Ventajas e inconvenientes de los sistemas de tierra de Protección y Servicios separados

Figura 1: Subestación con tierras de protección y servicio separadas

Cuando Las tierras de protección y servicio están separadas, y se produce un defecto en una autoválvula, el potencial que adquiere el electrodo al que se encuentre conectada será U₀.

Si, como obliga el RAT ITC 13 (Apartado 6.2 d), las autoválvulas y descargadores deben ser conectados a una tierra de servicio, diferente de la Tierra de Protección y alejada suficientemente de ella, el potencial que adquiere esta tierra es U0.

Inconvenientes 

En el caso de descarga a tierra a través de la autoválvula debido a una sobretensión que puede ser creada en la línea a mucha distancia, la diferencia de potencial entre los puntos D y T puede resultar elevada y existe peligro de cebado de arco del devanado a la cuba. Si la autoválvula se hubiese unido a una tierra separada, el potencial de esa tierra, probablemente de resistencia elevada, cuando se produce la descarga a su través sería U0, mientras que los potenciales de D y T serían de un valor muy reducido, independiente de U0. No existiría peligro de perforación de los aislamientos del transformador. Es el mismo caso que si se uniera a una tierra general.

Figura 2: Centro de Transformación con tierras de protección y servicio separadas

En el caso de un CT donde los sistemas de Tierra de Protección y Tierra de Servicio se encuentren separados, alejado el punto N, cuando se produce un defecto a tierra a través del Sistema de Tierras de Protección, cuyo potencial absoluto para este caso será U₀ = Ipt · Rct., el punto N adquiere el potencial Un, en función de la distancia a que se encuentre de la Tierra de Protección, del valor de la intensidad de puesta a tierra y de la resistividad del terreno.

Si el bastidor del cuadro de BT se une a la Tierra de Protección (RAT ITC 13, Apartado 6.1), la diferencia de potencial que puede aparecer entre conductores y bastidor será U₀ – Un. El conductor (aislado) de puesta a tierra del neutro tendrá un aislamiento capaz de soportar U0 – Un en la zona de cruce con la Tierra de Protección.

El aislamiento del equipo de BT deberá poder soportar la diferencia de potencial U₀ – Un, (RAT ITC 13 Apartado 7.7.2 c).

Debe prestarse especial atención a las tensiones de paso en el interior del CT y a las Tensiones de Contacto en el entorno de las vallas y cierres metálicos, así como en los cuadros de BT. En general, será necesario y suficiente con recurrir a la malla equipotencial.

Figura 3: Perfil de distribución de potenciales en un Centro de Transformación para

una dirección cualquiera, con y sin malla equipotencial 

El perfil de tensiones en el suelo corresponde al caso en que la puerta (metálica) se encuentra puesta a tierra, así como la valla de protección del transformador. El gradiente de potencial más elevado cabe esperar encontrarlo en las zonas limítrofes a la citada valla y a la puerta Figura  trazado naranja).

La curva de trazo y punto representa el supuesto de que entre la valla de protección y la puerta se coloque embebida en el suelo una malla equipotencial unida al electrodo de Puesta a Tierra de Protección. El Gradiente de Potencial más elevado se encuentra en la zona de acceso a la plataforma que contiene la citada malla equipotencial.

Figura 4: P. a T. del Cuadro de BT separada de las tierras de protección y servicio

En el caso de la figura 4, (cuadro de BT conectado a una tierra separada de la Toma de Tierra de Protección y de la Toma de Tierra de Servicio), cuando por el electrodo de la Toma de Tierra de Protección de difunde la intensidad de puesta a tierra, que coincide con la intensidad de defecto, Ipt = Idef, el potencial del electrodo es U₀. Para este mismo caso, el potencial del sistema de neutro es Un. Si se dispone una nueva tierra, a la que se conecta el cuadro de BT en el punto K (distante), el potencial que adquiere este punto será U_K para la situación anterior.

Existirán diferencias de potencial entre ellas, de valores U₀ - Un, U0 – U_k, Un – U_k. No es una solución razonable ya que necesita tres sistemas de tierras, y además no está contemplada en el Reglamento (RAT).

