lunes, 26 de septiembre de 2016

Visión simplificada del proceso de interrupción de una corriente



Al iniciarse la separación entre contactos fijo y móvil de un interruptor, se establece entre ellos un arco eléctrico a través del cual continúa circulando la corriente. La diferencia de tensión entre contactos fijo y móvil es muy pequeña respecto a la tensión de servicio, pues es solo la caída de tensión en el arco.

Por tratarse de una corriente alterna, su intensidad pasa por cero cada medio periodo. Por tanto, a cada paso por cero el arco se apaga. El objetivo del interruptor es impedir que vuelva a restablecerse ("reencendido") después de su paso por cero.

Por una parte, al apagarse el arco y por tanto quedar abierto el circuito, la tensión entre contactos fijo y móvil crece rápidamente con intención de alcanzar el valor de la tensión de servicio.

Por otra parte, al extinguirse el arco, el espacio entre contactos fijo y móvil se enfría y por tanto se desioniza por lo cual aumenta también rápidamente la rigidez dieléctrica del medio aislante entre contactos (aire, aceite, SF6, vacío, etc.).

Se produce pues como una "carrera" entre el aumento de la tensión entre contactos y el aumento de la rigidez dieléctrica entre los mismos.

Si la rigidez dieléctrica aumenta más rápidamente y alcanza un valor superior al de la tensión entre contactos, no se produce reencedidos o recebados del arco, y la corriente queda definitivamente interrumpida (Figura 1 a).

Si, por el contrario, la tensión entre contactos crece más rápidamente y alcanza un valor superior al de la rigidez dieléctrica en el espacio entre contactos, se produce una perforación dieléctrica de dicho espacio con el consiguiente reencendido o recebado del arco entre contactos, el cual se mantendrá hasta el nuevo paso por cero de la corriente, momento en que volverá a repetirse la "carrera" explicada (figura 1 b).



Figura 1: Curvas de regeneración dieléctrica en caso de corte con éxito (a)
                                                         o con ruptura dieléctrica (b)                                                            

En realidad, el proceso de interrupción es un fenómeno más complejo. Lo explicado es una visión simplificada del mismo.

El objetivo del interruptor a cada paso por cero de la corriente con el consiguiente apagado del arco, es pues favorecer el más rápido crecimiento de la rigidez dieléctrica en el espacio entre contactos fijo y móvil. Los recursos para conseguirlo son básicamente:
  • Rápido aumento de la separación entre contactos, o sea velocidad de apertura lo más elevada posible.
  • Rápida y enérgica desionización del espacio entre contactos.

Esto se consigue:

  • Enfriando enérgicamente dicho espacio entre contactos. En efecto, el grado de ionización aumenta con la temperatura.
  • Desionizando directamente por captación de electrones libres
  • Llenando de la cámara con un fluido aislante, líquido o gaseoso, de elevada rigidez dieléctrica y buenas características como refrigerante (calor específico, conductividad térmica, entalpía) . Se les denomina comúnmente "fluido extintor".
  • Diseñando el interior de la cámara de forma que favorezca e incremente la acción refrigerante del fluido extintor, a base de inyectar cantidades frescas del mismo a la zona del arco entre contactos. La energía para esta inyección la proporciona el mecanismo de accionamiento, junto con la energía para la maniobra de apertura.
  • Practicando un elevado vacío en la cámara, con lo cual se obtiene una muy elevada rigidez dieléctrica en el espacio entre contactos. Es el sistema de los denominados "interruptores de vacío".
El interruptor debe interrumpir la corriente solamente cuando esta pasa por su valor cero, y por tanto el arco eléctrico se apagará, a base de impedir que vuelva a encenderse, según lo antes explicado.


El interruptor no debe nunca apagar el arco antes de que se extinga por sí mismo pues esto provocaría una interrupción brusca del paso de la corriente, lo cual produciría una elevada sobretensión entre contactos, peligrosa para el propio interruptor y para los otros aparatos y elementos del circuito. Los interruptores deben estar debidamente diseñados para evitar esta eventualidad.



Definición de algunos términos:
  • Tensión de restablecimiento (TR)
Es la tensión que aparece entre los bornes de un polo de un interruptor después de la interrupción de la corriente. En su régimen final, después de un periodo transitorio, la TR es una tensión a la frecuencia de servicio de la red.

