Realización y puesta en marcha de una instalación con régimen de neutro TN

 

En una instalación con régimen de neutro TN:

El punto neutro está unido directamente a tierra (primera letra T).

Las masas de los receptores están unidas al conductor neutro (segunda letra N).

Se distinguen dos esquemas posibles según que el conductor neutro (N) y el conductor de protección (PE) estén confundidos o no.

Primer caso

Los conductores de neutro y protección están confundidos en un sólo conductor llamado PEN. El esquema se identifica con una tercera letra C y se denomina TNC (ver fig. 1)

:

Es recomendable conectar el PEN regularmente a tierra con el fin de limitar su nivel de potencial con relación al suelo (ver § siguiente: Diferencia de potencial a lo largo del conductor de protección – Perturbación de los sistemas de comunicaciones).

Este esquema está prohibido para secciones de cable inferiores a 10 mm2 en cobre y 16 mm2 en aluminio al igual que para las canalizaciones móviles. Está igualmente prohibido su instalación aguas abajo de un esquema TNS.

Figura 1: Esquema TNC

- Diferencia de potencial a lo largo del conductor de protección – Perturbación

de los sistemas de comunicaciones

En los esquemas del tipo TNC y TNS, durante un defecto de aislamiento, se puede desarrollar una tensión importante a lo largo del conductor de protección enlazando la masa del receptor en defecto al circuito equipotencial conectando la interconexión del conjunto de masas de la instalación.

Las masas de los receptores sanos no están sometidas necesariamente a la misma elevación de potencial que la del receptor en defecto. Pero puede aparecer en una diferencia de potencial apreciable entre dos receptores y todas las conexiones de transmisión de la información que conectan estos dos receptores, pudiendo ser perturbados (ver fig. 2).

En el esquema TNC la corriente de desequilibrio de las cargas monofásicas y las corrientes armónicas de orden 3 y sus múltiplos circulan en el conductor de protección PEN) siendo la base de diferencias de potencial. La equipotencialidad de los receptores no estará asegurada y el enlace de las transmisiones de la información conectadas a los aparatos comunicantes puede verse perturbado; el riesgo de perturbación es en este caso permanente (ver fig. 3).

Para simplificar, se supone:

VAD = 0,8V

VDN : despreciable

El conductor de protección PE de la misma longitud y sección que el conductor de fase.

Se tiene entonces: 

Figura 2: Caída de tensión a lo largo del conductor de protección

ΔV: caída de tensión debida a la circulación de corrientes de desequilibrio, armónicos de orden 3 y múltiplos de 3 en el conductor PEN

Figura 3: Efecto de la circulación de corrientes de desequilibrio y corrientes armónicas de orden 3 y múltiplos de 3

Segundo caso

El conductor de neutro y el conductor de protección están separados. El esquema es identificado por la tercera letra S denominándose TNS (ver fig. 4).

Figura 4: Esquema TNS

Las tomas de tierra deben estar repartidas uniformemente a lo largo de los conductores de protección.

En el régimen TN, es obligatorio establecer el régimen TNS para secciones de cable inferiores o iguales a 10 mm2 en cobre o 16 mm 2 en aluminio, al igual que para canalizaciones móviles. Está prohibida la instalación de un régimen TNS aguas arriba de un TNC.

Nota:

Los dos esquemas TNC y TNS pueden ser utilizados en una misma instalación. Pero el esquema TNC (4 hilos) no debe nunca estar instalado aguas abajo de un esquema TNS (5 hilos) (ver fig. 5).

Como se indica anteriormente, la puesta a neutro necesita la creación de un sistema equipotencial para evitar la subida de potencial de las masas y de los elementos conductores durante los defectos fase-tierra. Es consecuentemente, necesario unir los conductores PEN a numerosas tomas de tierra repartidas en la instalación.

Figura 5: Combinación de los esquemas TNC y TNS

Disposiciones generales de puesta en marcha del régimen TN

Las disposiciones generales se enumeran a continuación y están representadas en la figura 6:

- Conectar regularmente a tierra el conductor PE de protección

- Llevar los conductores de protección PE ó PEN al lado de los conductores de fases sin interponer elementos ferromagnéticos o utilizar cables que incorporen conductores de fase y conductores de protección.

- Conectar el conductor PEN en el borne de “masa” del receptor.

- Separación del conductor neutro y del conductor de protección cuando la sección sea ≤ 3 mm2 cobre o 10 mm2 aluminio o en presencia de canalizaciones móviles.

- Disparo al primer defecto de aislamiento por medio de dispositivos de protección clásicos (disyuntores o fusibles).