El conductor (aislado) de Puesta a Tierra del Neutro, deberá tener un aislamiento capaz de soportar U₀ - Un en la zona de cruce con la tierra de protección.

El aislamiento del equipo de BT deberá soportar la diferencia de potencial U₀ – Uk (RAT ITC 13 Apartado 7.7.2 c).

La situación da lugar a Tensiones de Contacto, en el entorno del cuadro de BT, inferiores al caso anterior, pero aparecen diferencias de potencial adicionales valla-cuadro, canalizaciones metálicas-cuadro, etc.

Figura 5: Disposición de P. a T. del cuadro de BT. cuando este no alcanza los niveles de aislamiento en caso de defecto

El caso de la figura 5 se produce cuando el aislamiento propio del cuadro de BT (Uensayo) no alcanza el valor necesario de aislamiento en caso de defecto. El conductor aislado de Puesta a Tierra de Neutro, tendrá un aislamiento capaz de soportar U₀ - Un en las zonas de cruce con el electrodo de Puesta a Tierra de Protección.

El cuadro de BT deberá estar aislado respecto de la pared con el valor U₀ - Un

El caso está contemplado en el RAT 13, Apartado 7.7.2 c, al señalarse allí que si el aislamiento propio del equipo de baja tensión es inferior al valor U₀ - Un, entonces los elementos conductores del mismo que tienen que conectarse a tierra, tales como chasis de cuadros, carcasas de aparatos, etc, deberán montarse sobre aisladores con un nivel de aislamiento correspondiente a U₀ - Un y luego se conectarán a la tierra del neutro de BT, que no es ninguno de los casos anteriores, donde todos estos aparatos se conectaban a la Puesta a Tierra de Servicio, y que es lo que se practica normalmente ya que el aislamiento de los equipos de BT siempre es mayor que U₀ - Un.

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Ventajas e inconvenientes de los sistemas de tierra de Protección y Servicios conectados entre si

Figura 1

Cuando las tierras de protección y servicios de una Subestación o Centro de Transformación están interconectadas, supone su unión a la red general de tierras.

Si, como obliga el Reglamento de Alta Tensión (RAT ITC 13), las autoválvulas, pararrayos o descargadores de sobretensión deben estar conectados a una tierra de servicio, quedando, por tanto, unidos a la red general de tierras (única que existe).

Ventajas 

En el caso de descarga a tierra a través de las autoválvulas debido a una sobretensión originada en la línea y a mucha distancia, la diferencia de potencial entre los puntos D y T es prácticamente nula y no existe peligro de cebado de arco del devanado del transformador a la cuba (figura 1). Si la autoválvula se hubiese unido a una tierra separada, el potencial de D sería, sensiblemente el de esa tierra, probablemente de resistencia elevada, cuando se produce la descarga a su través, mientras que el potencial de T sería de un valor muy reducido. Existiría, por tanto, peligro de perforación de los aislamientos del transformador.

Figura 2

En el caso de un Centro de Transformación. El potencial absoluto del electrodo en durante un defecto a tierra (donde Ipt = Idef), es U0 = Ipt · Rct.. Como la valla de cierre y la envolvente del armario de BT han de unirse a la red general de tierras, el potencial de la malla y del armario (chasis) será U0 (figura 2).

Inconvenientes

Pueden aparecer tensiones de contacto peligrosas en el entorno del cuadro de BT, que se evitan con la malla equipotenciadora (figura 3).

También en puntos lejanos puede aparecer el potencial U₀ llevado a través de las salidas de BT, creando peligrosas tensiones de contacto. Todo ello se entiende sin que el transformador esté en servicio.

El aislamiento de los equipos de BT debe estar previsto para que sea superior a U₀.

Como ya se ha comentado, esta solución (una tierra general), solo es recomendable cuando puedan garantizarse valores muy bajos de Rct.

 Figura 3

Cómo evitar disparos intempestivos en dispositivos diferenciales residuales (DDR)

·         Desequilibrio de corrientes capacitivas

Las cargas y las canalizaciones monofásicas implican naturalmente desequilibrios de corriente capacitivas que pueden provocar el funcionamiento de los dispositivos diferenciales de alta sensibilidad (IΔn ≤ 30 mA).