  • Tensión transitoria de restablecimiento (TTR)
Oscilación inicial de carácter transitorio de la tensión de restablecimiento, que acostumbra a presentar un valor cresta superior al de la TR a la frecuencia de servicio. La TTR representa pues una cierta sobretensión pasajera. Los interruptores deben estar diseñados para poder soportar esta sobretensión, y a la vez para limitarla a valores no peligrosos indicados en las normas.

Figura 2: Tensión transitoria de restablecimiento (TTR) asignada en caso de cortocircuito en los bornes de un disyuntor (IEC 60056)


  • Reencendido 
Restablecimiento de la corriente entre los contactos de un aparato mecánico de conexión durante una maniobra de corte, antes de un cuarto de período después del paso por cero de la corriente. 

  • Recebado

Restablecimiento de la corriente entre los contactos de un aparato mecánico de conexión durante una maniobra de corte, después de un cuarto de período después del paso por cero de la corriente.

  • Poder de corte nominal en cortocircuito (PdC)

Es la mayor intensidad de cortocircuito que el interruptor debe ser capaz de interrumpir en un circuito en el que la tensión de restablecimiento a frecuencia industrial corresponde a la tensión nominal del interruptor, y en el que la tensión transitoria de restablecimiento (TTR) es igual al valor especificado en la tabla de la figura 2.



El poder de corte nominal en cortocircuito, se caracteriza por los dos valores correspondientes a las dos componentes que pueden tener la corriente de cortocircuito:



o Valor eficaz de la componente periódica.
o Porcentaje de la corriente aperiódica.


Ambas componentes se determinan según la figura 3:
Figura 3: Determinación de la intensidad establecida y cortada, y del porcentaje de la componente periódica


Los valores normalizados de la componente periódica son los mismos que para la intensidad admisible de corta duración.
  • Intensidad admisible de corta duración asignada
Es el valor eficaz de la corriente que puede soportar un aparato mecánico de conexión en posición de cierre, durante un corto periodo especificado y en las condiciones prescritas de empleo y funcionamiento.



Valores normales de la aparamenta de MT hasta 72,5 kV:



6,3kA - 8kA - 10kA - 12,5kA - 16kA - 20kA - 25kA - 31,5kA - 40kA - 50kA - 63kA - 80kA - 100kA



Nota: El valor elegido de entre los anteriores, debe ser compatible con cualquier otra característica de cortocircuito asignada al aparato mecánico de conexión.



En un interruptor, la intensidad admisible de corta duración asignada, en valor eficaz, debe ser igual al valor eficaz de la componente periódica de su poder de corte nominal en cortocircuito.



Así mismo, el valor cresta de la intensidad de corta duración asignada, debe ser igual al valor cresta inicial de su poder de corte nominal en cortocircuito (IMC).


A partir del poder de corte asignado en cortocircuito y el tiempo de prearco, se puede determinar el (%) de la corriente aperiódica utilizando el gráfico de la figura 4:

· 
  • Poder de cierre nominal en cortocircuito.

Es igual a 2,5 veces el valor eficaz del poder de corte nominal asignado.




REFERENCIAS:

Cuaderno técnico 193, Schneider Electric: Las técnicas de corte en MT


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viernes, 23 de septiembre de 2016

Mantenimiento preventivo de los aceites de Transformadores



Foto: Degradación de los aceites dieléctricos

Se puede realizar un mantenimiento preventivo de los aceites en servicio de Transformadores, sin que los costes de los análisis de control sean excesivos, si se controla de forma periódica un corto número de características bien elegidas. Si estos análisis muestran un comportamiento anormal o dudoso, se deberán entonces investigar la causa mediante la realización de otros análisis complementarios.

Estos análisis periódicos son los siguientes:

  • Aspecto y color
  • Índice de neutralización
  • Tensión de ruptura dieléctrica
  • Factor de pérdidas dieléctricas
  • Contenido en agua

Aspecto y color

Un envejecimiento por oxidación del aceite da lugar a un aumento de color, pasando, de casi transparente amarillento para un aceite nuevo, a un amarillo rojizo o rojo oscuro para un aceite envejecido. La presencia de partículas en suspensión, sedimentos o agua en estado libre puede ser detectada en muchos casos a simple vista.

Sin embargo, no siempre un color fuerte del aceite es debido a oxidación del mismo, ya que este color podría proceder también de la disolución de ciertos materiales, tales como resinas mal polimerizadas.

Índice de neutralización

Indica la presencia de compuestos ácidos producidos por oxidación del aceite, que constituye la etapa previa a la aparición de sedimentos y lodos.

Tensión de ruptura dieléctrica

Indica la propiedad del aceite para soportar la tensión eléctrica a que está sometido en servicio. Una reducción de este valor es debida generalmente a una contaminación por partículas sólidas o por agua en estado libre.

Factor de pérdidas dieléctricas

Se considera un parámetro a controlar para detectar la presencia de impurezas y productos polares debidos al envejecimiento del aceite. Normalmente viene acompañado de un aumento del Índice de neutralización y del contenido en lodos y agua, así como de una reducción de la tensión interfásica.

Contenido en agua

Es una característica a controlar fundamental cuando el valor de la tensión de ruptura dieléctrica es bajo, aunque por su facilidad de determinación puede utilizarse para la predicción de una posible reducción de este valor. Efectivamente, un bajo contenido en agua se asocia generalmente a una tensión de ruptura alta, aunque el aceite esté algo contaminado por partículas sólidas.

Otras características

Si alguna de las características anteriores presenta un valor o una evolución anormal, será recomendable realizar otros ensayos complementarios para buscar la causa de la anomalía, tales como:

  • Sedimentos y lodos precipitables
  • Tensión interfásica
  • Estabilidad a la oxidación

Si el análisis se efectúa después de un fallo en el transformador o el aceite presenta un olor anómalo, se debe controlar, además, el punto de inflamación.

La tabla 1 muestra, en un esquema básico, la información que puede obtenerse de los ensayos.

Sedimentos y lodos precipitables.

Los aceites pueden contaminarse en servicio por partículas sólidas en suspensión, como fibras, óxidos metálicos, etc. Además por la oxidación del aceite se forman lodos que se depositan sobre las bobinas y núcleo del transformador reduciendo el diámetro efectivo de los conductos de circulación, empeorando así la refrigeración.

Los sedimentos y los lodos reducen la tensión de ruptura dieléctrica del aceite.

Tensión interfásica.

La tensión interfásica de un aceite frente al agua es función de la cantidad de compuestos polares capaces de orientarse en la superficie de contacto agua - aceite.

Estos compuestos polares pueden aparecer por contaminación con otros materiales o por reacciones de oxidación del aceite.

Este parámetro se reduce fuertemente al comienzo del proceso de envejecimiento del aceite para luego estabilizarse en un valor bajo.

Esta disminución se acompaña siempre de un aumento de los índices dieléctricos y también del índice de neutralización debido a la presencia de compuestos polares en la oxidación del aceite. Es un resultado difícil de interpretar cuando el aceite está fuertemente contaminado.

Un valor bajo indica un aceite deteriorado. Se expresa en dinas/cm.

Estabilidad a la oxidación.

Esta característica indica la mayor o menor tendencia del aceite a reaccionar con el O2, produciendo compuestos que dan lugar a una pérdida de las características físico-químicas y eléctricas del aceite.

La estabilidad a la oxidación es función de la presencia o ausencia de inhibidores. Un aceite inhibido envejece más lentamente que uno no inhibido mientras que el inhibidor esté presente en el aceite.

El ensayo de oxidación nos permite por la determinación de los ácidos volátiles producidos por la oxidación, conocer el período de vida útil del inhibidor [período de inducción].

Punto de inflamación.

Es la temperatura en º C. a la cual el aceite se inflama. Indica la tendencia a la formación o la existencia en la disolución de gases inflamables a temperatura alta.

En un aceite en servicio indica la presencia de contaminantes volátiles combustibles o de productos de degradación por efecto de temperaturas altas o descargas eléctricas en el aceite.

Tabla 1: Esquema básico de ensayos y su significado

Nota 1: Si tg δ a 90º C es normal y a baja temperatura es anómala, indica agua disuelta. Tgδ1 = tgδ2 · kc (1/T1 – 1/T2); kc = 0,6 – 0,7
Nota 2: Partículas con tamaños inferiores a 15μ y en cantidad no demasiado elevada no afectan la rigidez dieléctrica.
Un aumento en el número de partículas de 0,5 a 2,5 mg/l reduce la tensión de ruptura dieléctrica de 80 a 50 kV.

Frecuencia de los controles

La frecuencia con que deberían realizarse los controles de las características de los aceites en servicio depende del tipo de aparato, de sus condiciones de servicio, del grado de fiabilidad exigido, etc.

Como regla general, se recomienda efectuar estos ensayos con la periodicidad siguiente:

  • A las 24 h. después de llenado y antes de su puesta en servicio.
  • Al cumplir 12 meses en servicio.
  • Después, cada dos años.
Si es posible controlar algunas de las características directamente en el lugar de la instalación del transformador (caso de la tensión de ruptura dieléctrica), se deben controlar estas características con mayor frecuencia.

Cuando alguna de las características se aproxima a valores límites indicados en la tabla 2 se debe aumentar la frecuencia de los ensayos de control adicionales.

Tabla 2: Calificación de los aceites en servicio en Transformadores de Potencia

Nota: las casillas en blanco significan que la característica no es significativa para la calificación del aceite en grupos.

Clasificación de los equipos

Los valores límite recomendados en servicio para las características mencionadas anteriormente así como la frecuencia de los ensayos depende del tipo de Transformador que se va a controlar. 

La clasificación de los equipos se puede ver en el siguiente link:



REFERENCIAS: 

ASINEL: Guía de mantenimiento de los aceites minerales aislantes para Transformadores



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jueves, 22 de septiembre de 2016

Fluctuaciones de tensión: “Flicker”



1 Definición


1.1 Fluctuaciones de tensión


Se dice que hay fluctuaciones de tensión cuando se producen variaciones periódicas o series de cambios aleatorios en la tensión de la red eléctrica.


A su vez, las variaciones de tensión se definen como las variaciones del valor eficaz o valor de pico de tensión entre dos niveles consecutivos que se mantienen durante un tiempo finito no especificado.


Su duración va desde varios milisegundos hasta unos 10 segundos y con una amplitud que no supera el ± 10% del valor nominal.


La Comisión Electrotécnica Internacional (IEC 1000-3-3) y la Norma Europea (EN 61000-3-3) clasifican las fluctuaciones de tensión en cuatro tipos:
  • Tipo a: Variaciones rectangulares de tensión de período constante. Por ejemplo, las ocasionadas por interrupciones de cargas resistivas.
  • Tipo b: Escalones de tensión que se presentan de forma irregular en el tiempo y cuya magnitud varía tanto en sentido positivo, como negativo.
  • Tipo c: Cambios en la tensión claramente separados que no siempre llevan aparejados escalones de tensión. Por ejemplo, las originadas por acoplamientos de cargas no resistivas.
  • Tipo d: Series de fluctuaciones esporádicas o repetitivas. Por ejemplo, las producidas por cambios cíclicos o aleatorios de cargas.

Figura 1: Tipos de fluctuaciones de tensión

1.2.- “Flicker”


El “flícker” es la percepción de la variación de la luminosidad de una lámpara, ocasionada por fluctuaciones de tensión en la red de alimentación eléctrica. Origina en quien lo percibe una sensación desagradable.


El “flícker” depende fundamentalmente de la amplitud, frecuencia y duración de las fluctuaciones de tiempo, con intervalos de tensión que lo causan. Estas oscilan entre los 0,5 Hz y los 30 Hz de frecuencia.


2.- Valores de referencia


2.1.- Medida del “flicker” el “flickermetro”


La Unión Internacional de Electrotermia (UIE) ha elaborado un criterio de evaluación de “flícker” y un medidor de “flícker” o “flickermetro” para su aplicación que ha sido adoptado por la Comisión Electrotécnica Internacional (IEC).


Este medidor permite conocer el nivel de sensación que experimentaría un observador medio en el punto de la red en el que se conecte el medidor. Para ello, se emplea un algoritmo que traduce las fluctuaciones eléctricas existentes en ese punto, en las sensaciones equivalentes que serían percibidas por el sistema ojo-cerebro del observador.


El “flickermetro” proporciona sus medidas en unidades de perceptibilidad (p.u.), siendo el límite admisible de percepción P = 1 (p.u.).


2.2.- Índices para la evaluación del “flicker”


Hay dos índices básicos que se emplean para evaluar la severidad del “flícker”, es decir, la intensidad de la molestia que éste produce, definida de acuerdo con los criterios de la UIE y de la CEI antes mencionados:


• Pst. Evalúa la severidad del “flícker” en períodos cortos de tiempo, con intervalos de observación de diez minutos.


El valor de Pst se expresa en unidades p.u., de modo que, para valores de Pst superiores a 1, se considera que el “flícker” es perceptible y afecta, por tanto, a la visión.