- Verificación de las condiciones de disparo de los dispositivos de protección.

Esta verificación debe ser realizada en el proyecto de la instalación por cálculo y

en la puesta en servicio por medio de mediciones.

Nota: el conductor PEN no debe ser cortado, ni contener aparellage. Los aparatos de protección deben ser:

- Tripolares cuando el circuito disponga de conductor PEN (esquema TNC).

- Tetrapolares (3P + N) cuando el circuito disponga de un conductor neutro y un conductor PE (esquema TNS).

Figura 6: Puesta en marcha del esquema TN

Disposiciones particulares

o Dispositivo diferencial de alta sensibilidad (ver fig. 7)

La utilización de dispositivos diferenciales residuales (DDR) de alta sensibilidad (≤ 30 mA) es obligatoria en los casos siguientes:

- Circuitos de bases de tomas de corriente asignada ≤ 32 A, cualquiera que sea el local.

- Circuitos de tomas de corriente en locales mojados cualquiera que sea la corriente asignada.

- Circuitos de tomas de corriente en instalaciones temporales.

- Circuitos que alimentan salas de baño y piscinas.

- Alimentación de instalaciones de canteras, caravanas, barcos de recreo, instalaciones foráneas.

Esta protección puede ser individual, por circuito o por grupos de circuitos.

Figura 7: Circuito de toma de corriente

o Caso particular donde una masa o un grupo de masas se conectan a tomas de tierra separadas (ver fig. 8)

Protección contra contactos indirectos por dispositivos diferenciales residuales (DDR) en cabecera de cada grupo de masas conectadas a una toma de tierra separada. La sensibilidad debe ser adaptada a la resistencia rm 2 de la toma de  tierra

Figura 8: Toma de tierra separada

o Prevención de locales con riesgo de incendio (ver fig. 9)

En locales con riesgo de incendio, el esquema TN-C está prohibido, el esquema TNS es el obligatorio; la utilización de dispositivos diferenciales residuales de sensibilidad ≤ 500 mA es obligatoria para la protección de los circuitos.

Figura 9: Local con riesgo de incendio

o Caso donde la impedancia del bucle es particularmente elevada

Cuando el disparo de los dispositivos de protección contra sobreintensidades no puede

ser satisfecho, pueden contemplarse las soluciones siguientes:

· Propuesta 1 (ver fig. 10)

Instalar un aparato con reglaje magnético bajo

Esta solución permite asegurar la protección de las personas para un circuito donde la impedancia del bucle de defecto sea elevada. Pero, será necesario verificar que el aparato no está solicitado por corrientes elevadas en la puesta en tensión de o de los receptores.

Figura 10: Aparato con umbral magnético bajo

· Propuesta 2 (ver fig. 11)

Instalar un dispositivo de corriente diferencial residual. El valor elevado de las corrientes de defecto hace necesaria la utilización de bajas sensibilidades (algunos amperios a algunas decenas de amperio)

Esta solución evita las verificaciones.

Figura 11: Protección diferencial de corriente residual

· Propuesta 3

Aumentar la sección de los conductores de protección (PE ó PEN) o de las fases o ambos simultáneamente hasta que los imperativos de protección de las personas estén garantizados.

· Propuesta 4 (ver fig. 12)

Realizar las uniones equipotenciales suplementarias que contribuyan a la reducción de las impedancias de los bucles de defecto. Su eficacia deberá ser verificada por mediciones.

Figura 12: Uniones equipotenciales suplementarias

o Protección cuando una masa no está conectada a tierra (ver fig. 13)

Es tolerada solamente para locales o emplazamientos secos cuando la realización de una puesta a tierra no es posible.

La utilización de un dispositivo diferencial residual de alta sensibilidad (≤ 30 mA) es obligatoria en la salida correspondiente.

Figura 13: Masa no conectada a tierra

Análisis del contacto indirecto en el régimen de neutro TN (Ver fig. 14)

rN : resistencia de la puesta a tierra del neutro

rS : resistencia del suelo

UC1 , UC2 : tensión de contacto entre masa y suelo

UC4 , UC5 : tensión de contacto entre dos masas simultáneamente accesibles

ABCDEF : bucle de defecto

Figura 14: Tensión de contacto durante un primer defecto (esquema TN)

El principio de la puesta a neutro es el de transformar cualquier defecto de aislamiento en un cortocircuito monofásico fase-neutro. La corriente de defecto no está limitada más que por la impedancia del bucle de defecto ZB = ABCDEF:

con:

Conductores de protección y fases con cable de cobre de 50 mm² y 50 m de  longitud.

Tomando un coeficiente de 0,8 para tener en cuenta las conexiones aguas arriba AB y EF:

Se tiene:

Si se desprecia la impedancia del tramo EF, la masa se pone a un potencial con relación a tierra UC = ZDE · If ,

y:

La tensión de contacto U C4 existente entre dos masas vecinas es igualmente ZDE · If  = 92 V.

Si el conductor de protección es regularmente unido a tierra de manera que se creen zonas equipotenciales, las masas sanas estarán sometidas a elevaciones de potencial despreciable (ver fig. 15)

Figura 15: Tensión de contacto a nivel de una masa sana

En efecto, en estas condiciones, la tensión de contacto que aparece a nivel de una masa sana es igual a la caída de tensión al comienzo de la longitud de la porción del conductor de protección que une esta masa a tierra. Si las tomas de tierra existen en toda la longitud del conductor de protección, la longitud de este tramo es escaso con relación a la longitud del bucle de defecto, si bien la tensión de contacto que aparece a nivel de la masa sana es despreciable.

Una red con una puesta a neutro (esquema TN) es peligrosa ante un primer defecto de aislamiento: el corte de la alimentación es obligatorio ante la aparición de un defecto.

La corriente de defecto es importante, se admite, como en IT, que el corte está asegurado por dispositivos de protección contra defectos entre fases (disyuntores, fusibles). Es imperativo que las condiciones de disparo de estos dispositivos estén verificados. Puede aplicarse el método simplificado expuesto anteriormente en el esquema IT. (ver tabla 1).

En el caso donde el funcionamiento de estos dispositivos no pueda garantizarse debido a los valores elevados de impedancia de los bucles de defecto, es conveniente utilizar otros dispositivos de protección (dispositivos de protección de corriente residual, por ejemplo) o poner en marcha medias particulares (indicadas anteriormente en las disposiciones generales).

Tabla 1: Verificación de las condiciones de disparo en TN

Para verificar las condiciones de disparo, se aplica la ley de Ohm a las salidas afectadas por el defecto, realizando los siguientes supuestos:

1.- La tensión entre la fase en defecto y el PE o PEN en el origen del circuito se toma igual al 80% de la tensión simple nominal.

2.- Para las secciones < 150 mm2, se desprecia las reactancias de los conductores en relación con su resistencia.

3.- El conductor de protección se encuentra al lado de los conductores de fases.

El cálculo muestra que la longitud del circuito no debe ser superior al valor dado por la relación:

Con:

Lmáx. : longitud máxima en metros

V : tensión simple (V =230 V para una red 230/400 V)

Sph : sección de las fases en mm2

ρ : resistividad a la temperatura de funcionamiento normal

SPE : sección del conductor de protección

I magn . I fus : corriente que garantiza el funcionamiento de los dispositivos de protección (disyuntor ó fusible) en tiempos inferiores a los tiempos prescritos en las tablas 2 a y 2 b.

Tiempos teóricos de corte en función de la tensión presunta de contacto

Tabla 2-a: duración máxima de mantenimiento de la tensión de contacto presunta en locales

secos (U L = 50 V)

Tabla 2-b: duración máxima de mantenimiento de la tensión de contacto presunta en locales

húmedos (U L = 25 V)

Imagn . e Ifus. son las corrientes que garantizan el funcionamiento de los dispositivos de protección en tiempos inferiores a los tiempos correspondientes a la tensión de contacto que aparece en el receptor en defecto. Como para el esquema IT la norma IEC 60364 admite el no tener en cuenta la presunta tensión de contacto que aparece durante el defecto y fija los tiempos de corte constantes en dependencia de la tensión nominal de la red (ver tabla 3).

Tabla 3: Esquema TN tiempo de corte máximo IEC-60364

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Fallos en las líneas de suministro eléctrico con redes inteligentes

Una cierta clase de fallos incipientes en los cables subterráneos son consecuencia de la entrada de agua y humedad y la formación intermitente de arcos en los empalmes que se extinguen por sí mismos. El fallo se resuelve rápidamente por sí mismo debido a la presión de vapor, con el resultado de que los dispositivos de protección no entran en funcionamiento; por eso se considera que estos incidentes se resuelven espontáneamente. Como los cables subterráneos son frecuentemente un activo fundamental de la empresa eléctrica, es esencial controlar e identificar estos fallos para la gestión proactiva de los mismos y su mantenimiento predictivo. La supervisión continua y el análisis automatizado de datos con inteligencia incorporada son cruciales para disfrutar de esta funcionalidad de red inteligente.