Este problema se soluciona subdividiendo los circuitos dispuestos aguas abajo de un DDR de alta sensibilidad con objeto de reducir el desequilibrio y así evitar los disparos intempestivos.

Se tendrá en cuenta que el desequilibrio de corrientes capacitivas de los circuitos dispuestos aguas abajo de un DDR no deben sobrepasar la mitad de la corriente de regulación del DDR.

Por ejemplo:

Figura 1: Desequilibrio de corrientes capacitivas

·         Disparos por simpatía

En un defecto de aislamiento la corriente capacitiva se reparte en las salidas sanas pudiendo provocar el disparo de los dispositivos diferenciales instalados en estas salidas.

La solución consiste en limitar la longitud de las canalizaciones y el número de receptores dispuestos aguas debajo de un dispositivo diferencial de alta sensibilidad.

Se tendrá en cuenta que la corriente capacitiva de una salida no debe sobrepasar una cuarta parte del nivel de regulación del DDR que asegura su protección.

Esta regla permite tener en cuenta las corrientes capacitivas transitorias que se producen en la puesta en tensión de los receptores y durante algún defecto de aislamiento, esta regla permite igualmente resolver el problema de los desequilibrios de corrientes capacitivas.

Los valores de las corrientes capacitivas que se cierran por una salida sana pueden ser evaluadas por medio de las expresiones siguientes:

·         Esquema IT trifásico sin neutro                 I_C = 3 CwV

·         Esquema IT trifásico + neutro                   I_C = 4 CwV

·         Esquema IT monofásico                           I_C = 2,5 CwV máx.

·         Esquema TT trifásico sin neutro                I_C = 3 CwV

·         Esquema TT trifásico + neutro                  I_C = 4 CwV máx.

·         Esquema TT monofásico                          I_C = CwV máx.

·         Esquema TN trifásico sin neutro               I_C ≈ CwV

·         Esquema TN trifásico + neutro                 I_C = CwV

·         Esquema TN monofásico                         I_C = CwV

Figura 2: Red trifásica – disparo por simpatía

Figura 3: Red monofásica – disparo por simpatía

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Nuevos materiales en los arrollamientos de Transformadores de Potencia

Las investigaciones destacan la búsqueda de propiedades específicas orientadas a alcanzar la eficiencia global del proceso en aspectos como la resistencia a altas temperaturas, resistencia mecánica, resistencia a la corrosión, así como eficiencia energética a la par de la reducción del peso,  la densidad, o bien, la capacidad  conductora  de electricidad ampliada. Específicamente tratándose de transformadores de potencia las mejorías en las características de los materiales y accesorios  necesariamente serian del material del núcleo, los conductores, aislamientos sólidos, líquido aislante/refrigerante, acero estructural y accesorios.

Una de las perspectivas más próximas en el tiempo consisten en el cambio de proyecto, y en esta línea uno de los grandes fabricantes de equipos eléctricos anuncia la fabricación de un nuevo  tipo de transformador de alta tensión sin aceite (seco)  transformador Dryformer, proyectado en primer lugar para tensiones del primario de 36 a 145 kV y potencias nominales de hasta 150 MVA. Este difiere de los transformadores convencionales en el tipo de arrollamiento que estará formado con conductores circulares aislados por polímeros y capas semiconductoras (figura 1).

Figura 1: Constitución del conductor circular

En los transformadores de potencia convencionales se utilizan conductores rectangulares en los arrollamientos con el fin de maximizar la intensidad nominal. Esto da lugar a una distribución del campo no uniforme, con una alta intensidad del campo magnético en las esquinas. Para reducir al mínimo las pérdidas por corrientes de Foucault en el arrollamiento, los conductores deben ser transpuestos de forma muy elaborada a lo largo del arrollamiento. En la zona final del arrollamiento deben tomarse también medidas muy complejas para controlar el campo eléctrico y evitar las descargas parciales.