• Plt. Evalúa la severidad del “flícker” a largo plazo, con intervalos de observación de dos horas. Se calcula a partir de doce valores consecutivos de Pst de acuerdo con esta expresión:



Donde Psti (i = 1,2,3,…) son valores consecutivos obtenidos de Pst.

El Plt se ha de calcular a partir de los valores de Pst en una duración adecuada según el ciclo de funcionamiento de la carga, o de un periodo durante el cual un observador pueda ser sensible al flicker, por ejemplo algunas horas (normalmente 2 horas).

El orden de magnitud del límite tolerable es Plt = 0,74.

Cuando hay distintos elementos polucionantes conectados a una misma red, el parámetro Pst global encontrado en el punto dedo se calcula según la regla de suma siguiente:


Habitualmente m = 3, pero pueden utilizarse otros valores. 

2.3.- Niveles de compatibilidad 

Por lo que se refiere a los valores que van a ser expuestos a continuación, se considera que el nivel de Compatibilidad Electromagnética (CEM) no debe superar una probabilidad del 95%. 

  • Fluctuaciones de tensión. Los valores del nivel de CEM dependen del valor de la tensión del sistema de distribución. Actualmente, los niveles de CEM están referidos a variaciones de tensión rectangulares con diferentes tasas de repetición (ver Figura 2). Es posible, no obstante, relacionar los efectos de las variaciones de tensión no rectangulares con dicha curva, utilizando un “flickermetro” o los factores de conversión que se indican en la norma IEC 868 ó en la EN 60868. 

Figura 2: curva límite de la molestia del flicker, indica la amplitud de las fluctuaciones de tensión, en función de su frecuencia de repetición, para una severidad 
del flicker Pst = 1 (según IEC 868). Obsérvese que la 
frecuencia corresponde a dos fluctuaciones.

La Figura 3 muestra las curvas de fluctuaciones de tensión máximas permisibles en lámparas incandescentes (curva 1) la cual se constituye en la línea visibilidad del flicker antes de llegar a ser percibidas por el observador (límite de irritación o molestia) identificada con la curva 2 (basada en la percepción visual).


Figura 3: fluctuaciones de tensión ∆u ( en porcentaje de la tensión nominal), en función del número de variaciones de tensión por unidad de tiempo

Si un observador por ejemplo, está muy cerca de una bomba de calor o del aire acondicionado (equipo) que fluctúa aproximadamente 10 veces por hora, y nota que las lámparas están parpadeando, dicho observador puede asumir (usando la curva 2) que el cambio de la tensión es el orden del 4% (o más).

En muchos casos, los ordenadores pueden ser mucho más sensibles a los cambios de tensión que el ojo humano y en consecuencia, detecta problemas que el ojo no percibe.
  • “Flícker”. La Tabla 1 recoge los valores establecidos del índice de severidad del “flícker” en redes de baja, media y alta tensión, tanto para el intervalo de observación base de diez minutos (Pst), como para períodos largos (Plt).
Nivel
Pst (p.u.)
Plt (p.u.)
Baja Tensión
1
0,80
Media Tensión
1
0,80
Alta Tensión
0,80 a 0,90
0,65 a 0,80

Tabla 1: Niveles de compatibilidad de la severidad de “flicker” en redes de distribución 

Con una probabilidad igual o mayor al 95%, los valores reflejados en la Tabla 1 no deben ser superados durante un cierto período de tiempo. La normativa vigente no fija aún la duración del mismo, pero en general se recomienda que, como mínimo, sea de una semana. 

2.4.- Límites de emisión 

La empresa eléctrica suministradora, de acuerdo con la normativa correspondiente, señala cuál es el nivel admisible de emisión de fluctuaciones de tensión para los consumidores individuales en el punto de conexión común (PCC) con la red de distribución. 


Este límite de emisión debe ser igual o menor que los niveles de CEM. 

3.- Causas que los originan 

Las fluctuaciones de tensión son originadas por los receptores conectados a la red cuya demanda de potencia no es constante en el tiempo. En determinadas circunstancias, y dependiendo de su punto de conexión, pueden dar lugar a “flícker”. 

Los principales dispositivos perturbadores son de tipo industrial: 
  • Máquinas de soldadura por resistencia. 
  • Molinos trituradores. 
  • Ventiladores de minas. 
  • Hornos de arco. 
  • Plantas de soldadura por arco. 
  • Compresores. 
  • Laminadoras. 
  • Máquinas herramientas. 
  • Cargas controladas por impulsos.

