Función de los relés en interruptores automáticos de BT

En las instalaciones BT se utilizan mucho los interruptores automáticos de 1 a 6300 A. Sus relés pueden ser de dos tecnologías diferentes:

1.       Relés magnetotérmicos,

Se aplican sobre todo en la gama doméstica e industrial de pequeño calibre. En estos aparatos de tipo modular, el relé está integrado en el interruptor automático.

2.       Relés electrónicos,

Reservados antes exclusivamente a los interruptores  automáticos de gran calibre, han pasado a utilizarse también en toda la gama de valores (figura 1), porque esta solución ofrece una gran flexibilidad y porque se han hecho cada vez más económicos.

Fig. 1: Evolución de los relés electrónicos

En efecto, el uso de la tecnología digital, especialmente la utilización simple de circuitos integrados específicos (ASIC) permite:

·         fabricar relés universales que facilitan el ajuste,

·         tratar más información,

·         asegurar la comunicación necesaria para el control y mando de la instalación.

Relé magnetotérmico

Este relé tiene un bimetal y una bobina electroimán, normalmente montados en serie con el circuito que hay que proteger.

La acción del bimetal es más rápida cuando la sobrecarga es elevada.

Siguiendo el principio del electroimán, la bobina, a partir de sobreintensidades importantes, de forma casi instantánea.

Relé electrónico

Este relé tiene captadores, un sistema electrónico de tratamiento de la información, un sistema de mando y un actuador (figura 2).

Fig. 2: Bloques funcionales de un relé electrónico

■  Captadores

Por una parte, los captadores de corriente producen una imagen de la corriente a medir y por otra, para tener una mayor seguridad de funcionamiento, producen la alimentación electrónica del relé (relés «autoalimentados»).

Como estos captadores deben realizar esta doble función (medida y alimentación del relé), utilizan un circuito magnético («TC de hierro»).

■ Tratamiento de la información

Este tratamiento tiene, esquemáticamente, las siguientes unidades funcionales (figura 3):

Fig. 3: Esquema funcional

• función (1): digitalizar la señal suministrada por el captador con la ayuda de un convertidor analógico/digital para seguir en tiempo real la evolución de la corriente,
• función (2): compensar la saturación del TC (si es necesario). En efecto, los TC con núcleo magnético se pueden saturar con grandes valores de corriente y este fenómeno aumenta en caso de elevación de la temperatura (figura 4).
• función (3): calcular el valor RMS de la corriente primaria,
• función (4): comparar el valor RMS con los umbrales de ajuste predeterminados por el usuario. Según el valor, esta comparación se hace con o sin temporización; al sobrepasarse el umbral, la circuitería electrónica dará una orden eléctrica a un actuador que la transformará en una acción mecánica de disparo del interruptor automático.

Fig. 4: Escalonamiento y corrección de la posible saturación de un TC

■ Actuador,

 La problemática del actuador es realizar esfuerzos instantáneos muy importantes... sin por otra parte consumir mucha corriente eléctrica. ¡Su acción requiere realizar un esfuerzo de varios Newtons en algunos milímetros, es decir, producir algunos julios durante algunos milisegundos, o sea, algunas centenas de vatio!

Por tanto, un actuador debe tener un rendimiento muy elevado, lo que excluye la utilización de electroimanes (bobinas) e implica la utilización de sistemas con energía potencial.

Gracias a esto, es posible el disparo ultrarrápido del interruptor automático en todas las circunstancias.

Función de medida de la corriente

Relé magnetotérmico

En realidad, en este tipo de relé, el bimetal no proporciona los valores de corriente, sino que actúa térmica y mecánicamente a sus efectos.

■ Térmico

El calentamiento de un bimetal se produce según el mismo principio que el de los conductores, es decir, la temperatura de calentamiento es proporcional al aporte de energía (J = RI²t) proporcionada por el paso de la corriente (I) durante un tiempo dado (t). Por tanto, el disparo lo provoca una energía J₀, que sigue la función t = f(I). Ésta está definida en la norma (CEI 60 947-2) por un punto concreto (I,t) que corresponde a una sobrecarga del 30% durante 2 horas.

Este parámetro determina el bimetal que corresponde al calibre del relé térmico.

En la práctica, un bimetal es:

• de calentamiento directo para pequeños interruptores automáticos: la corriente circula hacia el polo del interruptor automático  atravesando el propio bimetal; la constante de tiempo del bimetal es en este caso baja y comparable con la de los cables a proteger,
• de calentamiento indirecto para grandes interruptores automáticos: se enrolla directamente alrededor del bimetal un cable aislado a través del que circula la corriente. La distancia (de ahí la expresión de impedancia térmica) introduce un retardo en el calentamiento del bimetal cuya constante de tiempo aumenta. Sin embargo, esta constante de tiempo resulta normalmente mucho menor que la de los cables a proteger.

En los dos casos, la constante de tiempo térmica del bimetal no es ajustable.

■ Magnético

En caso de cortocircuito, la corriente de defecto que atraviesa la bobina crea un campo magnético suficiente para provocar el desplazamiento de una lámina móvil. Ésta libera el mecanismo de retención de los resortes y abre los contactos con una acción brusca.

El ajuste del umbral se hace en el entrehierro.

A partir del umbral escogido, el tiempo de funcionamiento es sensiblemente constante (de algunos milisegundos a 50 milisegundos) (figura 5).

Los relés magnetotérmicos no miden el valor de la corriente controlada.

Fig. 5: Curva de disparo de un interruptor automático magnetotérmico

Interruptor automático electrónico

■ Protección térmica (Largo Retardo)

El relé con tecnología digital utiliza el modelo de calentamiento y enfriamiento de un conductor.

De hecho, modeliza la temperatura del conductor calculando su calentamiento en tiempo real siguiendo su ecuación térmica. Una buena aproximación consiste en considerar que el calentamiento y el enfriamiento de un cable entre t y t + dt se hace según los siguientes principios físicos:

·         Calentamiento:

Resulta del aporte de calorías, especialmente por efecto Joule: Ai²tdt, siendo A una constante que depende de la resistencia, de la masa y del calor específico del conductor,

·         Enfriamiento:

Es el resultado de las pérdidas por conducción, convección y radiación.

Estas pérdidas son prácticamente proporcionales a la diferencia entre la temperatura del conductor y la temperatura ambiente, es decir, un calentamiento θ. O sea, en total, -λθdt siendo λ función de las características físicas y geométricas de la instalación del cable.

La ecuación térmica del cable es por tanto:

o también:

Siendo:

τ = 1/λ = constante de tiempo térmica del conductor.

Si se procede por muestreo digital a la frecuencia f tal que dt = 1/f, se obtiene una ecuación digital equivalente a (1):

O sea:

si la medida en el instante t representa la késima medida y en el instante t + dt, la (k + 1)ésima.

La resolución de esta ecuación digital permite por tanto la modelización exacta del calentamiento de un conductor.

Ahora bien, la ecuación (2), que representa la temperatura calculada por muestreo, no es ni más ni menos que la función de transferencia numérica de un filtro paso bajo de 1er orden (figura 6) al que se aplica como señal de entrada I ² _k , o sea:

S_k+1 representa el valor eficaz I_ef de la corriente después de k + 1 muestras.

Fig. 6: Algoritmo de filtrado (R) del filtro digital de paso bajo

Por este motivo, la instalación de un filtro de este tipo da simplemente la temperatura del cable por su equivalente en valor eficaz de la corriente.

·         ventajas de la tecnología digital:

• permite calcular, de forma muy simple, I²_k ,
• permite calcular el valor eficaz I_ef de la corriente, y por tanto de su calentamiento, en un período de tiempo compatible con las constantes de tiempo de los conductores (del orden de varios minutos a varias horas, porque los conductores tienen, según su sección, diferentes inercias térmicas (τ). Esta característica está integrada en el filtro integrador IIR (Infinite Impulse Response) del algoritmo de cálculo; la constante de tiempo se define según el dimensionamiento del interruptor automático porque éste depende de la sección y de la inercia térmica de los cables que ha de proteger,
• el análisis de esta ecuación en tiempo real indica que este cálculo es independiente de la frecuencia de red.

Esta gestión del calentamiento, que permite seguir la evolución de los calentamientos/ enfriamientos de los conductores, se llama también «memoria térmica» del relé electrónico.

■ Protección térmica: Largo Retardo (LR) y memoria térmica.

El comportamiento térmico de un cable definido por la ecuación (2) corresponde también a la función «largo retardo» del interruptor automático electrónico. Protege los cables y receptores contra las sobrecargas.

El valor de la temperatura θ (o su equivalente: corriente I_ef calculada por el filtro digital) se compara con el valor de ajuste del umbral de largo retardo, ligado al límite admisible θ_m (figura 7) realizando así la equivalencia digital de la función de un bimetal.

Fig. 7: Realización de la función Largo Retardo LR.

El conocimiento permanente del equivalente de la temperatura del cable proporciona, mientras no se sobrepase el valor θm, posibilidades nuevas en la protección de la carga y del cable, como son:

·         La indicación de la sobrecarga y la gestión de la salida protegida

• Esta indicación es posible desde el momento en que se rebasa la corriente de ajuste o ciertos umbrales preajustados, lo que permite el control de la carga de la derivación. El usuario puede también prevenir un disparo por sobrecarga desconectando alguna derivación no preferente. Este tipo de información abre el camino hacia los automatismos de distribución,

• La memorización de los calentamientos después de un corte de alimentación.

 Si una sobrecarga provoca el disparo de un interruptor automático o si se produce un corte en la alimentación eléctrica aguas arriba (conmutación de la carga sobre la fuente de emergencia, por ejemplo) se produce como consecuencia un enfriamiento continuo. Pero en este caso, al no estar alimentado el circuito electrónico, la gestión es diferente.

En cuanto se produce el corte, la variación en el tiempo de la temperatura de los conductores sigue la de la tensión de descarga de un circuito con una constante de tiempo muy larga (similar a la constante térmica de los conductores). Al volver la alimentación, por la conexión del interruptor automático o el reenganche de la carga, el circuito electrónico del relé recupera el valor de la tensión residual que se utilizará como nueva temperatura inicial de los conductores en el algoritmo de filtro que modeliza el calentamiento de los conductores.

         

■ Protección contra cortocircuitos (Corto Retardo – CR)

La función corto retardo protege la red contra sobreintensidades elevadas (en general, en distribución, del orden de 10 In, ajustable por el usuario).

Ésta se efectúa, de la misma manera que la protección de largo retardo, mediante un filtrado, pero el valor eficaz de la corriente es tratado en un periodo de tiempo (algunos milisegundos) compatible con la rapidez de actuación necesaria para esta función. En el tratamiento de la información puede estar integrado también un retardo intencionado ajustable por el usuario (figura 8).

Fig. 8: Estructura del conjunto de filtros largo retardo y corto retardo

■ Protección instantánea

La protección instantánea protege contra cortocircuitos francos.

El tratamiento se hace sobre el valor de pico no filtrado. No tiene temporización.

La protección de largo retardo, de corto retardo e instantánea dan la curva de disparo de un interruptor automático con relé electrónico (figura 9).

Fig. 9: Curvas de disparo de un interruptor automático electrónico.

FUENTE:

Schneider Electric: Los interruptores automáticos BT frente a las corrientes armónicas, transitorias y cíclicas (Michel Collombet, Bernard Lacroix).

Precauciones en la elección y empleo de protecciones eléctricas

El empleo y montaje de los diversos dispositivos de protección obliga a ciertas precauciones.

Este artículo tiene como objetivo dar a conocer, pero también proponer las soluciones prácticas.

Es evidente que, ciertas configuraciones de red y la alimentación de las máquinas, puesto que tienen características particulares, necesitan estudios específicos que no pueden detallarse en este texto.

La elección de un tipo de protección a continuación de un dispositivo se hace después de haber evaluado los riesgos que puede correr el elemento a proteger y las consecuencias que siguen a un eventual defecto.

En principio, para todos los elementos de una red, hay que prever, como mínimo, la protección contra los riesgos de:

• cortocircuito «fase-fase» (protección contra corriente máxima de fase),
• cortocircuito «fase-tierra» (protección contra máxima corriente residual).

Cuando las corrientes de defecto a «tierra» y de fase son del mismo orden de magnitud, una sola protección trifásica cubre los dos tipos de riesgos, aunque sin discriminarlas.

Protección contra máxima corriente de «fase»

Una protección así no puede ser correcta más que si su funcionamiento satisface las inecuaciones:

I umbral de «fase» < Icc mínima

y

I umbral de «fase» > I máxima sin defecto (transitorio de activación o de enganche)

Para esto hace falta efectuar los siguientes controles:

● la condición «umbral de disparo inferior a la Icc mínima» hay que verificarla para el caso de que se produzca el defecto bifásico.

● en una red alimentada por un único transformador, aunque esté normalmente alimentada por varios transformadores en paralelo,

• en una red alimentada por una fuente auxiliar,
• en el extremo de una conexión de una línea de gran longitud;

● la condición «umbral de disparo superior en valor y/o en temporización a las corrientes máximas sin defecto» se ha verificar para:

• el arranque de motores,
• la conexión de transformadores,
• la conexión de baterías de condensadores.

● verificar el incidente de sobreintensidades consecutivas en baja tensión, cortes breves, conmutaciones de red...

Protección contra la máxima corriente de defecto a «tierra»

El umbral, que debe de adaptarse al sistema de puesta a tierra, debe, también, cumplir las dos inecuaciones:

I umbral residual < 0,2 I₀limitada

y

I umbral residual > 1,3 I₀capacitiva generada por tramo protegido.

De donde:

• un margen objetivo de 0,1 à 0, 2 I₀ limitada de cara a proteger como mínimo el 80 % de la longitud de los arrollamientos de las bobinas.
• un margen superior a 1,3 I₀ capacitivo de la conexión protegida para evitar los disparos intempestivos durante un defecto en una u otra sección de la red. En el caso de una instalación (o zona) de seguridad explotada con el neutro aislado de tierra, los ajustes de los dispositivos de protección contra defectos a tierra se calculan a partir de los umbrales de las corrientes capacitivas de la red (I₀ limitada = ΣI₀ capacitiva).

Recuérdese: que para mejorar la continuidad del servicio, ciertas redes poco atendidas, se explotan con el neutro aislado de tierra. En Francia, la legislación obliga al uso de un control permanente del aislamiento -CPI- destinado a advertir de las bajadas de aislamiento y a evitar así un disparo por defecto a tierra.

Protección por imagen térmica y sondas de temperatura

La protección por imagen térmica no debe de contemplarse más que si se pueden producir sobrecargas. Sus constantes de tiempo de calentamiento y de enfriamiento deben de adaptarse a las características del equipo protegido.

Las sondas de temperatura colocadas dentro de los bobinados (normalmente del tipo PT 100, según la norma IEC 60751) son indispensables cuando:

• el ambiente polvoriento es un handicap para la buena ventilación del equipo protegido,
• el funcionamiento de la máquina depende de una ventilación forzada independiente.

En estos dos casos, la falta de ventilación no provoca sobreintensidad, pero puede originar un calentamiento destructor.

Armónicos

Las cargas no lineales son origen de la polución en las redes eléctricas.

Esta polución se caracteriza por una distorsión de la tensión, y por corrientes armónicas que son principalmente perjudiciales para la resistencia térmica de las máquinas rotativas y de los transformadores.

Esta presencia de armónicos puede tratarse desde tres frentes:

● sea con la instalación de filtros cuyas características y lugar de colocación se determinan por un estudio sobre los armónicos.

● sea con protecciones que tengan en cuenta la corriente eficaz resultante de la suma cuadrática de los armónicos de orden impar (RMS: Root Mean Square).

● sea, si las protecciones no tienen en cuenta la corriente eficaz, por haber rebajado los equipos para no hacerlos actuar hasta 0,8 ó 0,9 veces la potencia nominal. El margen de sus protecciones de sobrecarga queda rebajado otro tanto si no setiene en cuenta la fundamental.

Precauciones relativas a los captadores

Número

El número de captadores necesarios para detectar los defectos polifásicos ha evolucionado con la tecnología.

Las protecciones electromagnéticas necesitan tres captadores para distinguir el conductor de fase defectuoso; con la tecnología digital bastan dos captadores (el valor de corriente del tercer captador se calcula). Pero atención, para un buen funcionamiento del plan de protección es indispensable que en toda la red los dos captadores estén colocados en los dos mismos conductores de fase.

Repaso: hay tres maneras de marcar los conductores:

• por números = 1, 2 y 3,
• por letras = A, B y C, o R, S y T.

Transformadores de intensidad –TI

Deben de estar pensados para conseguir un buen funcionamiento de la protección y no producir una señal deformada que sería vista por la protección como un defecto, provocando, por tanto, un disparo intempestivo.

Así :

•  su potencia debe de estar adaptada al dispositivo de protección y al cableado;
• su calibre nominal debe de ser mayor o igual a la intensidad a controlar;
• su linealidad debe de verificarse en el conjunto para la variación de corriente útil (una saturación por tales corrientes puede desequilibrar las señales de los secundarios);
• su precisión debe de ser coherente con la de la medida (margen).

Decir también que el montaje de Nicholson (figura 1), para medir una corriente residual de bajo valor, obliga frecuentemente a un emparejamiento de los TI. Además, el error absoluto en la medida impide usar pequeños márgenes de corriente residual. En cambio, los captadores sin hierro o amagnéticos, llamados de ROGOWSKI (ver post: Captadores de corriente tipo Rogowski en el siguiente link: https://imseingenieria.blogspot.com/2020/01/captadores-de-corriente-tipo-rogowski.html ), eliminan un gran número de estos importantes inconvenientes por el hecho de su linealidad y dinámica.

Figura 1: Montaje de Nicholson

Toroides homopolares

La utilización de protecciones de «tierra» sensibles es particularmente útil para limitar los fallos en los equipos porque permite impedancias de limitación más altas. La detección de corrientes residuales débiles se hace preferentemente con un captador toroidal que abarque las tres fases.

Téngase presente que la instalación de estos captadores requiere algunas precauciones:

• la trenza de la conexión a tierra de la armadura del cable debe de pasar por el exterior del toroide o volver a pasarse por el interior (figura 2);
• hay que comprobar el aislamiento entre conductores activos y el toroide; frecuentemente es la envolvente de los cables la que lo proporciona;
• para evitar un funcionamiento defectuoso, es conveniente agrupar y centrar los conductores en el toroide.

Figura 2: Montajes de un toroide sobre un cable de alta tensión.

Transformadores de tensión

Para evitar el deterioro debido a la ferrorresonancia (sobretensión), los transformadores de tensión –TT- deben de estar cargados con un valor próximo a su potencia nominal.

Precauciones relativas a la red

Red con varios puntos neutro puestos a tierra

Una red que tenga varios puntos «neutro» es un nido de corrientes armónicas de tercer grado y de sus múltiplos, que circularán entre estos puntos. Para evitar el tener que desensibilizar las protecciones de defecto a tierra, es lógico escogerlas dotadas de filtros para el 3er armónico.

Redes con alternadores y motores

Durante los períodos de funcionamiento con grupo, si una parte importante de la potencia es absorbida por motores, los dispositivos de protección deben de funcionar suficientemente deprisa como para evitar el hundimiento de la red (conservación de la estabilidad dinámica).

Sobretensiones

La distribución por cable genera, en el momento de defectos a tierra, una corriente capacitiva que puede crear otros disparos por simpatía, y sobretensiones por resonancia (figura 3).

Figura 3: Niveles de sobretensiones por resonancia que pueden generarse, en el

momento de un defecto a tierra, por la corriente capacitiva

de las distribuciones por cables.

Para minimizar estas sobretensiones, el mejor medio es que la conexión a tierra del neutro se haga por una resistencia. Esta solución se aplica normalmente en redes industriales.

La norma que generalmente hay que respetar es:

I₀R  ≥ 2 I₀C

siendo:

I₀R = corriente residual debida a la conexión a tierra,

I₀C = corriente residual capacitiva inherente a la red.

Durante la modificación de una red

Desde el punto de vista de las protecciones, durante la modificación de una red, hay dos verificaciones útiles:

• el régimen de neutro y las protecciones existentes, ¿son compatibles con las nuevas corrientes capacitivas?
• las protecciones de las fases y los transformadores de corriente ya colocados ¿se adaptan bien a las nuevas corrientes nominales y a las de cortocircuito?

FUENTE:

Schneider Electric: Protección de redes de AT industriales y terciarias (André Sastre)

Impacto de los esfuerzos mecánicos externos sobre los transformadores

Este artículo tiene por objeto describir y explicar el impacto de los esfuerzos mecánicos "externos" sobre los transformadores, es decir aquellos que no resultan de su funcionamiento eléctrico, pero pueden ser debidos al transporte, a la manutención, a la instalación de los aparatos, y a fenómenos naturales tales como los seísmos.

El resultado de este análisis permitirá concretar las precauciones a tomar:

• En el momento del proyecto de los transformadores,
• En el momento de su manipulación,
• Sobre el lugar de instalación.

Sólo un producto específicamente estudiado podrá responder a este tipo de esfuerzos.

Deberán conocerse y cuantificarse antes del estudio del material, y solicitarse en el momento del pedido ya que implica una fuerte repercusión en el precio del transformador.

Las solicitaciones mecánicas

Los golpes en el transporte y la manipulación

Normalmente, el transformador es transportado por camión, tren, barco o incluso en avión.

En estas condiciones, un transformador puede estar sometido a golpes en su manipulación.

Estos sucesos están normalizados según la norma NF H 00-060 de Junio de 1991, y simulados por ensayos realizados en laboratorio, tales como:

• Caída vertical del material por desequilibrio desde una altura de 20 cm,
• Choques horizontales en un plano inclinado con velocidad de impacto de 1,85 m/s.

Las vibraciones

Ciertas aplicaciones generan solicitaciones mecánicas o vibraciones a las cuales está sometido el transformador.

Estas vibraciones deben estar definidas en las especificaciones suministradas por el usuario:

• En amplitud y frecuencia,
• O en aceleración y frecuencia.

En el caso de vibraciones lineales sinusoidales, la relación entre aceleración, frecuencia y desplazamiento viene dada por la relación:

                                                               G = 4.π².F².D / 9,81

donde :

F es la frecuencia  en Hertz,

G es la aceleración de cresta en g (g = 9,81 m/s²),

D es el desplazamiento de cresta en metros.

Las vibraciones de frecuencia baja son las más peligrosas para la resistencia mecánica de los aparatos según los niveles de aceleración, porque producen desplazamientos muy importantes.

Ejemplos para una aceleración de 0,5 g:

• a 3 Hz: desplazamiento de 28 mm de cresta a cresta,
• a 30 Hz: desplazamiento de 0,28 mm de cresta a cresta.

Estas vibraciones van a implicar mecánicamente las diferentes partes que compone el transformador: circuito magnético, bobinas, envolvente de protección y accesorios diversos.

Caso de resonancia

Conociendo el tipo de solicitaciones, podemos definir la respuesta de los componentes del transformador. Es necesario verificar que los subconjuntos no amplifiquen las solicitaciones de una manera peligrosa para el equipo (caso de las resonancias).

Para un sistema mecánico lineal de primer orden, la frecuencia de resonancia Fr es:

donde:

M es la masa del subconjunto en kg,

K es la relación elasticidad / rigidez de la fijación en N/m. Es la relación entre el esfuerzo y el desplazamiento debido a la deformación del soporte.

Se comprueba que si la masa de la bobina aumenta, la frecuencia de resonancia baja. Para evitar que la frecuencia de resonancia sea demasiado baja, hay que aumentar la rigidez de las fijaciones, para fortalecer las estructuras de mantenimiento y de sujeción.

Vibraciones de transporte:

Son simulados por ensayos sobre mesa vibrante según la norma NF H 00-060 de junio de 1991:

• Ensayo de una duración de 30 minutos, entre 3 y 4 Hz, con una amplitud de cresta a cresta horizontal de 6 mm, y vertical de 15 mm.
• Ensayo de una duración de 30 minutos, entre 4 y 5 Hz, con una amplitud de cresta a cresta horizontal de 6 mm, y vertical de 15 mm.

Efectos de los soportes antivibratorios

Los soportes antivibratorios (o soportes elásticos) pueden ser utilizados para reducir eficazmente los ruidos transmitidos por el suelo por él transformado: índice de transmisión de la fundamental del ruido (100 Hz) del orden del 5 %.

En cambio la utilización de soportes antivibratorios, para limitar vibraciones transmitidas al transformador, debe ser objeto de un estudio detallado teniendo en cuenta el espectro de las aceleraciones especificadas. Para vibraciones de frecuencia baja (inferiores a 30 Hz), puede producirse la amplificación de la vibración con riesgo de resonancia, lo que puede dañar la instalación.

Transporte y manutención

Transporte

A los choques y vibraciones de transporte se añaden las presiones debidas a las aceleraciones sufridas por el material en curso de desplazamiento:

• Aceleraciones longitudinales debidas al arranque y el frenado de vehículos de transporte (hasta 0,5 g),
• Aceleraciones transversales en el momento de los cambios de dirección del vehículo.

Para limitar el impacto de estas fuerzas vinculadas con el transporte, el transformador debe estar colocado con su eje longitudinal paralelo al sentido de la marcha.

Para evitar el balanceo, debe estar sujeto firmemente sobre él chasis del camión, con la ayuda de cinchas tensas.

Para prevenir desplazamientos, debe estar bloqueado a nivel del bastidor con la ayuda de calas clavadas o atornilladas sobre el piso del camión.

Además, para tener en cuenta las vibraciones de los bobinados en servicio, puede previsto  en el proyecto del transformador el refuerzo de las calas o sujeciones de los arrollamientos de MT encapsulados.

Este refuerzo se realiza doblando, incluso triplicando el número de las calas o calzos de mantenimiento de cada arrollamiento de MT.

Esta solución se aplica normalmente cuando las masas de los arrollamientos son considerables, y sistemáticamente en caso de embalaje marítimo.

Embalaje rígido

El embalaje rígido participa en la protección de la integridad mecánica del transformador durante el transporte. El embalaje propuesto debe haber sido probado ensayado previamente conforme a la norma NF H 00-060.

Las recomendaciones usuales de embalaje están vinculadas a las condiciones de transporte:

Ejemplos de aplicación

Pórticos portuarios

El transformador será fijado y estabilizado sobre su plataforma soporte, para mejorar su resistencia a las solicitaciones transversales, con la ayuda de anclajes entre su lado superior y su bastidor de fijación a esta plataforma.

Las sujeciones o calas de las bobinas MT serán reforzadas para tener en cuenta las vibraciones en servicio.

Eólicos

El diseñador del motor eólico especifica la posición del transformador en el eólico, así como el espectro de las vibraciones a los cuales estará sometido el aparato. El nivel de vibración en él mástil es relativamente débil con relación al producido a nivel de la barquilla, donde están colocados generador, caja reductora y hélice.

La concepción del transformador debe tener en consideración el nivel de vibración indicado adaptando la resistencia mecánica de sus diferentes órganos.

Resistencia sísmica

Las dos normas internacionales utilizadas en transformadores para la resistencia sísmica son: La IEEE 693­2005, “Práctica recomendada para el diseño sísmico de subestaciones” y  la IEC 61463, “Bornas: calificación sísmica”, las bornas que cumplen los requisitos de la IEEE 693 también cumplen, en la mayoría de los casos, los de la norma IEC 61463.

La zona geográfica de la instalación del transformador puede estar situada en zonas de actividad sísmica, localizadas sobre el mapa mundial siguiente.

Los 4 tipos de zona sísmica citadas hacen referencia a la escala Mercalli siguiente, cuya intensidad va de 1 a 12. en función de fenómenos físicos comprobados.

Zonas de actividad sísmica en el mundo

Estas zonas sísmicas corresponden a sucesos previstos con un determinado nivel de intensidad, según observaciones efectuadas sobre un período de 200 años.

La resistencia del material a los esfuerzos mecánicos generados por estos fenómenos tiene límites que pueden ser rápidamente sobrepasados, si no han sido previstos en el proyecto la adaptación de los componentes del transformador. De aquí la importancia de conocer la zona de instalación del transformador en la especificación del mismo.

Las disposiciones de utilización habitualmente recomendadas están en función del tipo de zona:

Zona 1 y 2:

Ninguna disposición particular. La instalación estándar sobre las ruedas del transformador es suficiente.

Zona 3:

Hay que prever un anclaje del transformador al suelo, al nivel de su bastidor.

Las ruedas serán reemplazadas por uno o varios soportes metálicos de la misma altura, fijados sólidamente en el suelo y sobre los cuales el bastidor será atornillado.

Zona 4:

Si la especificación del usuario precisa la resistencia sísmica requerida en el lugar de instalación del transformador, habrá que prever:

• Un fortalecimiento de las sujeciones (calas) de las bobinas de MT, que serán dobladas o triplicadas,
• Un anclaje del bastidor en el suelo,
• Un apoyo entre el lado superior del aparato y su chasis,  por armaduras atornilladas con sistemas que impidan aflojarse.

No hay que olvidar además la protección del material frente a estructuras cercanas (edificios, equipos vecinos) que deben presentar el mismo nivel de resistencia al riesgo sísmico.