De acuerdo con las ecuaciones de Maxwell, los conductores cilíndricos utilizados en los arrollamientos del transformador Dryformer distribuyen el campo eléctrico de manera uniforme (figura 2).

Figura 2: Comparación entre conductores circulares y rectangulares: de acuerdo con las ecuaciones de Maxwell, con los cables XLPE redondos (izquierda) la distribución del campo eléctrico es uniforme, no existiendo descargas parciales (a la derecha conductores aislados con papel).

Otra ventaja de los conductores redondos es que no existen aristas de pequeño radio, como ocurre en los conductores rectangulares, que limiten las intensidades máximas admisibles del campo magnético.

El aislamiento de aceite/celulosa de los arrollamientos rectangulares convencionales no permite alcanzar tales intensidades de campo.

El cable dispone de una capa semiconductora exterior que permanece al potencial de tierra.

El campo eléctrico queda, por tanto, totalmente confinado en el interior del cable, brindando a los fabricantes de transformadores toda una serie de nuevas posibilidades para el diseño eléctrico y mecánico.

Cable

Como ya se ha mencionado, los arrollamientos utilizados en el transformador Dryformer están formados por un cable aislado similar a los cables convencionales con dieléctrico sólido de alta tensión. Alrededor del conductor existe una capa semiconductora interior, seguida por un dieléctrico sólido y una capa semiconductora exterior. El dieléctrico sólido es de polietileno reticulado (XLPE).

El conductor, normalmente del tipo de ‘cableado concéntrico’, dispone de un hilo central circundado por capas concéntricas de 6, 12, 18,24, 30, 36 y 42 hilos nominales. Cada capa se aplica según direcciones alternas de cableado.

La capa semiconductora exterior del cable permanece al potencial de tierra, lo cual tiene varias ventajas. En primer lugar, no existe peligro de que se produzca descarga parcial o efecto corona en ningún punto del arrollamiento.

Segundo, la seguridad del personal mejora de forma substancial, ya que todas las superficies expuestas del transformador están al potencial de tierra.

Puesto que el campo eléctrico queda totalmente confinado en el interior del cable es posible tratar uno a uno los parámetros de proyecto, tales como la distancia entre arrollamientos y la distancia entre arrollamientos y partes conectadas a tierra. Al reducirse al mínimo las distancias, todo lo que ha de tener en cuenta el ingeniero proyectista es el espacio necesario para garantizar una refrigeración suficiente.

El transformador Dryformer, además, elimina uno de los aspectos más críticos del proyecto de transformadores convencionales: la necesidad de tomar medidas que limiten la influencia del campo eléctrico en las partes conectadas a tierra. Puesto que la distribución está totalmente confinada en el interior del cable, no es necesario controlar el campo eléctrico en la zona final del arrollamiento, al contrario de lo que ocurre en los transformadores convencionales, tanto de tipo seco como de tipo de baño de aceite.

La tensión inducida en un transformador de potencia aumenta gradualmente a lo largo del arrollamiento de alta tensión, desde el lado del neutro hasta el lado de la línea, cuando el transformador es conectado a un sistema puesto directamente a tierra. Por lo tanto, el cable utilizado en el arrollamiento de alta tensión está sometido a diferentes esfuerzos eléctricos a lo largo de dicho arrollamiento. Una solución viable es, por tanto, utilizar un aislamiento de menor espesor en las primeras vueltas del arrollamiento e ir aumentando el espesor. Una forma de conseguir esto es utilizar diferentes dimensiones de cable a lo largo del arrollamiento, lo que permite aprovechar mejor el volumen del núcleo del transformador.

FUENTE:

ABB: Dryformer, nuevo transformador de potencia, sin aceite y de bajo impacto medioambiental 

Protección térmica en transformadores secos encapsulados (clase F)

La protección térmica asegura una vigilancia permanente y automática en transformadores secos.