4.- Efectos que producen 

Las fluctuaciones de tensión pueden afectar a gran cantidad de consumidores que reciben suministro eléctrico de la misma red. 


Estas fluctuaciones de tensión no suelen tener una amplitud superior a ± 10%, por lo que muchos equipos no se ven afectados por ellas. El “flícker”, que no se puede evitar, es el efecto más perjudicial. 


Los aparatos que producen mayor “flícker” son: 
  • las lámparas de incandescencia y de descarga 
  • los monitores y receptores de televisión. 

5.- Acciones de prevención y corrección 

Como acción preventiva más importante, se puede destacar la determinación de las condiciones de conexión de cargas. Respecto de esta cuestión, se ha establecido un criterio general distribuido en tres etapas, de forma que, cuando las especificaciones requeridas en una de ellas no son satisfechas, se ha de pasar a la siguiente. 
  • 1ª Etapa: Aceptación automática. Es el caso general para equipos cuya potencia es inferior a un límite establecido. 
  • 2ª Etapa: La aceptación depende de las condiciones de entorno en el PCC de la carga que se toma en consideración. Se asigna a cada consumidor conectado en dicho punto una parte de la potencia total disponible, sin que pueda rebasar dicho valor. 
  • 3ª Etapa: Requiere un estudio particular (por ejemplo, sobre la necesidad de emplear un compensador, etc.). Suele ser el caso de grandes cargas especiales, como los hornos de arco. 
Entre las acciones correctoras que se pueden adoptar, cabe citar las siguientes: 
  • Aumentar la potencia de cortocircuito del PCC. 
  • Instalar compensadores que dan lugar a variaciones de signo opuesto a la carga fluctuante, tales como reactancias saturables y condensadores o reactancias controladas por tiristores. Suelen ir acompañados de filtros para armónicos. Es el caso de los SVC (Compensadores de reactancia estática, Static Var Compensators, en terminología anglosajona). 
  • Instalar estabilizadores electrónicos o magnéticos de reactancia saturable. 
  • Conectar condensadores en serie, aumentando así artificialmente la potencia de cortocircuito. Es una solución que se debe adoptar sólo en los puntos de menor tensión de una red. 
  • Evitar la simultaneidad de pulsaciones de las máquinas de soldadura con circuitos de control adecuados. 
Merece una atención especial el caso de los hornos con arco, en los cuales el corrector más generalizado es el compensador SVC. 

También presenta ventajas la instalación de reactancias conectadas en serie con el transformador del horno. 

Todas estas soluciones pueden servir tanto cuando se proyecta la instalación de un equipo nuevo, como cuando se trata de revisar y mejorar uno ya existente. 



REFERENCIAS: 


UNESA: Guía sobre la calidad de onda en las redes eléctricas 
Schneider Electric: Cuaderno técnico 176: Flicker o parpadeo de las fuentes luminosas 



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martes, 20 de septiembre de 2016

Ventajas del aumento de tensión en líneas de distribución con cargas saturadas




Los cambios de la tensión asignada llevados a cabo por las compañías eléctricas españolas en el año 2005 al pasar de 400 V a 420 V en redes trifásicas y 220 V a 230 V en monofásicas, colaboró a descongestionar muchas líneas de distribución que en determinados periodos se encontraban colapsadas por la carga con el consiguiente peligro de sufrir parada en las centrales eléctricas.

La solución puesta en práctica al elevar la tensión de las líneas de distribución dentro de límites tolerables por la reglamentación, aislamientos, etc. tuvo como fin, tal como se va a demostrar, conseguir un considerable aumento de potencia para las compañías eléctricas con pequeños aumentos de tensión. 

Vamos a considerar el caso de una línea monofásica cuyo esquema eléctrico equivalente sería el representado en las siguientes figuras:


U1 es la tensión de alimentación de la red, U2 la tensión en bornes de la carga, I la corriente, R la resistencia de cada cable de alimentación (fase) y cos 𝜑 el  factor de potencia de la carga. El diagrama fasorial sería el representado en la figura.

El valor absoluto de la caída de tensión u es la diferencia aritmética entre las tensiones eficaces al principio de la línea y los bornes de la carga. Es decir:
Habitualmente, la caída de tensión se expresa en tanto por ciento, up siendo entonces:
que también puede escribirse de la siguiente forma:
igualando las expresiones (2) y (3):
llamando a  
                    
Esta expresión nos da, para una caída porcentual, para una resistividad del conductor y para una longitud de línea determinadas, la sección en función de la corriente, la tensión de alimentación y el factor de potencia de la carga. 

Ahora vamos a cuantificar la ventaja que supone, en cuanto a reducción de la sección, el aumento de la tensión de distribución. Si se trata de transmitir una determinada potencia, P, la demandada por los receptores, I1 e I2, para dos tensiones V1 y V2, será:
Donde cos  𝜑 = 1 para corriente continua, K = 1 para distribución en corriente continua y monofásica y K = raíz de tres para corriente alterna trifásica. Como la potencia a transmitir es la misma, P1 = P2 = P, y el factor de potencia es independiente de la tensión, 𝜑1 = 𝜑2, se tendrá que:


relación que es valida tanto para corriente continua como alterna, trifásica o monofásica. De la expresión (4’), la sección necesaria distribuyendo a V1 será S1 y distribuyendo a V2 será S2:

la relación de secciones será:


y teniendo en cuenta la expresión (5) quedará:
como se observa, si se duplica la tensión la sección necesaria se reduce a la cuarta parte.

Llegado a este punto, vamos a plantear ahora la cuestión de la discusión. Se acaba de ver que si se precisa transmitir una determinada potencia P, fija, en función de que se elija una tensión de distribución u otra serán necesarias distintas secciones. Se va a partir ahora de que se dispone de una red ya construida y se desea conocer cuál es la nueva potencia máxima a transmitir si se eleva la tensión de distribución siguiendo el mismo criterio de dimensionamiento que se está siguiendo, máxima caída porcentual de tensión (supuesto que no haya problemas por reglamentación, aislamiento, etc.).

Despejando I de la expresión (4’) dará la corriente (valor máximo) que hace que la caída de tensión al final de la línea sea igual a la caída porcentual admisible. Como esta corriente depende de cuál sea la tensión de distribución se tendrá que alimentando a una tensión V1 la corriente será I1 y alimentando a V2 será I2,
Igual que antes el cos 𝜑 permanece constante y al tratarse de una línea dada, la sección es única. La relación entre corrientes será:
y la relación de potencias:


y teniendo en cuenta el resultado (9):

es decir, si se duplica la tensión la potencia que se puede transmitir se multiplica por cuatro, como se quería demostrar. 

CONCLUSIONES: 

El aumento de tensión en una línea de transmisión conlleva una reducción importante en la sección de conductor necesario para transmitir una determinada potencia y para una línea existente un incremento en la potencia que puede transmitir siguiendo el criterio de máxima caída porcentual de tensión. 

También hubiéramos llegado a la misma conclusión si adoptamos el criterio de la máxima corriente admisible en la línea en lugar de la máxima caída porcentual de tensión.


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sábado, 17 de septiembre de 2016

Cálculo de la corriente de cortocircuito mínima en una red de BT con régimen de neutro TN


En el cálculo de la corriente de cortocircuito mínima se aplican dos métodos:
  • El método de las impedancias, utilizado cuando se conocen todas las características del bucle de defecto incluyendo la de la fuente de alimentación.
  • El método convencional, utilizado cuando no se conoce la corriente de cortocircuito en el origen del cable considerado (al nivel del aparato de corte), ni las características de la alimentación aguas arriba.
El procedimiento lo componen las etapas siguientes:

Etapa 1ª.- Se determina el punto más alejado, aguas abajo, del aparato de corte, receptor o interruptor.
Etapa 2ª.- Se determina la configuración aguas arriba de la red que supone una corriente de cortocircuito mínima:

  • Determinar la fuente de tensión configurable con la más baja corriente de cortocircuito: en general, alternador de emergencia, si existe.
  • Determinar la configuración que se considera la longitud de enlace más importante hasta la fuente de alimentación.

Etapa 3ª.- El tipo de cortocircuito considerado de más bajo valor es el cortocircuito monofásico fase-neutro.
Etapa 4ª.- En el bucle de defecto más largo, se produce el cortocircuito monofásico fase-neutro mínimo, al nivel del receptor más alejado.


Figura 1: Bucle de defecto para un cortocircuito monofásico fase-neutro en régimen TN

L es la longitud del circuito más largo a partir del interruptor automático. Podemos ver que la corriente de defecto circula a través de la fase a lo largo de una longitud L y del neutro a lo largo de una longitud L, después retorna hacia la fuente. La distancia d del interruptor automático hasta el punto de conexión del circuito es muy pequeña.

Etapa 5ª.- Se calcula la corriente de cortocircuito

● Método de las impedancias

El valor de la corriente de cortocircuito monofásica es:

Vn : Tensión simple
Z0 : Impedancia homopolar
Zd : Impedancia directa
Zi : Impedancia inversa

- Si la red no está alimentada por un alternador Zd = Zi
- Si la red está alimentada por un alternador Zi < Zd

Tomando Zi = Zd se minimiza Icc, Con el objetivo de calcular la corriente mínima de cortocircuito, esta aproximación se puede utilizar, incluso cuando la red esté alimentada por un generador.

- En BT, Z0 se aproxima a Zd, se tomará en primera aproximación Z0 = Zd
Obtendremos así una fórmula aproximada de Icc:
Zd es la impedancia directa del bucle de defecto 

Se supone que se conoce la impedancia Zr de la red aguas arriba del dispositivo de corte Zr = Rr + j Xr y la impedancia ZN del neutro aguas arriba del disyuntor ZN = RN + j XN 

Siendo: 

L : longitud del circuito en metros indicada en la figura 1 
SF : Sección de los conductores de fase del circuito 
SN : Sección del conductor neutro del circuito 
λ : Reactancia por unidad de longitud de los conductores 
ρ : Resistividad de los conductores igual a 1,5 veces la de 20 ºC (que reduce al mínimo la corriente de cortocircuito) 

La impedancia del bucle de defecto sería:


La corriente de cortocircuito mínima es:
Vn es la tensión simple de la red en vacío

● Método convencional

Este método no es aplicable en las instalaciones alimentadas por un alternador.

La corriente de cortocircuito viene dada por la fórmula siguiente:


Vn: Tensión simple en Voltios, en servicio normal y en el lugar donde está instalado el dispositivo de corte 
L : longitud del circuito en metros indicado en la figura 1 
ρ : Resistividad de los conductores igual a 1,5 veces la de 20 ºC (que reduce al mínimo la corriente de cortocircuito) 
SF : Sección de los conductores de fase del circuito 
SN : Sección del conductor neutro del circuito

Este método utiliza las siguientes simplificaciones: 

  • Se supone que en el caso de un cortocircuito, la tensión en el punto donde se encuentra el dispositivo de protección es igual a 80% de la tensión asignada. En otras palabras, se supone que la parte del bucle de defecto aguas arriba del dispositivo de corte representa el 20% de la impedancia total del bucle de defecto; 
  • la influencia de la reactancia de los conductores es insignificante para secciones de inferiores a 150 mm2. 
La influencia de las reactancias de conductores se tiene en cuenta para grandes secciones, aumentando la resistencia en un 15% para la sección de 150 mm2, en un 20% para 185 mm2, en un 25% para 240 mm2 y en un 30 % para 300 mm2. 
  • el cortocircuito se supone que es franco, es decir, que no son tenidas en cuenta las resistencias de arco, resistencias de contacto y análogas. 

Ejemplo: 

Sea el esquema de la Figura 2, correspondiente a la configuración de la corriente de cortocircuito más baja en el punto donde se encuentra el receptor. Vamos a calcular la corriente de cortocircuito mínima en el punto donde esta situado este receptor.


Figura 2: Ejemplo de cálculo de cortocircuito mínimo en régimen TN

· Método de las impedancias

- Red aguas arriba


Supongamos que:



- Transformador de 630 kVA, Ucc = 4%


- cable 3 × 95 mm² + 1 × 50 mm² Aluminio
Suponemos que el cable es tripolar, Xl = 0,08 mΩ/m

Por lo tanto se puede determinar la impedancia de la red aguas arriba del interruptor automático D 

Para el cable aguas abajo del interruptor automático D, de 3 × 35 mm² + 16 mm² de cobre:

ρ = 27 mΩ mm²/m 
SF = 35 mm² 
SN = 16 mm²

Suponemos que el cable es tripolar, Xl = 0,08 mΩ/m 

Se tiene entonces:


Método convencional


Se observa en este ejemplo que el método convencional minimiza un 6% el resultado del cálculo de la corriente de cortocircuito mínima. 



REFERENCIAS: 

Cuaderno Técnico nº 158 Schneider Electric: Cálculo de corrientes de cortocircuito 
Guía de instalaciones eléctricas: Schneider Electric 
Guía de protección de redes industriales: Schneider Electric



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