibles simultáneamente partes conductoras de tubos y cables aislados, etc. conectados a un potencial de tierra remoto y partes conductoras y puestas a tierra de la instalación de alta tensión.

Por lo tanto, es necesario que este equipo se sitúe a una distancia suficiente de las áreas influenciadas por los electrodos de tierra. Si ello no es posible, deben tomarse las medidas apropiadas.

No puede especificarse una distancia general, el grado de peligro debe determinarse en cada caso particular. Para la realización de este cálculo se facilitan algunos consejos sobre distancias apropiadas para evitar tensiones peligrosas:

U_E elevación del potencial de tierra.

U_accept límite admisible del potencial de superficie de tierra (por ejemplo, un valor de la figura 1) a una distancia d_accept (U_accep < UE).

NOTA 1 — Esta curva se refiere a defectos a tierra en sistemas de alta tensión

NOTA 2 — Si la duración del flujo de corriente es mucho más larga que la que muestra el gráfico, puede usarse un valor de 75 V para U_Tp.

Figura 1: Tensiones de contacto admisibles U_Tp para una duración limitada del flujo de corriente

NOTA: En España los valores para el gráfico que muestra la tensión de contacto U_TP admisible para una duración limitada del flujo de corriente no son aplicables, en su lugar deben utilizarse los cálculos que se especifican en el RAT ITC 13, apartado 1.1.

Instalaciones de transformadores y/o de equipos de maniobra montados sobre apoyos

En general, todo transformador montado sobre apoyos, combinado o no con equipo de maniobra, debe ser puesto a tierra.

En ocasiones, cuando en el apoyo solamente está situado un transformador, un sistema de puesta a tierra mínimo (es decir, una pica de tierra o un electrodo de tierra en anillo o el pie de un apoyo conductor) cumple los requisitos de la puesta a tierra del transformador.

En general, los equipos de maniobra montados en apoyos hechos de acero u otro material conductor o hechos de hormigón armado deben ser puestos a tierra. El sistema de puesta a tierra debe asegurar como mínimo una continuidad equipotencial, a través de una malla de tierra, en la posición de explotación. De otra forma, cuando se use aislamiento de la zona de operación o cuando la maniobra se realiza con el uso de material aislante (por ejemplo, herramientas aislantes, alfombrillas o guantes) es suficiente una puesta a tierra mínima (por ejemplo, una pica de tierra o un electrodo de tierra en anillo).

No es necesario realizar la puesta a tierra de los equipos de maniobra montados sobre apoyos hechos de material no conductor. Si no son puestos a tierra, deben instalarse en el mecanismo de maniobra y fuera del alcance de la mano elementos aislantes, mecánicamente fiables (por ejemplo, barras de maniobra hechas de material aislante). Estos elementos aislantes deben diseñarse para la tensión nominal del sistema. La parte del mecanismo de maniobra que puede alcanzarse desde el suelo ha de ser puesta a tierra para disipar posibles corrientes de fuga. Es suficiente una pica de tierra de 1 m de longitud como mínimo o un electrodo de tierra horizontal alrededor del apoyo y a una distancia de aproximadamente 1 m. Los electrodos de puesta a tierra y los conductores de tierra deben satisfacer las siguientes secciones mínimas:

Conductores de tierra:

Debido a la resistencia mecánica y a la estabilidad contra la corrosión, las secciones mínimas son:

—     Cobre: 25 mm²

—     Aluminio: 35 mm²

—     Acero: 50 mm²

Conductores equipotenciales: Se recomienda que el tamaño de los conductores y de equipotencialidad esté en consonancia con los conductores de tierra antes mencionados.

NOTA — Los conductores de tierra y equipotenciales hechos de acero requieren protección apropiada contra la corrosión

Circuitos secundarios de los transformadores de medida

Los circuitos secundarios de todos los transformadores de medida deben ser puestos a tierra lo más cerca posible de los terminales secundarios del transformador de medida.

La sección mínima indicada anteriormente no es de aplicación a este tipo de material. Se requiere una sección mínima de cobre de 2,5 mm²; si el conductor de tierra no está mecánicamente protegido, entonces se precisa cobre de 4 mm².

Sin embargo, si la puesta a tierra es necesaria en otros puntos, en tal caso debe ser imposible desconectarla involuntariamente.

NOTA — En España el RAT en la ITC 13 no exceptúa la sección de los conductores de conexión a tierra del devanado secundario de los transformadores de medida.

 

 

POST RELACIONADO:

Potenciales transferidos en los sistemas de puesta a tierra

https://imseingenieria.blogspot.com/2016/06/potenciales-transferidos-en-los.html

 

Fosos de drenaje para transformadores con líquido aislante

 

Generalidades

Los transformadores con dieléctrico líquido deben estar provistos de un foso de recogida individual o de una combinación de un foso de recogida individual y un tanque colector compartido.

En las instalaciones de interior, los suelos impermeables con bordillos suficientemente elevados pueden servir de foso de recogida del fluido si no hay instalados más de tres transformadores y cada uno de ellos contiene menos de 1 000 litros (véase la figura 1).

Figura 1: Ejemplo para pequeños transformadores sin lecho de grava ni depósito colector

En una instalación de exterior puede prescindirse de foso de recogida siempre que la cantidad de aceite contenida en un transformador esté por debajo de los 1 000 litros. Esto no es de aplicación a las áreas de recogida y a las zonas especialmente protegidas de polución de aguas.

NOTA 1 — En todos los casos deben tenerse en cuenta las reglamentaciones locales y de ser necesario, obtenerse los permisos correspondientes.

NOTA 2 — cuando el transformador contenga líquido aislante, pero su potencia sea menor o igual de 250 kVA, la fosa podrá suprimirse. Asimismo, también podrá suprimirse cuando se utilice líquido aislante biodegradable que no puede derramarse a cauces superficiales o subterráneos o a canalizaciones de abastecimiento de aguas o de evacuación de aguas residuales.

La norma UNE-EN 61936-1 complementa este apartado de la siguiente forma:

Los fosos de recogida y los depósitos colectores cuya utilización comparten varios transformadores deben disponerse de forma que el incendio de un transformador no pueda propagarse a otro.

Lo mismo es de aplicación a los fosos de recogida individuales conectados a los depósitos colectores de otros transformadores; con este fin pueden utilizarse, por ejemplo, capas de grava o tuberías rellenas de fluido. Las disposiciones que tienden a extinguir las llamas en una fuga de fluido son preferibles, por ejemplo, un lecho de grava (aproximadamente de 300 mm de espesor y con una granulometría de aproximadamente 40/60 mm) extingue las llamas del aceite incendiado que se filtra en él.

 NOTA — En España  se aplica lo indicado en el RAT ITC 14 apartado 5.1 a):

Instalación de dispositivos de recogida del líquido dieléctrico en fosos colectores.

Si se utilizan aparatos o transformadores que contengan más de 50 litros de dieléctrico líquido, se dispondrá de un foso de recogida del líquido con revestimiento resistente y estanco, para el volumen total de líquido dieléctrico del aparato ó transformador. En dicho depósito o cubeta se dispondrán cortafuegos tales como: lechos de guijarros, sifones en el caso de instalaciones con colector único, etc. Cuando se utilicen pozos centralizados, se dimensionarán para recoger la totalidad del líquido dieléctrico del equipo con mayor capacidad.

Cuando se utilicen dieléctricos líquidos con punto de combustión igual o superior a 300º C será suficiente con un sistema de recogida de posibles derrames, que impida su salida al exterior.

Disposición de los fosos de recogida y los depósitos colectores.

 

Los fosos de recogida y los depósitos colectores deben diseñarse y disponerse de alguna de las siguientes formas:

 

Foso de recogida con depósito colector integrado para la totalidad de los fluidos (figura 2)

 

Figura 2: Foso de recogida con depósito colector integrado.

 

Foso de recogida con depósito colector separado. Cuando hayan varios fosos de recogida, las tuberías de drenaje pueden conducir a un depósito colector común a todos ellos, en tal caso, este debe ser capaz de contener la totalidad del aceite del transformador más grande (figura 3).

 

Figura 3: Foso de recogida con depósito colector separado

 

Foso de recogida con depósito colector integrado para varios transformadores. Este debe ser capaz de contener la totalidad del aceite del transformador más grande (figura 4).

Figura 4: foso de recogida con depósito colector integrado común

 

Las paredes y los conductos asociados de los fosos y depósitos colectores deben ser resistentes al aceite y al agua.

 

Debe asegurarse que la capacidad de los fosos/depósitos colectores de los fluidos aislantes y refrigerantes no se reduce indebidamente a causa del agua que penetre en ellos. Debe ser posible drenarlos o extraer el agua.

 

Se recomiendo un dispositivo simple que indique el nivel de líquido.

 

Debe prestarse atención al peligro de congelación.

 

Deben tenerse en cuenta las siguientes medidas adicionales para la protección de las canalizaciones de agua y de las aguas subterráneas:

• Debe impedirse que los fluidos aislantes y refrigerantes rebasen la capacidad de los fosos/depósitos/bordillos del suelo y se desborden.
• Para las instalaciones de exterior, se recomienda que la longitud y la anchura del foso sea igual a la longitud y la anchura del transformador aumentando un 20% de la altura del transformador en cada lado.
• Las aguas drenadas deben pasar a través de dispositivos de filtración para separar los fluidos, a tal fin deben tenerse en cuenta sus pesos específicos (figura 5).

Figura 5: Ejemplo de sistema para filtración agua/aceite del foso de recogida

 

Cuando el terreno se encuentra en zonas de difícil excavación o la urgencia de ejecución lo requiere existen soluciones  alternativas a los fosos de drenaje de hormigón como son los cubetos de retención de aceite prefabricados en acero modulares con sistema de extinción para transformadores de alta tensión, con protección antifuego, retención y filtración, conformes a la reglamentación ITC RAT 14 y 15 y la ley de aguas del Real Decreto Legislativo 1/2001, de 20 de julio, BOE» núm. 176, de 24/07/2001.

                   

                                            Cubetos de retención modulares   (AKHELEC)

POST RELACIONADO:

 

Sistemas de protección contra incendios en Transformadores de Subestación

https://imseingenieria.blogspot.com/2016/04/sistemas-de-proteccion-contra-incendios.html