Esta protección está diseñada para un funcionamiento permanente en régimen nominal del transformador y da respuesta a las sondas destinadas a proteger el transformador y medir la temperatura del punto más caliente del bobinado : las normas IEC 60726 e IEC 60076-12 precisan las temperaturas de los bobinados, las sondas se instalan en el centro mismo de los bobinados de BT (figura 1) para captar la temperatura interior de los bobinados : los umbrales de alarma y disparo están adaptados en consecuencia y son tratados por un convertidor electrónico que pondrá en marcha las acciones adaptadas al nivel de temperatura alcanzado.

Figura 1

La figura 2 representa una curva teórica de temperatura de la sonda situada en el canal de BT : se trata de un ejemplo real para un transformador seco de clase térmica F. Estos valores son válidos para una temperatura ambiente de 30 ºC (para un transformador dimensionado para 40 ºC máx.) y una instalación que permite una refrigeración optima del aparato.

Figura 2: Temperatura de sondas PTC en el canal del bobinado de BT

Limitaciones normalizadas de calentamientos para transformadores de la clase térmica F

La norma IEC 60726 limita el calentamiento medio de los  en régimen nominal estabilizado mientras que la guía de carga IEC 60076-12 limita la temperatura máxima del punto más caliente de los arrollamientos durante las sobrecargas del transformador. Según estas normas, las temperaturas admisibles son de:

Para los bobinados :

       -        145 °C en régimen estable para una temperatura ambiente anual de 20 °C (lo que corresponde a una temperatura de 155°C diaria y no sobrepasando en ningún caso 165 °C). El calentamiento medio de los bobinados está limitado en tal caso a 100 K con el régimen asignado.

       -          180 °C máximo en sobrecarga (1,5 p.u) sin sobrepasarlo en ningún caso

Para el circuito magnético:

En las partes metálicas y otros materiales adyacentes, la norma prescribe: “ la temperatura no debe, en ningún caso, alcanzar un valor tal que perjudique al circuito magnético u otros materiales adyacentes”

PROTECCIÓN TÉRMICA POR SONDAS PTC

La versión para refrigeración natural (AN) incluye:

·         2 conjuntos de sondas PTC, termistancias con coeficiente de temperatura positivo, montadas en serie: el primer conjunto para la alarma 1 a 150 °C (color de sondas negro/negro) y el segundo para la alarma 2 a 160 °C (color de sondas azul/rojo). La característica principal de una sonda PTC reside en el hecho de que el valor de su resistencia presenta una fuerte pendiente a partir de un umbral de temperatura predeterminado en su fabricación y, por tanto, no es posible su ajuste (ver figura 3). Este umbral de brusco crecimiento es detectado por un convertidor electrónico.

Estas sondas se instalan en la parte activa del transformador a razón de una sonda de alarma 1 y de una sonda de alarma 2 por fase. Estas sondas van colocadas dentro de un tubo que permite su eventual sustitución.

Figura 3: Curva característica de una sonda PTC

·         convertidor electrónico (figura 4) caracterizado por tres circuitos de medida independientes. Dos de estos circuitos controlan respectivamente la variación de la resistencia de los 2 conjuntos de sondas PTC. Cuando la temperatura alcanza 150 ºC (o 160 ºC), la información de la alarma 1 (o alarma 2) es detectada respectivamente por 2 relés de salidas independientes equipados con un contacto inversor; la posición de estos dos relés es señalizada mediante 2 diodos LED de color rojo. El tercer circuito de medida está shuntado por una resistencia R situada en el exterior del convertidor; esta salida puede controlar un 3^er  conjunto de sondas PTC tarado a 140 °C (color de sondas blanco/azul) a condición de suprimir esta resistencia R. En tal caso (opción de “Aire forzado”), la información FAN es detectada por medio de un 3^er  relé de salida independiente, equipado con un contacto de cierre destinado a controlar los ventiladores; la posición de este relé es señalizada mediante un diodo LED de color amarillo y marcado con FAN. En caso de fallo de uno de estos 3 circuitos de sondas (corte o cortocircuito), un diodo LED de color rojo y marcado con la indicación Sensor se enciende, y el circuito averiado parpadea.

Un diodo LED de color verde con la indicación ON señaliza la presencia de tensión en el convertidor.