Figura 1: Ejemplo de fallo incipiente. En este caso se produjo un fallo que se resolvió por sí mismo y que no exigió ningún corte de suministro

En la figura 1 se ilustra un ejemplo de fallo incipiente ocurrido en una línea de suministro. El fallo alcanzó un máximo en 1.287 A y duró 0,22 ciclos sin provocar ningún corte del suministro ni el accionamiento de ningún fusible. Por lo tanto, no se guardó ningún registro en los datos de gestión de cortes. En la supervisión posterior se detectaron otros 140 fallos incipientes similares, hasta que se produjo, nueve meses después, el fallo catastrófico que quemó un fusible de 65 A. Los valores de intensidad y tensión de este incidente final se muestran en la figura 2, donde se observa un pico de avería de unos 5.000 A. Entre el primer incidente y el fallo catastrófico hubo otros fallos incipientes similares con picos de corriente de entre 1.000 A y 3.000 A y con polaridad tanto positiva como negativa. Ninguno de estos incidentes dejó huella en los datos de corte de corriente ni provocaron ninguna interrupción del suministro a los clientes. El análisis de tendencias y la cuantificación posteriores revelaron la evolución progresiva de los picos normalizados hacia el momento del fallo final (figura 3). El pico normalizado aumentó hasta casi tres veces su valor inicial hacia el final del período de supervisión. Esta observación indica que la integridad del empalme del cable se fue degradando con cada nuevo arco.

Figura 2: Vista del fallo catastrófico que siguió a la situación de la figura 1, en el que se observan corrientes trifásicas a, tensiones b, análisis de fasores de corriente c y análisis de fasores de tensión d.

Figura 3: Tendencia de la corriente de falta que provoca el fallo de la figura 2.

Este conocimiento casi en tiempo real de la línea de suministro aumenta el valor de las instalaciones de sensores existentes y es fácil de renovar. Aprovecha el potencial de los datos de subestación que ya están registrando los sistemas de protección digitales pero que siguen infrautilizados. Se obtiene así una capacidad de supervisión permanente. Además, también demuestra que es posible identificar la huella de una clase única de fallos de la línea de suministro que evolucionan a lo largo del tiempo y se repiten en una etapa incipiente hasta provocar una avería real.

Puede realizarse un análisis similar de otros tipos de incidentes de la línea de suministro, en particular de los fallos permanentes de cables subterráneos.

La figura 4 ilustra un ejemplo de avería de un cable lateral de la línea principal que se resolvió con un fusible de 40 A. Recoge las curvas en bruto de los datos de intensidad 4a y tensión 4b, así como las de magnitud del fasor 4c 4d. Las curvas de intensidad muestran el ciclo secundario de los picos de corriente.

Figura 4: Trazados de formas de onda a–b  y de magnitud del fasor c–d para un fallo del cable subterráneo

Gracias al empleo de inteligencia incorporada y al análisis automatizado, este incidente pudo detectarse y confirmarse con los datos de la empresa eléctrica.

Además, este tipo de procesamiento también detecta fallos en la línea de suministro adyacente. La figura 5 ilustra un ejemplo de fallo de un cable subterráneo en una línea adyacente a la supervisada. Las curvas muestran una caída de tensión y su efecto en la forma de onda de la intensidad.

Figura 5: Formas de onda de intensidad a y de tensión b y los correspondientes trazados de magnitud del fasor de intensidad c y de tensión d para un fallo del cable subterráneo en un alimentador contiguo

Por último, también se pueden observar y analizar al nivel de la distribución algunos incidentes de transporte y generación. En la figura 6 se ilustra un ejemplo de fallo en un punto anterior del sistema de transporte. Las curvas revelan caídas de intensidad y tensión en varias fases.

Figura 6: Formas de onda de intensidad a y de tensión b y los correspondientes trazados de magnitud del fasor de intensidad c y de tensión d para un fallo de transmisión aguas arriba

El camino hacia la red inteligente

El camino para conseguir una red inteligente pasa por modernizar una red eléctrica centenaria para satisfacer o superar las necesidades de la sociedad digital y fomentar la participación de los clientes. Esto se consigue en parte asegurando o mejorando la adquisición de datos, la gestión, el transporte, la interpretación y la automatización de los sistemas en su conjunto, desde las instalaciones del cliente final hasta las centrales eléctricas convencionales y renovables. El área clave para esta modernización es la red de distribución y la última milla, que están experimentando un cambio radical en relación con su diseño y su propósito original. Se necesitan medios de comunicación para mejorar la protección, el control y la automatización con distintos niveles de inteligencia para procesar los datos de servicio y actuar con inteligencia, seguridad y a tiempo.

La detección en tiempo real y automatizada de sucesos en redes de distribución, y su notificación casi en tiempo real, son requisitos imprescindibles para alcanzar el objetivo final de pasar a un modo de protección, control y supervisión en bucle cerrado. Esta visión del futuro se materializará si se obtienen datos brutos útiles y se emplean sistemas de inteligencia sin fallos que proporcionen información práctica para tomar las decisiones de control adecuadas mediante una infraestructura de comunicación fiable. Aunque muchos sensores en la red proporcionan más datos, es decisivo extraer de forma oportuna y eficaz la información esencial para lograr realmente los objetivos de la red eléctrica del siglo XXI. Se espera que la integración de dichas funciones en el funcionamiento de la red ayude de forma eficaz a que sea más eficiente, fiable, robusta e inteligente que antes.

 

 

FUENTE:

Transcripción parcial del artículo “Información, no datos” (Revista ABB 3/2009)

Autores:

Mirrasoul J. Mousavi, Vaibhav D Donde, James Stoupis, Le Tang (ABB Corporate Research Raleigh, NC, Estados Unidos). John J. McGowan (ABB Distribution Automation Allentown, PA, Estados Unidos)

 

 

Interfases de Transformadores de distribución (MT/BT)

 

Transformadores en baño de aceite

Las interfases de conexión  de los transformadores en baño de aceite de MT es generalmente realizada por tomas de corriente. Se denominan tomas de corriente a un conjunto de conectores constituidos por pasatapas enchufables.

Figura 1: Pasatapas enchufable (parte fija)

Las interfases de BT son principalmente realizadas por conectores de BT pasa-barras para las potencias superiores a 160 kVA o por pasatapas de porcelana para todas las potencias en MT.

Figura 2: Dimensiones de pasa-barras para distintas  intensidades

Para los transformadores de tipo poste, se utilizan tanto en MT como en BT los pasatapas de porcelana.

Figura 3: Pasatapas de porcelana para transformadores tipo poste

Conforme a la reglamentación vigente, relativa a la protección de los trabajadores y a las condiciones de la instalación, los fabricantes pueden proponer si es necesario cajas de protección para los pasatapas así como enclavamientos de seguridad para los pasatapas enchufables, (ver “Enclavamientos en los centros de transformación MT/BT” en el siguiente link:

https://imseingenieria.blogspot.com/2020/09/enclavamientos-en-los-centros-de.html

Transformadores secos

Los transformadores secos pueden ir equipados por una envolvente metálica de protección, las conexiones se realizan normalmente por la parte superior, sin conectores. Según el estándar del fabricante los terminales de conexión de MT y BT, diametralmente opuestos, van dispuestos directamente en la parte superior de las bobinas o fijados sobre aisladores.

Figura 4: Conexiones de un transformador seco

Cuando el transformador va equipado de una envolvente metálica de protección, los cables pasan a través del techo para conectarlos directamente en los terminales de la parte activa. Los terminales, pueden ir provistos, sobre pedido, de terminales enchufables en MT y pasa-barras en la parte de BT. En este caso, las interfases, son iguales a la de los transformadores en baño de aceite.

Interfases de MT ≤ 24 kV

Terminales enchufables

La versión más corriente para la gama de 100 a 2500 kVA (Un ≤ 24 kV) consiste en utilizar terminales enchufables de calibre 24 kV – 250 A.

Estos terminales enchufables permiten la conexión de un cable de sección comprendida entre 25 mm² y 95 mm² en cobre o en aluminio, con la parte separable a derecha o izquierda.

Excepcionalmente los terminales de 400 A se utilizan para potencias más elevadas o características particulares de cables existentes.

Terminal separable

Dividiendo el terminal enchufable en dos partes, parte fija y parte separable, la parte separable puede ser de tres tipos, Izquierda, recto y en T, en los que la elección se determina en función del sentido de llegada del cable. El terminal en T permite la conexión de un segundo cable o el acceso a un conductor desnudo.

Figura 5: Terminales enchufables parte separable (Izquierda, recto y en T)

Interfases de BT ≤ 1100 V

Los transformadores en baño de aceite de MT están generalmente equipados en el lado de BT  con terminales pasa-barras en cobre estañado, a partir de 250 kVA. (Figura 2).

La solución en terminales de porcelana existe para los transformadores del tipo  poste y transformadores con potencias inferiores a 160 kVA, aunque opcionalmente se pueden adoptar también para transformadores a partir de 250 kVA.

Figura 6: Bornas de porcelana BT

Definición de las redes de Alta Tensión

 

Necesidad de las redes de alta tensión

La cantidad de energía eléctrica a producir y transportar es cada vez más importante ya que se duplica aproximadamente cada 10 años. Este transporte en ocasiones debe realizarse a distancias extremadamente largas ya que las reservas hidráulicas suelen estar alejadas de los puntos de consumo, al igual que las centrales nucleares ubicadas en emplazamientos concretos (necesidad de importantes fuentes de refrigeración).

Como resultado, se ha tenido que realizar el transporte de energía eléctrica con tensiones cada vez más altas. En efecto, el costo de transporte, función del voltaje utilizado, se puede estudiar a partir de la siguiente relación:

Costo = C₀ + C₁U + C₂S + C₃

Siendo:

C₀ + C₁U + C₂S = Costo de transmisión

C₀: es un término fijo que no depende de la tensión utilizada,

C₁U: costo de construcción directamente relacionado con la tensión de la red de transporte (altura de las torres, dimensiones de los aisladores, etc.),

C₂S: costo de construcción en función de la sección de los conductores,

C3: representa el costo de las pérdidas debidas al funcionamiento.

La Figura 1 muestra curvas tomadas de un estudio sueco, que representan las variaciones en el costo, para una potencia dada, en función de la tensión.

Se observa que el costo es mínimo para un cierto valor U de la tensión que representa la tensión óptima de la tensión de transporte para la potencia considerada.

Por otro lado, a medida que aumenta el nivel a transportar P, el valor de la tensión de potencia óptimo aumenta aproximadamente como √P. La ley de duplicar la potencia cada 10 años lleva a duplicar la tensión de las redes de transporte cada 20 años.

En cada país, durante la extensión de las redes, los niveles de tensión aumentaron. La IEC ha estandarizado un cierto número de valores entre los que los operadores de red deben elegir según las distancias y las potencias a transportar (tabla 1).

Tensiones normalizadas para redes de alta tensión (Tabla 1)

Función de las redes de alta tensión

Hay cuatro funciones principales:

■ Transporte,

■ Interconexión

■ Función mixta de redes malladas,

■ Distribución.

Redes de transporte

Se utilizan únicamente para transportar energía desde el lugar de producción hasta el punto de consumo, lejos unos de otros.

Se pueden dar 3 ejemplos típicos:

■ Red rusa

500 kV - 1400 MW, 800 km - Trayecto Volgograd, Moscú funcionando desde 1955.

■ Red sueca

420 kV que transporta la energía de los recursos hidráulicos en el norte de Suecia hasta el sur; en funcionamiento desde 1945.

■ Red canadiense

Hydro-Quebec - Churchill Falls (norte de Quebec) - Montreal, 4 líneas 735 kV - 3000 MW, 800 km.

Estas redes generalmente tienen una estructura simple constituida por estaciones transformadoras elevadoras en el extremo de la fuente, líneas y estaciones reductoras a nivel de los centros de consumo.

En ocasiones, las estaciones de conmutación son necesarias y se colocan en puntos intermedios (fig. 2).

Redes de interconexión

Puede resultar ventajoso interconectar dos redes establecidas entre dos centros de producción y dos centros de consumo (fig. 3). 

Hay dos ventajas principales:

■ Seguridad de suministro

En caso de avería de uno de los dos centros de producción, el suministro lo proporciona la segunda fuente.

■ Economía en equipos

El consumo en una región industrial varía, no sólo a lo largo de un año, sino también a lo largo de un día. Por lo tanto, para una red no interconectada, es necesario prever las denominadas centrales "de puntas" para satisfacer las necesidades en cualquier momento. Si no hay coincidencia entre las horas punta para dos redes vecinas, un aporte de energía de una a otra, por interconexión, permite el funcionamiento sin el aumento de equipos.

Ejemplo: Interconexión de todas las redes europeas a través de redes de 400 kV.

Redes mixtas o malladas

Hay plantas de producción y centros de consumo vinculados entre sí, estas redes ya no son tan simples. Se pueden citar como ejemplo las redes francesas de 225 y 400 kV.

Redes de alimentación para grandes consumidores de energía

Las redes de muy alta tensión son redes de distribución para grandes consumidores como las industrias del acero y química o incluso grandes áreas urbanas (fig. 4).

Figura 4: Red de alimentación de una gran ciudad

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El Transformador (Presentación Powerpoint)

F 

Construcción de bobinados de aluminio en Transformadores

 

Al margen del precio estable y favorable del aluminio con relación al cobre, el uso de planchas de aluminio ha introducido nuevos procesos en la construcción de transformadores, tanto desde el punto de vista del diseño como de la fabricación. Con este tipo de arrollamiento se obtiene un buen coeficiente de llenado debido a la coincidencia del aislamiento del conductor y de las capas (fig. 1). 

1.- Bobinado clásico con hilo redondo

2.- Bobinado clásico con conductores planos

3.- Bobinado con plancha de aluminio

a.- aislamiento de los hilos

b.- aislamiento de las capas

Figura 1: Bobinados clásicos y bobinados con plancha de aluminio

Esto es especialmente cierto para los devanados de baja tensión donde las láminas de aluminio se extienden a lo ancho del devanado. Para los bobinados de alta tensión y baja corriente, la plancha de aluminio es muy delgada por lo que el coeficiente de llenado se deteriora. En tales casos, a menudo es preferible enrollar conductores redondos de aluminio o incluso de cobre, en capas superpuestas, o bien, utilizar bandas de aluminio cuando la corriente es más elevada. La figura 2 muestra los devanados de aluminio, a saber: a la izquierda, un devanado de baja tensión con chapas de aluminio, a la derecha, un devanado de alta tensión con conductores redondos de aluminio (para bajas intensidades), enrollados en el aislamiento principal y directamente en el devanado de baja tensión, abajo, devanado de alta tensión en bandas de aluminio terminado (para altas intensidades). En la figura 3 puede observarse la construcción del bobinado de alta tensión solapándose con el aislamiento de cada banda de aluminio.

Figura 2

Figura 3

Las espiras o bandas de un bobinado de aluminio pueden aislarse unas de otras de muchas formas. El aislamiento puede ser muy delgado, porque entre ellas solo existe la tensión por espira. Sin embargo, es necesario que en los bordes, es decir en las aristas de cada plancha, el aislamiento tenga, desde un punto de vista eléctrico y mecánico, el mismo valor que en el interior del arrollamiento. Se debe prestar especial atención a la rigidez dieléctrica, en las caras laterales de la bobina. La forma más sencilla es utilizar papel para el aislamiento de las capas. El papel es sólido y barato y permite resolver el problema de los bordes con un ligero rebasamiento de las aristas de las planchas en el sentido axial. Sin embargo, el papel, al ser grueso, sólo es adecuado para espesores de hoja relativamente grandes, es decir, especialmente para bobinados de baja tensión. Para planchas más delgadas, es necesario adoptar un aislamiento de menor espesor. Para ello, se puede utilizar un barniz o impregnación de resina (Figura 4). Pero el espinoso problema de los bordes no desaparece.

Figura 4

Una bobina aislada de esta forma es muy sensible a los daños mecánicos, se recomienda impregnar minuciosamente los bordes, total o parcialmente, con resina. La bobina de aluminio así preparada es especialmente adecuada para transformadores secos (sin aceite). También se puede conseguir un aislamiento de espiras muy finas mediante láminas sintéticas.

También se obtiene muy buen aislamiento mediante la oxidación anódica de la superficie de la banda de aluminio. La capa de óxido obtenida tiene una alta rigidez dieléctrica y mayor estabilidad a la temperatura que el aluminio. El alto costo de este aislamiento solo se justifica si la resistencia a altas temperaturas es importante, por ejemplo, para transformadores secos con altas temperaturas de servicio.

Considerando las fuerzas que aparecen en una bobina de banda de aluminio durante un cortocircuito, se puede observar un efecto muy favorable en todo el ancho de la bobina con respecto a las fuerzas axiales. Estas fuerzas apenas aparecen, porque el equilibrio de los amperios-vueltas con respecto a los demás devanados se puede ajustar de forma independiente. Con el bobinado de planchas, la compensación axial del bobinado en espiral ya no es necesaria. Con grandes secciones de conductores, esta compensación puede conducir a una fuerte asimetría axial y, por lo tanto, a fuerzas axiales adicionales (Fig. 5).

1.- devanado de alta tensión

2.- devanado de baja tensión en espiral

3.- devanado de baja tensión en banda (planchas de aluminio)

F.- Fuerzas axiales

Figura 5.- Comparación de un devanado de baja tensión, en espiral, bajo la actuación de fuerzas axiales, con un devanado de baja tensión en bandas de aluminio no aparecen fuerzas axiales.

 

El bobinado de planchas de aluminio también tiene ventajas en términos de calentamiento y enfriamiento, las hojas superpuestas tienen, debido a su aislamiento muy delgado, una gran superficie de contacto común que, por un lado, asegura una buena disipación del calor en el sentido radial y, por otro lado, evita la formación de calor en determinados puntos. El problema de los puntos calientes casi desaparece por completo. Durante fuertes sobrecargas de corta duración, la evacuación del calor disipado se realiza rápidamente.

Las sobretensiones a la que se somete un arrollamiento de plancha de aluminio es muy favorable, ya que solo se manifiesta la tensión por espira entre dos capas; por otro lado la fuerte capacidad de acoplamiento, entre las diferentes capas, permite una repartición casi lineal de la tensión durante la aparición de ondas de frente muy escapado.

La construcción de un bobinado de plancha o banda es más sencilla y rápida que la de un bobinado convencional. La plancha simplemente se enrolla con su aislamiento. Todo el proceso de bobinado se limita a un movimiento de rotación, se eliminan los trabajos y movimientos en dirección axial. Es posible la automatización del proceso de bobinado.

Técnicas de ensamblado del aluminio y de la banda de aluminio

La realización de contactos entre conductores de aluminio precisa cuidados especiales;

También es necesario estar muy atento a la elaboración de contactos entre un conductor y una plancha o banda.

Los conductores de aluminio grueso se pueden remachar fácilmente. Especialmente en conductores de conexión de alta corriente. Con los contactos obtenidos mediante remaches, si la presión o la tracción son demasiado grandes, el aluminio se deforma. Por lo tanto, con contactos remachados, se debe tener cuidado de que la presión de sujeción no sea demasiado grande. Se recomienda utilizar elementos intermedios a resorte (arandelas cóncavas). Para tener una superficie de contacto limpia, es importante primero tratarla. Un contacto remachado garantiza una gran solidez, un montaje rápido y una buena conductividad. Se pueden conectar conjuntos de conductores de diferentes espesores. Este principio también hace posible combinar conductores de aluminio y cobre, con la condición de que estén sumergidos en aceite.

La soldadura en una atmósfera controlada de gas inerte (TIG) da muy buenos resultados, por ejemplo al producir con una corriente alterna un arco entre un electrodo de tungsteno refractario y la pieza a trabajar. El baño de fusión está protegido contra la oxidación por una envolvente de un gas raro que fluye alrededor del electrodo. El metal de aportación se suministra mediante varillas metálicas. Los procesos de soldadura con gas protector y electrodos fusibles son muy conocidos. Si las planchas no son demasiado delgadas, se pueden soldar rápidamente y bien. La soldadura autógena también se utiliza para el aluminio. Sin embargo, se requiere cierta habilidad para evitar perforaciones causadas ​por el metal fundido.

 

Figura 6.- Soldadura TIG de un terminal a la banda de aluminio de baja tensión

La soldadura blanda no es adecuada para ensamblar piezas de aluminio, sin embargo, ocasionalmente se utiliza.

La soldadura en frío es uno de los métodos de ensamblaje. Al hacer que el material fluya por presión en un punto concreto, se logra una soldadura perfecta. Este método funciona muy bien con planchas bastante delgadas; incluso es posible, utilizando capas intermedias de pequeñas láminas de Eloxal, ensamblar planchas o bandas de aluminio con perfiles de cobre (p. ej. para las conexiones). La gran ventaja de este proceso es que no se produce calor.

 

 

PARA SABER MÁS:

“Bobinados de aluminio en transformadores” en el siguiente link:

http://imseingenieria.blogspot.com.es/2015/09/bobinados-de-aluminio-en-transformadores.html

Devanados de Transformadores (Parte 1ª)

https://imseingenieria.blogspot.com/2016/12/devanados-de-transformadores-parte-1.html

 

Hoja de cálculo de los valores de resistencia obtenida por los diferentes electrodos de puesta a tierra

 

Como  complemento al artículo “Estudio del terreno como conductor: Resistencia de tierra” publicado en el link:

https://imseingenieria.blogspot.com/2020/09/estudio-del-terreno-como-conductor.html

La presente hoja de cálculo, determina, conociendo previamente la resistividad del terreno, los valores de la resistencia obtenida por los siguientes electrodos de puesta a tierra: 

• Conductores enterrados horizontalmente, dependiendo de su longitud.
•  Placas enterradas superficialmente y profundamente, dependiendo de su número y perímetro.
• Picas verticales, dependiendo de su número., longitud y separación entre ellas.
•  Mallas de tierra, dependiendo de su superficie y la longitud total que forman la malla.

En hojas anexas se dan valores aproximados de la resistividad de diferentes terrenos según su composición.

Dirección para la descarga de la hoja de cálculo:

https://www.mediafire.com/file/cxg01fjlmew2rii/calculo-pat.xls/file