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miércoles, 10 de agosto de 2016

Protección de motores asíncronos




Este Post está limitado a los motores asíncronos de cierta potencia, sea en alta o en baja tensión y en todo caso, a aquellos sistemas de protección mediante relés indirectos, es decir, los conectados al secundario de transformadores de medida.


Como cualquier otra parte del sistema, los motores deben disponer de protección contra cortocircuitos, lo que se logra mediante relés de sobreintensidad y/o diferenciales; pero sin duda, la más específica protección de los motores, es aquélla destinada a prevenir el calentamiento por razones de sobrecarga.



1.- Protección contra cortocircuitos



Como en el caso de los generadores, la protección diferencial resulta muy adecuada, sin embargo su empleo está restringido a motores de gran potencia, sea como fuere no se trata en este post esta protección, porque su esencia es la misma que para los generadores que se expone en el post: “Protección de grandes generadores de corriente alterna” ver en el link:



De no emplearse diferencial, serán necesarios tres relés de sobreintensidad de tiempo inverso con unidad instantánea para faltas entre fases y otro para defectos a tierra. El ajuste de la unidad inversa de los relés de fases estará por encima de la intensidad nominal con un tiempo de funcionamiento tal que permita el arranque del motor. Las unidades instantáneas se ajustarán a un valor mayor que la máxima corriente asimétrica de arranque, siendo así que solamente proporcionarán protección en el caso de faltas muy violentas. El relé de tierra se puede disponer en el circuito residual de los transformadores de intensidad, cuando el neutro del sistema está conectado a tierra rígidamente, o bien, conectado a un transformador de intensidad toroidal que abarque a las tres fases, si el neutro está a tierra a través de elemento limitador (figura 1).

En relación con la figura 1, cuando se utiliza el transformador de intensidad toroidal, la armadura del cable debe ser puesta a tierra como se muestra en el dibujo, de otro modo la corriente de falta retornaría por la pantalla y dejaría inactivo el relé.


Figura 1: Protección de motores con relés de sobreintensidad

El empleo de relés de sobreintensidad con característica normalmente inversa es siempre problemático, ya que, al ajustarlos para arrancar justo por encima de la nominal del motor, en caso de sobrecarga dan tiempos de disparo innecesariamente cortos e incluso hacen imposible el arranque del motor si éste es muy largo. Por otro lado, si elevamos el valor de arranque para resolver el problema, resulta que hay una zona de sobrecarga sin protección que obliga a emplear otros relés para sobrecarga. Frecuentemente se utilizan relés con característica inversa de tiempo largo, que resuelven ambos problemas, es decir, dan protección contra faltas y además la proporcionan contra sobrecargas como se verá más adelante.


Figura 2: Comparación de curvas normal inversa e inversa de tiempo largo


En la figura 2 se muestran dos familias de curvas inversas, la a) normalmente inversa y la b) inversa con tiempos largos. Sobre ambas curvas aparece la de arranque de un motor, y es evidente que con normalmente inversas, en todos los casos no será posible el arranque, en cambio en la figura b), hay al menos ocho posibles curvas de tiempo válidas para un supuesto arranque. Asimismo en b) se ha dibujado la característica de la unidad instantánea ajustada por encima de la intensidad de arranque.



2.- Protección contra sobrecargas


Durante el funcionamiento normal de un motor, tanto en el rotor como en el estator se producen pérdidas de energía que se transforman en calor, en tanto no se rebasen las condiciones nominales y no se produzcan fallos en el sistema de refrigeración, la temperatura de la máquina se mantendrá dentro de los límites admisibles para los aislamientos. Si la carga mecánica aumenta por encima de la nominal, a temperatura se eleva hasta causar un daño irreversible. Los fabricantes proporcionan límites a la sobrecarga en función del tiempo, como en la figura 3, indica la curva de capacidad térmica del motor. Se trata de prever dispositivos de protección capaces de desconectar el motor antes de alcanzar los límites citados.


Figura 3: Protección de motores contra sobrecargas


2.1.- Motor con carga desequilibrada



Cuando las corrientes de línea que absorbe el motor no son iguales y equilibradas, aparece una corriente de secuencia negativa o inversa (I2) que produce un campo magnético que gira en sentido contrario al del rotor, este campo, corta a la periferia del rotor a una velocidad próxima al doble de la sincrónica produciendo un calentamiento anormal.



Los desequilibrios pueden tener su causa en la propia tensión de alimentación, en la diferente reactancia de las fases del motor, etc. Como la reactancia de secuencia negativa es muy pequeña 0,15 a 0,2 p.u. bastará un pequeño desequilibrio en la tensión para que haya una gran intensidad de secuencia negativa.



Los relés de intensidad convencionales no tienen en cuenta el hecho anterior y por tanto no pueden dar protección adecuada si el régimen es desequilibrado.



Para motores importantes, una solución consiste en instalar además de los relés de sobrecarga convencionales uno de sobreintensidad de secuencia negativa como el utilizado para protección de generadores, ver en el post: “Protección contra corrientes de secuencia inversa en grandes generadores” en el link:




2.2.- Condición de rotor bloqueado



Cuando por avería el rotor no puede girar, estando el motor alimentado a su tensión nominal, una corriente importante (igual a la de arranque) fluye por el arrollamiento del motor (figura 3). Como además en máquinas autoventiladas, esta no opera, el tiempo que el motor puede permanecer en estas condiciones es menor que el que pudiera esperarse si con esa corriente el rotor estuviera girando (ventilando). Por lo tanto, un relé de protección que se ciña justo por debajo de la curva de la capacidad térmica del motor no protegerá adecuadamente en la situación comentada.



La solución más común, consiste en un relé instantáneo ajustado un poco por debajo de la corriente de rotor bloqueado, este relé activará un temporizado ajustado al tiempo de duración del arranque normal. Si transcurrido ese tiempo, la intensidad no ha descendido al valor correspondiente a la carga, el relé temporizado disparará el interruptor del motor.



2.3.- Protección de sobrecarga con relés de disco de inducción a tiempo inverso



Como ya se ha indicado, un relé de sobreintensidad de característica inversa de tiempo largo puede dar protección contra sobrecargas en un motor. En la figura 3 con línea de trazos se presenta la característica que más se ajusta sin cruzarse al límite térmico del motor y se advierte que, por ejemplo, para sobrecargas de 1,5 veces la nominal el relé disparará más de cinco minutos antes de lo necesario, por lo tanto, podemos decir que hay un exceso de protección. El problema apuntado, se puede resolver eligiendo en el relé una curva de tiempo más alta de manera que de protección adecuada en la zona lógica de sobrecarga, es decir, entre la nominal y 2 a 3 veces la misma, en cuyo caso la curva del relé cortará a la característica térmica del motor y no dará protección en la zona de bloqueo del rotor teniendo que recurrir a la protección de bloqueo de rotor indicada en 2.2 para proteger esta zona.



Los relés de disco de inducción con característica inversa de tiempo largo, operan en la zona de baja sobrecarga con un par muy pequeño, de tal manera, que cualquier leve agarrotamiento por suciedad u otras causas, conlleva un incremento en el tiempo de operación que a menudo es inadmisible, y este, es el mayor inconveniente para el empleo de estos relés. Ciertamente este tipo de relé, tampoco proporciona protección contra corrientes desequilibradas.



2.4.- Protección de sobrecargas con relés térmicos


Un relés térmico de protección contra sobrecargas, es aquel que alimentado a partir de la corriente de línea del motor reproduce en una imagen térmica la característica de calentamiento del motor. Estos relés proporcionan una buena protección en la zona de sobrecarga discreta pero dan tiempos muy largos en la zona de carga fuerte como se indica en la figura 4.


Figura 4: Protección con relé térmico


Contrariamente a los relés de inducción, los térmicos son más fiables en la zona de baja carga y menos adecuados para cargas fuertes, zona ésta en la que los de inducción son muy seguros. Precisamente por esto, una buena manera de lograr protección adecuada es combinando las ventajas de ambos como se muestra en la figura 5.


El empleo de la protección indicada en la figura 5 está restringido por razones económicas ya que requiere dos relés por fase y aun así tampoco disponemos protección en condiciones desequilibradas.


Figura 5: Protección más completa de motor


2.5.- Protección de mínima tensión



Los motores en general requieren protección contra bajadas de tensión tanto en el arranque como en marcha normal. Durante el arranque el par motor se ve muy afectado por el valor de la tensión, de manera, que si ésta es tan baja que el arranque no ésta asegurado, el relé de mínima tensión debe impedirlo, y en marcha, si desciende la tensión manteniendo la carga en el eje, se puede llegar a la zona de inestabilidad del motor.



No hay reglas fijas para establecer los niveles de tensión límite ya que esto, depende de las características del motor y las condiciones de la carga, pero valores de ajuste muy frecuentes son: 90% para el arranque y 70% para la marcha normal.



2.6.- Resumen de protecciones de motor


En la figura 6 a) y b), se indican esquemáticamente las protecciones recomendadas por un fabricante de motores de inducción de alta tensión, para potencias por debajo a) y por encima b), de 1500 C.V.


Figura 6: Protección de motores = a) inferiores a 1500 CV 

                                                       b) superiores a 1500 CV


3.- Protección de motores con un único relé


Como se ha podido observar, la protección de grandes motores asíncronos es un asunto complejo que requiere el empleo de muchos dispositivos de protección unitarios, la solución a este problema es reagrupar en una sola unidad la mayor parte, aunque no todas, las protecciones requeridas por el motor.



Estos relés operan a partir de las corrientes de línea y básicamente proporcionan las funciones siguientes de protección:

  • Protección contra sobrecargas equilibradas
  • Protección contra sobrecargas desequilibradas
  • Protección contra cortocircuitos entre fases
  • Protección contra cortocircuitos fase tierra
  • Protección contra bloqueo de rotor
  • Protección contra arranques largos
  • Protección contra arranques en monofásico
  • Imagen térmica
Las diferentes unidades de medida, son elementos estáticos en general y solamente los dispositivos de salida de órdenes y eventualmente de señalización son unidades electromecánicas.

En la figura 7 se representa el diagrama de bloques de uno de estos relés.


Figura 7: Relé estático de protección de motores


Brevemente, estos relés, descomponen las corrientes de línea en un filtro para obtener las componentes directa I1 e inversa I2 de la corriente, ambas I1 e I2 se aplican a un dispositivo de imagen térmica, de manera que el efecto de la I2 es mayor que la I1, con ello, se logra una curva térmica que reproduce el calentamiento del motor incluido el efecto térmico de posibles desequilibrios.



La componente homopolar se obtiene desde el circuito residual de los transformadores de medida o bien, desde un toroidal y alimenta una unidad instantánea (ajustable) para proporcionar protección contra faltas a tierra.


La componente I1 se utiliza en otra vía para alimentar una unidad instantánea ajustable para protección contra cortocircuitos entre fases. Igualmente la I2 se utiliza para prevenir la condición de arranque en monofásico.


Figura 8: Curvas de la unidad de imagen térmica


La unidad de imagen térmica tiene unas curvas de respuesta, que en algunos tipos de relé4s son ajustables para poder ceñirse a la característica térmica de cada motor. Una de estas curvas se muestra en la figura 8 las dos curvas del gráfico se refieren al estado frío o caliente del relé. Es importante destacar que cuando se llega al disparo, el relé no permite la reconexión hasta que ha transcurrido un tiempo de enfriamiento.


No obstante la amplia gama de situaciones protegidas por estos relés, en caso de motores de gran potencia, es preciso además instalar protecciones complementarias, tales como diferencial y de mínima tensión, en razón, de que una vez ocurrida la avería hay que intentar disminuir el costo de reparación, y aquí, el tiempo muy corto de actuación de los relés diferenciales es primordial.


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Protección de motores con fusibles



Clasificación de las protecciones de un motor de MT según la naturaleza del defecto y sus regulaciones

























































































































































































































lunes, 8 de agosto de 2016

Mantenimiento e inspección de Centros de Transformación





























Los centros de transformación deben mantenerse en buen estado de conservación y funcionamiento. La incidencia del mantenimiento en la Seguridad para las personas y cosas y el interés general, que lleva implícito su realización, ha impulsado que la reglamentación recoja su necesidad; que se concrete su realización por personas competentes y que mediante inspecciones periódicas se verifiquen sus resultados.

En este sentido la reglamentación básica, que debe complementarse con la específica de los órganos competentes de las Administraciones Autonómicas, es la siguiente:
  • RAT - Reglamento sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en Centrales Eléctricas, Subestaciones y Centros de Transformación (RD 337/2014 de 9 de Mayo, BOE 139 de 9-06-2014). Artículos 17, 19, 20 y 21 
  • Reglamento de verificaciones eléctricas y regularidad en el suministro de energía (Modificación del artículo 92, según RD/724/1979, de 2 de febrero, BOE 7 - Abril 1979).
  • Reglamento electrotécnico para baja tensión (Decreto 842/2002 de 2 de Agosto, BOE 224 Septiembre 2002).
  • Disposiciones mínimas para la protección de la salud y seguridad de los trabajadores frente al riesgo eléctrico (Decreto 614/2001, de 8 de junio - BOE nº 148 21/06/2001).

Mantenimiento
Las operaciones de mantenimiento de los Centros de Transformación deben ser realizadas por personal especializado. Con este fin los titulares de las instalaciones que no dispongan de los medios y organización adecuada, a juicio del órgano competente de la Administración, deberán establecer antes de la puesta en servicio del centro de transformación, un contrato de mantenimiento con persona física o jurídica competente.

Los trabajos de mantenimiento a realizar en los centros de transformación incluyen los controles mínimos y las revisiones detalladas y exhaustivas. Estas últimas se efectuarán sin tensión en el elemento a intervenir y con las precauciones que se indican en el Art. 4.1.5 de la AMYS sobre distancias de seguridad (ver post: “Prescripciones de seguridad para trabajos y maniobras en Centros de Transformación” en el link: 

Toda anomalía detectada, como consecuencia de cualquier revisión u observación, en el estado del centro, del material o de su funcionamiento, deberá ser comunicado a una persona competente a fin de que sea corregida. Cuando el defecto represente un riesgo grave e inmediato para personas o cosas deberá ser desconectada la instalación, hasta que sea resuelta la anomalía.

En las tablas 1 y 2 se recogen los criterios que pueden aplicarse para el mantenimiento de centros de transformación. En la tabla 3 se indica, asimismo, las operaciones más habituales.

En las mencionadas operaciones se emplean los siguientes verbos, definiendo a continuación aquellos que pueden precisar una aclaración:

Comprobar: Verificar, confirmar o examinar la exactitud o medida de un elemento.
Observar: Examinar atentamente.
Reapretar
Apreciar: Estimar, juzgar el estado en que se encuentra.
Limpiar
Corregir
Anotar: Apuntar en el parte existente.
Engrasar
Sustituir/cambiar
Purgar
Medir


En todo caso los criterios indicados podrán ser modificados de acuerdo con las condiciones generales del centro, las instrucciones de los fabricantes de los materiales, las posibilidades de interrumpir el servicio y la experiencia, en cada caso, de la conveniencia y oportunidad de intervenir en cada elemento.

Debe prestarse especial atención a que los elementos de protección estén en disposición de actuar correctamente y no sean motivo de incidencia por funcionamiento intempestivo.

Con objeto de poder programar adecuadamente las operaciones a realizar y su eficacia, es necesario que las distintas intervenciones se anoten en un registro. (Libro de instrucciones de control y Mantenimiento ITC RAT 14, pto. 8).

Tabla 1. Criterios generales para el mantenimiento de centros de transformación


La periodicidad de cada revisión se hará de acuerdo con las características propias de cada Centro atendiendo a:

Contaminación ambiental, grado de carga de los elementos, envejecimiento de los materiales, etc.
En cualquier caso no se deberán sobrepasar las siguientes limitaciones:
Revisión mínima (Trimestral)
Revisión detallada (Anual)
Revisión exhaustiva (Trianual)
Inspecciones periódicas de las instalaciones (RAT – Art. 21)

Para alcanzar los objetivos de proteger a las personas y la integridad y funcionalidad de los bienes y conseguir la necesaria regularidad, se deben realizar inspecciones periódicas de los Centros de Transformación.

Las inspecciones se efectuarán, salvo que se acuerde expresamente lo contrario, con tensión en la instalación, siempre que se observen las condiciones de seguridad establecidas por las disposiciones en vigor. Las inspecciones serán realizadas con periodicidad no superior a tres años.


Serán efectuadas por las Direcciones Provinciales del Ministerio de Industria y Energía, o en su caso, por los órganos competentes de las Comunidades Autónomas o por Entidades de Inspección y Control Reglamentario (ECAS, ENICRES…), legalmente reconocidas, o por Técnicos Titulados de la Empresa propietaria cuando ésta, a juicio del órgano competente, tenga los medios y capacidad necesaria.

Las Direcciones Provinciales del Ministerio de Industria y Energía, o por los órganos competentes de las Comunidades Autónomas efectuarán inspecciones, mediante control por muestreo estadístico, de las inspecciones realizadas por las ECAS, ENICRES o Técnicos de la empresa titular de la instalación.

Si como consecuencia de la inspección se detectaran defectos, éstos deberán ser corregidos en el plazo máximo de seis meses, salvo causas justificadas, a juicio de la Administración o de la Entidad de Inspección autorizada. No obstante en caso de riesgo inmediato, defecto crítico, a criterio de la persona que realiza la inspección, ésta propondrá al órgano competente un plazo más corto para la reparación o, en caso de que apreciase grave peligro de accidente, ordenará la desconexión.

En la tabla 4 se recogen criterios generales que deben aplicarse, de acuerdo con la reglamentación, para las inspecciones periódicas de los centros de transformación.

El órgano inspector conservará acta de todas las inspecciones que realice y entregará una copia de la misma al titular de la instalación y a la Dirección Provincial del Ministerio de Industria y Energía, o al órgano competente de la Comunidad Autónoma (tabla 5).


Tabla 2.- PLANING GENERAL DE MANTENIMIENTO




























Puesta en marcha de un centro de transformación (RAT – Art. 20) 

Para conectar a la red de alta tensión un centro de transformación y cumplidos los requisitos administrativos se procederá a la oportuna revisión. Los puntos mínimos a verificar se detallan en la tabla 6. 

Antes de dar tensión a la instalación se avisará al titular y a todo el personal relacionado con la construcción, mantenimiento y explotación. A partir de este aviso se deberá considerar que la instalación está en tensión, adoptándose las medidas complementarias oportunas (comunicación, sustituir la llave de acceso, colocar la señalización de presencia de tensión, etc.). 


Una vez superada la revisión y desconectada la baja tensión de los transformadores se procederá a dar tensión por el lado de alta tensión. Ésta se mantendrá durante un mínimo de 15 minutos. A continuación se comprobará la tensión de baja tensión (deberá estar comprendida entre U = ± 7 %), la rotación (que se habrá señalizado previamente) y la posibilidad de conectar en paralelo con otros transformadores. Se verificará el funcionamiento de los relés de protección y mandos a distancia.

Posteriormente desconectando la parte de la instalación que sea preciso se normalizarán las conexiones de baja y alta tensión. A continuación se conectará y se hará tomar carga a la transformación. Cuando ésta sea significativa, se observarán los posibles puntos calientes, los ruidos anormales, la existencia de efluvios y el funcionamiento de los controladores. 

Si todo ello es correcto o una vez efectuadas las modificaciones pertinentes, se dará de alta la instalación.

Tabla 3. Operaciones de mantenimiento en los centros de transformación

(1) Se adecuará según resultado de la apreciación / medida.

Tabla 4. Criterios generales para la inspección periódica de centros de transformación



PROCEDIMIENTO DE INSPECCIÓN Y VERIFICACIÓN (ITC RAT 23 Apt. 3.3)

Las inspecciones y verificaciones de las instalaciones se realizarán sobre la base de las prescripciones que establezca la norma de aplicación, y, en su caso, de lo especificado en el proyecto, aplicando los criterios para la clasificación de defectos que se relacionan en el apartado siguiente.

3.3.1 Procedimiento de inspección inicial o periódica.

La empresa instaladora que haya ejecutada la instalación o la responsable del mantenimiento, según se trate de inspecciones iniciales o periódicas, deberá asistir al organismo de control en la realización de las pruebas y ensayos necesarios. En ningún caso esta asistencia supondrá la realización de las operaciones de inspección, medición y control por parte del instalador.

Como resultado de la inspección, el agente encargado de la inspección emitirá un certificado de inspección, en el cual figurarán los datos de identificación de la instalación, la relación de las comprobaciones realizadas, la posible relación de defectos, con su clasificación, y la calificación de la instalación, planes y plazos de corrección que no excederán de seis meses, así como el registro de las últimas operaciones de mantenimiento realizadas por la empresa responsable del mantenimiento de la instalación.

3.3.2 Calificación de la instalación 
La calificación de una instalación, como resultado de una inspección o verificación, podrá ser:

a) Favorable: Cuando no se determine la existencia de ningún defecto muy grave o grave. En este caso, los posibles defectos leves se anotarán para constancia del titular.

b) Condicionada: Cuando se detecte la existencia de, al menos, un defecto grave o defecto leve procedente de otra inspección anterior que no se haya corregido, pero que podría agravarse con el paso del tiempo y poner en riesgo la seguridad de la instalación. 

En este caso:

b.1) Las instalaciones nuevas que sean objeto de esta calificación no podrán ser puestas en servicio en tanto no se hayan corregido los defectos indicados y puedan obtener la calificación de favorable.
b.2) A las instalaciones ya en servicio se les fijará un plazo para proceder a su corrección, que no podrá superar los seis meses. Transcurrido dicho plazo sin haberse subsanado los defectos, el organismo de control deberá remitir el certificado con la calificación negativa a la Administración pública competente.
c) Negativa: Cuando se observe, al menos, un defecto muy grave. En este caso:
c.1) Las nuevas instalaciones no podrán entrar en servicio, en tanto no se hayan corregido los defectos indicados y puedan obtener la calificación de favorable.
c.2) A las instalaciones ya en servicio se les emitirá certificado negativo, que se remitirá inmediatamente, por el organismo de control a la Administración pública competente.

4. CLASIFICACIÓN DE DEFECTOS (ITC RAT 23 Apt. 4)
Los defectos en las instalaciones se clasificarán en: Defectos muy graves, defectos graves y defectos leves.
4.1 Defecto Muy Grave
Es todo aquél que la razón o la experiencia determina que constituye un riesgo grave e inminente para la seguridad de las personas o los bienes.
Se consideran tales los incumplimientos de las medidas de seguridad que pueden provocar el desencadenamiento de los peligros que se pretenden evitar con tales medidas, en relación con:
a) Reducción de distancias de seguridad o del grado de protección a la penetración de cuerpos extraños aplicable.
b) Reducción de distancias de aislamiento.
c) Degradación importante o defecto en el aislamiento. 
d) Falta de continuidad del circuito de tierra.
e) Tensiones de paso y contacto superiores a los valores límites admisibles.
4.2 Defecto grave
Es el que no supone un riesgo grave e inminente para la seguridad de las personas o de los bienes, pero puede serlo al originarse un fallo en la instalación. También se incluye dentro de esta clasificación, el defecto que pueda reducir de modo sustancial la capacidad de utilización de la instalación eléctrica.
Dentro de este grupo, y con carácter no exhaustivo, se consideran los siguientes defectos graves:
a) Falta de conexiones equipotenciales, cuando éstas fueran requeridas. 
b) Degradación del aislamiento.
c) Falta de protección adecuada contra cortocircuitos y sobrecargas en los materiales, en función de la intensidad máxima admisible en los mismos, de acuerdo con sus características y condiciones de instalación.
d) Defectos en la conexión de los conductores de protección a las masas, cuando estas conexiones fueran preceptivas.
e) Sección insuficiente de los cables y circuitos de tierras
f) Existencia de partes o puntos de la instalación cuya defectuosa ejecución o mantenimiento pudiera ser origen de averías o daños.
g) Naturaleza o características no adecuadas de los equipos utilizados.
h) Empleo de equipos y materiales que no se ajusten a las especificaciones aplicables.
i) Ampliaciones o modificaciones de una instalación que no se hubieran tramitado según lo establecido en la ITC-RAT 22. 
j) No coincidencia entre las condiciones reales de la instalación con las condiciones de cálculo del proyecto.
k) Ausencia de las declaraciones de conformidad de los equipos, o falta de veracidad de las mismas.
l) La sucesiva reiteración o acumulación de defectos leves que por efecto de su combinación o acumulación supongan un peligro para la seguridad de las personas o de los bienes
4.3 Defecto Leve.
Es todo aquel que no supone peligro para las personas o los bienes, no perturba el funcionamiento de la instalación y en el que la desviación respecto de lo reglamentado no tiene valor significativo para el uso efectivo o el funcionamiento de la instalación.



Tabla 5. Informe provisional de revisión instalación de Alta Tensión






























Tabla 6. Controles mínimos previos a la conexión de un Centro de Transformación




















































CLASIFICACIÓN DE LOS INSTALADORES Y DE LAS EMPRESAS INSTALADORAS DE ALTA TENSIÓN (IRC RAT 21 pto. 3)

Los instaladores y empresas instaladoras de alta tensión se clasifican en las siguientes categorías:
  • AT1: para instalaciones eléctricas de alta tensión cuya tensión nominal no exceda de 30kV.
  • AT2: para instalaciones eléctricas de alta tensión sin límite de tensión.
En la declaración responsable de la empresa instaladora deberá constar expresamente la categoría en la que puede ejercer su actividad.

MEDIOS TÉCNICOS MÍNIMOS REQUERIDOS PARA LA VERIFICACIÓN O INSPECCIÓN DE INSTALACIONES ELÉCTRICAS DE ALTA TENSIÓN

1. Equipos

En el ANEXO de la ITC 23 del RAT se detallan los equipos de medida y ensayo mínimos. 

Para ciertas verificaciones, podrían ser necesarios otros equipos de ensayo y medida, en cuyo caso podrán ser subcontratadas a empresas especializadas o a laboratorios acreditados según la UNE-EN-ISO/IEC 17025.

1.1. Equipos necesarios para cualquier clasificación de instalador o empresa mantenedora. 
  • Telurómetro. 
  • Medidor de aislamiento de, al menos, 10 kV. 
  • Pértiga detectora de la tensión correspondiente a la categoría solicitada. 
  • Pértigas de puesta a tierra y en cortocircuito. 
  • Multímetro o tenaza, para las siguientes magnitudes:
  1. Tensión alterna y continua hasta 500 V
  2. Intensidad alterna y continua hasta 20 A.
  3. Resistencia.
  • Miliohmímetro con fuente de intensidad de continua de 50 A. 
  • Medidor de tensiones de paso y contacto con fuente de intensidad de 5 A para instalaciones de tercera categoría, y con fuente de intensidad de 50 A para instalaciones de categoría superior. 
  • Cámara de termografía. 
  • Equipo verificador de la continuidad de conductores. 

1.2.- Equipos complementarios para la clasificación de instalador o empresa mantenedora AT2 para comprobar el estado de los transformadores y de los interruptores automáticos.
  • Sistema de medida de la corriente de excitación y pérdidas en vacío de transformadores de potencia. Equipo medidor de relación de transformación y desfase. 
  • Medidor de capacidad y tangente de delta en transformadores. 
  • Medidor de rigidez dieléctrica de aislantes líquidos. 
  • Medidor de tiempos de cierre y apertura de interruptores automáticos. 

Los equipos se mantendrán en correcto estado de funcionamiento y calibración. Cuando se subcontraten ensayos y medidas especiales, el agente encargado de la verificación o inspección comprobará el correcto estado de calibración de los equipos.



2. Equipos y medios de protección individual

Estarán de acuerdo con la normativa vigente y las necesidades de la instalación.



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viernes, 5 de agosto de 2016

Comparativo de los transformadores en baño de aceite (ONAN) con los de silicona (LNAN)




La prohibición de utilizar PCB’s (piralenos) en los transformadores a principio de los años 80, impulsó la investigación de nuevos productos no propagadores del fuego y que, por otra parte, no presentaran problemas ecológicos en caso de accidente. Como resultado de la misma se difundió el uso de los aceites sintéticos de silicona en los transformadores de distribución.

■ Propiedades


Los aceites de siliconas, en general, presentan buenas propiedades eléctricas, no variando éstas prácticamente con la temperatura y poseen igualmente un punto de inflamación (300 ºC a 320 ºC.) sensiblemente más alto que los aceites de tipo mineral, lo que los hace especialmente aptos para instalaciones donde el riesgo de incendio deba ser minimizado.


Según grados de combustión considerados por los Laboratorios U.L. de EE.UU clasificaron las siliconas con valores de combustión comprendidos entre 4 – 5 y la de los aceites minerales entre 10 y 20.


Comparando los valores de combustión del aceite mineral con relación a los de silicona se observa, una favorable actitud de esta última frente al incendio, su calor liberado (propagación del incendio) en caso de pirólisis posee un valor de 32 kJ/g, mientras que el aceite mineral libera una cantidad de calor de 46 kJ/g.


Otras propiedades de los aceites de silicona son:


Inocuidad fisiológica


Gran seguridad de servicio


Buena estabilidad al calor y al envejecimiento


Estabilidad química


Escasa dependencia entre la viscosidad y temperatura.


■  No obstante, tienen los siguientes inconvenientes.

  • El coste máquina es según los casos entre un 30 y un 40% % superior a los de aceite
  • Cabe tener presente especialmente que los aceites de silicona, a pesar de sus excelentes propiedades hidrorrepelentes, son muy higroscópicos y pueden absorber humedad del aire en forma de vapor. Por ello es muy aconsejable que los transformadores que los contienen sean herméticos de llenado integral.
  • Las dimensiones son un 20% superiores con relación a un transformador en baño de aceite de las mismas características debido a su inferior transferencia de calor (la viscosidad y las temperaturas de trabajo son sensiblemente más elevadas que las del aceite mineral siendo la velocidad de circulación de las siliconas 1/5 inferior a la de los aceites minerales) y su mayor coeficiente de dilatación, obligan a que la superficie de radiación de los transformadores en baño de silicona, sean mayores.
  • Precisan mayor mantenimiento que los aceites minerales, al ser preciso vigilar asiduamente el contenido de agua, puesto que ésta, aún en pequeñas proporciones, rebaja sensiblemente el punto de inflamación, reduciendo prácticamente a nada la ventaja fundamental que presenta sobre los aceites derivados del petróleo.
■ Ventajas de instalación y seguridad


Dadas sus cualidades frente al incendio, el RAT (Reglamento sobre Centrales Eléctricas, Subestaciones y Centros de Transformación) en su ITC 14 dispone las siguientes ventajas de instalación frente a los transformadores en baño de aceite mineral:


A) Aptdo. 5.1 (a).- “Cuando se utilicen dieléctricos líquidos con temperaturas de combustión superiores a 300 ºC, se dispondrá un sistema de recogida de posibles derrames, que impida su salida al exterior”.


Como puede observarse en este párrafo, la legislación permite suprimir los dispositivos de recogida (clásicos de los transformadores en baño de aceite mineral) en fosos colectores de capacidad igual al volumen del aceite contenido en el transformador. Obsérvese, además, en el mencionado párrafo que el sistema de recogida propuesto en dicha ITC, sólo debe permitir la recogida de posibles derrames sin mencionar su capacidad, en la práctica se disponen bandejas o muretes en la celda del transformador, este sistema permite simplificar considerablemente la infraestructura de los Centros de transformación y por tanto representa un importante ahorro económico.


B) Aptdo. 5.1 (b.2).- “Si los transformadores o aparatos utilizan un dieléctrico de temperatura de inflamación o combustión igual o superior a 300 ºC (aceite de silicona, aislamiento seco a base de resinas, etc.) podrán omitirse (en referencia a los sistemas fijos de extinción automática contra incendios) las anteriores disposiciones, pero deberán instalarse de forma que el calor liberado no suponga riesgo de incendio para los materiales próximos”


En este párrafo la legislación nuevamente introduce aspectos diferenciales importantes con relación a los transformadores en baño de aceite, de cara a la economía de instalación y en clara alusión a la seguridad que representa el uso de los transformadores sumergidos en baño de silicona con relación a los de aceite mineral, sobretodo en aquellos locales con riesgo de incendio y de pública concurrencia.


En la actualidad las ventajas de los aceites de origen vegetal han desplazado considerablemente el uso de las siliconas líquidas en transformadores (ver post: “Consideraciones sobre los Aceites de origen vegetal en Transformadores” en el siguiente link:


En la tabla siguiente se recogen las principales características de los aceites minerales y los de silicona.




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Ventajas e inconvenientes de los aceites vegetales como dieléctrico y refrigerante de Transformadores

lunes, 1 de agosto de 2016

Factores de carga de los transformadores instalados en CT’s prefabricados



Envolvente de un CT prefabricado

La envolvente de un CT prefabricado es una parte del mismo que provee protección del equipo contra las influencias externas así como un cierto grado de protección contra las aproximaciones o contactos con partes en tensión o en movimiento. 

Clases de envolvente

Es la diferencia del incremento de temperatura en un transformador instalado en el interior de la envolvente y del mismo transformador fuera de la envolvente en condiciones de servicio normales (IEC 61330).

Se han establecido tres tipos de clases de envolventes: 10, 20 y 30, que corresponden a unos valores máximos de diferencias de los aumentos de temperatura de 10 k, 20 k y 30 k. 

A una misma envolvente pueden corresponder varias clases, debidas a diferentes potencias de transformadores y pérdidas del transformador. 


Donde:

ta1:   es la temperatura del aire ambiente de la sala de ensayo

tt1:   es la temperatura del transformador según IEC 60076-2

∆t1:  es el incremento de temperatura del transformador fuera de la envolvente.

Figura 1: Medida del aumento de temperatura del transformador 
al aire ambiente: ∆t1


Donde:

ta2:   es la temperatura del aire ambiente de la sala de ensayo

tt2:   es la temperatura del transformador según IEC 60076 -11

∆t2:  es el incremento de temperatura del transformador en el interior de la envolvente.


Criterio de aceptación: ∆t 10 K, 20 K o 30 K



∆t = ∆t2 - ∆t1 

Clase 10: ∆t ≤ 10 K

Clase 20: ∆t ≤ 20 K

Clase 30: ∆t ≤ 30 K


Figura 2: Medida del aumento de temperatura del transformador 

en una envolvente: ∆t2

Clasificación de transformadores en envolventes

El transformador que corresponde a una potencia máxima nominal de la subestación prefabricada puede tener cargas diferentes para diferentes clases de envolventes y temperaturas ambiente. Esta norma IEC 61330 da un método para definir el factor de carga de transformadores con aislamiento líquido o de tipo seco.

Transformadores con aislamiento líquido


Las curvas de la figura 3 se emplean como sigue:

a) Seleccionar la curva de la clase de envolvente.


b) Seleccionar la temperatura ambiente media conocida para el lugar de la subestación, en el eje vertical


c) La intersección de la línea de la clase de la envolvente y la temperatura ambiente, da el factor de carga del transformador.


Figura 3: Factor de carga de transformador en baño de aceite en una envolvente


Figura 4: Factor de carga de transformador tipo seco en una envolvente

Nota:

En las figuras 3 y 4, se indican una familia de curvas para relaciones de pérdidas en vacío a pérdidas en carga de 1 a 6 para aislamiento líquido y de 1 a 4 para tipo seco.


Se han considerado otros valores y no existe error apreciable por usar una curva. Las curvas son válidas para relaciones entre 1:2 y 1:12.


■ Transformador tipo seco


Las curvas de la figura 4 se emplean como sigue:


a) Seleccionar la curva para la clase de envolvente.


b) Seleccionar la temperatura ambiente media conocida para el lugar de la subestación, en el eje vertical.


c) La intersección de la línea de la temperatura de la envolvente y la temperatura ambiente, da el factor de carga.


NOTA: 


Ante todo y para poder comprender las figuras anteriores, debemos tener presente que la potencia descrita en la placa de características de un transformador es una potencia aparente, es decir, para un cos ϕ = 1 y una temperatura ambiente de 20º C. si variamos estos factores deberemos variar igualmente el factor de carga según se indica en las curvas de las figuras 1 y 2.


Ejemplo 


Se desea conocer la clase nominal de envolvente que requiere un transformador (en baño de aceite o seco) de 1.000 KVA para no exceder la máxima temperatura del punto caliente. En el caso de transformadores con líquido aislante, además de la máxima temperatura del punto caliente, tampoco se deberá superar la temperatura superior del líquido aislante. 

Solución:

Si suponemos una temperatura ambiente de 20 ºC observamos según la curvas de la figura 1 que el transformador en baño de aceite podrá trabajar con factor de carga 1, (despreciando otros factores como son el factor de potencia, cargas armónicas, etc), en cambio solo podremos llegar a un factor de carga 0,9 con una envolvente de clase 10, es decir, por el hecho de instalar el transformador en una envolvente estamos perdiendo rendimiento, por lo que habrá que disponer los medios necesarios (ej. ventilación) para limitar este problema, con una clase 20 de envolvente no podríamos exceder el 80% de carga y el 70% con una de clase 30.

En pleno verano con temperaturas que pueden sobrepasar en algunos puntos de la geografía española los 40 ºC los transformadores pierden rendimiento con la temperatura y experimentan sobrecargas que hacen disparar las protecciones. (Ver post: ¡Mi transformador se calienta mucho, disparan las protecciones y está trabajando a menos del 75% de carga!, en la siguiente dirección: http://imseingenieria.blogspot.com.es/2015/06/mi-transformador-se-calienta-mucho.html

Efectivamente si nos vamos de nuevo a las curvas de la figura 1, ahora la carga admitida por el transformador sería del 88% estando a la intemperie, si está en una envolvente de clase 10 tan sólo podríamos cargarlo al 60% y al 50% en una de clase 20, en clase 30 las curvas no nos dan valores para esta temperatura ambiente.

Si hacemos la misma hipótesis para un transformador seco, observamos diferencias con relación al transformador en baño de aceite, debido a que para una misma potencia, normalmente sus pérdidas son más elevadas y no dispone de un refrigerante de serie como es el aceite o los radiadores, por lo que sus necesidades de ventilación y clases de envolventes son superiores para obtener similares rendimientos dentro de las posibilidades supuestas.

Partiendo, por tanto, de la hipótesis anterior para el transformador de aceite, para una temperatura ambiente de 20 ºC observamos según la curvas de la figura 2 que el transformador seco podría (en caso de que esto fuera posible, ya que los transformadores secos no pueden trabajar a la intemperie) trabajar con factor de carga 1, (con el mismo supuesto de factor de potencia 1), en cambio solo podremos llegar a un factor de carga 0,95 con una envolvente de clase 10, al 90% con una de clase 20 y al 85% con una de clase de envolvente 30.

En verano a temperatura ambiente de 40 ºC, las curvas de la figura 2, nos indican que en una envolvente de clase 10 tan solo podríamos cargarlo al 83%, para las clases de envolventes 20 y 30 las curvas no nos dan valores para esta temperatura ambiente.

Para otras temperaturas ambientes procederíamos de la misma forma. 


REFERENCIA:

Norma IEC 61330: Centros de transformación prefabricados.


POST RELACIONADO:

Potencia suministrada por un transformador con relación a la clase térmica de su envolvente
https://imseingenieria.blogspot.com/2017/07/potencia-suministrada-por-un.html


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