 Figura  4: Convertidor electrónico

·         bornero de conexiones de las sondas PTC al convertidor electrónico. El bornero está equipado con un conector desenchufable. Las sondas PTC se suministran conectadas al bornero situado en la parte superior del transformador.

Figura 5: Esquema de conexión de la protección térmica con sondas PTC

características técnicas del convertidor electrónico
circuitos de medida	tensión de alimentación (1)	AC 230 V*
	tolerancia de la tensión	-15% a + 10%
	frecuencia	48 a 62 Hz
	potencia absorbida	< 5 VA
	máxima resistencia acumulada de
	un circuito de sondas PTC con la
	que no se activa el convertidor	£ 1500 W
contactos de salida	tensión máxima de conmutación	AC 415 V
alarma y disparo	intensidad máxima de conmutación	5 A
	poder de conmutación	AC 2000 VA (carga óhmica)
	corriente nominal permanente	AC 2 A
	corriente nominal de servicio	AC 2 A a 400 V
	fusible aconsejado aguas arriba	4 A rápido
	endurancia                        mecánica	3 x 107 conmutaciones
	eléctrica (a la potencia máxima)	105 conmutaciones
	coeficiente de reducción de
	carga de los contactos	0,50 máx. con cos j = 0,30
convertidor	rango de temperaturas
electrónico	ambiente admisible	0 ºC a + 55 ºC
	dimensiones totales
	(H x L x P)	90 x 105 x 60 mm
	masa	250 g
	índice de protección              bornero	IP 20
	caja	IP 20
	máxima capacidad de conexión
	sobre 1 borne	1 x 2,5 mm2 rígido
	fijación	sobre raíl DIN 35 mm
		por 3 tornillos M4
(1) a precisar necesariamente en el pedido
(*) versión estándar. Otras tensiones sobre pedido: AC/DC 24 a 240 V, tolerancia ± 15%

PROTECCIÓN TÉRMICA POR SONDAS PT 100

Esta protección térmica permite visualizar digitalmente las temperaturas de los bobinados e incluye:

·         Sondas PT 100.

La característica principal de una sonda PT 100 es que proporciona la temperatura en tiempo real y gradualmente de 0 °C a 200 °C, (Figura 6) (precisión de ± 0,5% de la escala de medida ± 1 grado).

Figura 6: Curva esquemática característica de una sonda PT100.

El control de la temperatura y su visualización se realizan a través de un termómetro Digital (figura 7).

Figura 7: Termómetro digital MB 103 (A parte frontal, B parte posterior)

Las 3 sondas, compuestas cada una por un conductor blanco y dos rojos, están instaladas dentro de la parte activa del transformador (figura 1) a razón de una por fase.

Las sondas van ubicadas dentro de un tubo, lo que permite su eventual sustitución.

·         bornero de conexión de las sondas PT 100 al termómetro digital.

El bornero está equipado con un conector desenchufable.

Las sondas PT 100 van  conectadas al bornero fijado en la parte superior del transformador.

·         termómetro digital caracterizado por tres circuitos independientes.

Dos de los circuitos controlan la temperatura captada por las sondas PT 100, uno para

la alarma 1 y otro para la alarma 2.

Cuando la temperatura alcanza 150 °C (o 160 °C), la información de la alarma 1 (o la alarma 2) es tratada mediante dos relés de salida independientes equipados con contactos inversores.

La posición de estos relés es señalizada mediante dos diodos (LED).

El tercer circuito controla el fallo de las sondas o el corte de la alimentación eléctrica.

El relé correspondiente (FAULT), independiente y equipado con contactos inversores, los aísla instantáneamente de la alimentación del aparato. Su posición también se indica a través de un diodo (LED).

Una salida FAN está destinada a controlar el arranque de los ventiladores tangenciales en caso de ventilación forzada del transformador (AF).

Una entrada adicional (CH4) puede recibir una sonda externa al transformador, destinada a medir la temperatura ambiente del centro de transformación.

También puede disponerse de una salida serie RS232 o 485 para autómata u ordenador.

Figura 8: Esquema de conexiones del termómetro digital MB 103

Características técnicas del termómetro digital MB 103: