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ESTACIONES TRANSFORMADORAS ESQUEMAS UNIFILARES EQUIPAMIENTO ELÉCTRICO Y PUESTA A TIERRA

AUTOR: Ing Elec. FERNANDO MARULL Colaboración: Jorge A. Soto Muñoz CONCORDIA 2005

INDICE 1.

ESQUEMAS UNIFILARES ............................................................................................................................................................. 1 1.2. 1.3. 1.4. 1.5. 1.6.

2.

REPRESENTACIÓN GRÁFICA Y SIMBOLOGIA ....................................................................................................................... 1 ESQUEMAS UNIFILARES USADOS EN DISTRIBUCIÓN ........................................................................................................ 2 ESQUEMAS UNIFILARES USADOS EN TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN ........................................................................... 3 ESQUEMAS UNIFILARES USADOS EN TRANSMISIÓN DE EXTRA ALTA TENSIÓN............................................................ 6 ESQUEMA DE BARRA DE 13.2 O 33KV CON SERVICIOS AUXILIARES................................................................................. 7

INTERRUPTORES .............................................................................................................................................................................. 9 2.1. INTERRUPTORES DE GRAN VOLUMEN DE ACEITE ............................................................................................................ 9 2.2. INTERRUPTORES DE PEQUEÑO VOLUMEN DE ACEITE (DE SOPLO TRANSVERSAL) .................................................. 10 2.3. INTERRUPTORES A AIRE COMPRIMIDO .............................................................................................................................. 10 2.4. INTERRUPTORES DE EXAFLUORURO DE AZUFRE SF6..................................................................................................... 11 2.5. INTERRUPTOR TIPO PUFFER O IMPULSO DE PRESIÓN ÚNICA. ....................................................................................... 13 2.6. INTERRUPTORES DE VACIO ................................................................................................................................................. 14 2.7. DISPOSITIVOS PARA LA ECUALIZACIÓN DE TENSIONES.................................................................................................. 16 2.8. CARACTERISTICAS TECNICAS DE LOS INTERRUPTORES................................................................................................ 17 2.8.1. CONSIDERACIONES CON RESPECTO A LA TENSIÓN .............................................................................................. 17 2.8.1.1. REFERENCIAS LOS VALORES DE TENSIÓN FRECUENCIA INDUSTRIAL 50/60 HZ ........................................... 17 2.8.1.2. CON VALORES DE CRESTA..................................................................................................................................... 17 2.8.2. CONSIDERACIONES CON RESPECTO A LAS CORRIENTES .................................................................................... 17 2.8.2.1. CORRIENTE NOMINAL DEL INTERRUPTOR........................................................................................................... 17 2.8.2.2. CONSIDERACIONES GENERALES DE LAS CORRIENTES DE CORTOCIRCUITO .............................................. 17 2.8.2.3. CORRIENTE NOMINAL DE APRETURA EN CORTOCIRCUITO.............................................................................. 21 2.8.2.4. TENSIÓN TRANSITORIA DE RESTITUCIÓN (T.R.V.) .............................................................................................. 22 2.8.2.5. CORRIENTE RESISTIDA CORTA DURACIÓN NOMINAL ........................................................................................ 23 2.8.2.6. CORRIENTE RESISTIDA DE CRESTA NOMINAL .................................................................................................... 23 2.8.2.7. DURACIÓN NOMINAL DEL CORTO CIRCUITO ....................................................................................................... 24 2.8.2.8. CAPACIDAD NOMINAL CIERRE Y APERTURA SOBRE CORTO CIRCUITO ........................................................ 24 2.8.2.9. RESUMEN DE PARÁMETROS .................................................................................................................................. 25 2.8.3. TIEMPOS DE OPERACIÓN ............................................................................................................................................ 25 2.8.3.1. TIEMPOS DE APERTURA.......................................................................................................................................... 26 2.8.3.2. CICLO DE OPERACIÓN............................................................................................................................................. 26 2.9. CARACTERÍSTICAS DEL COMANDO..................................................................................................................................... 26 2.9.1. ESPECIFICACIONES...................................................................................................................................................... 26

3.

SECCIONADORES ........................................................................................................................................................................... 28 3.1. INTRODUCCIÓN ...................................................................................................................................................................... 28 3.2. LOS SECCIONADORES DE ALTA Y EXTRA-ALTA TENSIÓN................................................................................................ 31 3.3. PARÁMETROS DE ESPECIFICACIONES TÉCNICAS............................................................................................................ 34 3.3.1. CONSIDERACIONES CON RESPECTO A LA TENSIÓN .............................................................................................. 34 3.3.2. CONSIDERACIONES CON RESPECTO A LAS CORRIENTES .................................................................................... 34

4.

TRANSFORMADORES DE MEDICIÓN............................................................................................................................................ 35 4.1. TRANSFORMADORES DE TENSIÓN ..................................................................................................................................... 35 4.1.1. TRANSFORMADORES DE TENSIÓN INDUCTIVOS (TT) ............................................................................................. 35 4.1.2. CONEXIONADO-CIRCUITO EQUIVALENTE ................................................................................................................. 38 4.1.3. DIAGRAMA FASORIAL ................................................................................................................................................... 40 4.1.4. ERRORES ....................................................................................................................................................................... 40 4.1.5. FACTOR DE TENSIÓN. .................................................................................................................................................. 42 4.1.6. NORMAS ......................................................................................................................................................................... 42 4.1.7. COMPORTAMIENTO TRANSITORIO ............................................................................................................................ 45 4.2. TRANSFORMADORES DE TENSIÓN CAPACITIVOS. (TTC) ................................................................................................. 46 4.2.1. CIRCUITO BÁSICO DE UN TTC..................................................................................................................................... 47 4.2.2. TEORÍA DEL TTC EN RÉGIMEN ESTACIONARIO ....................................................................................................... 50 4.3. TRANSFORMADORES DE CORRIENTE (TI).......................................................................................................................... 51 4.3.1. TIPOS CONSTRUCTIVOS .............................................................................................................................................. 51 4.3.2. CIRCUITO EQUIVALENTE DEL TI ................................................................................................................................. 55 4.3.3. MODELO CIRCUITAL ..................................................................................................................................................... 56 4.3.4. DIAGRAMA FASORIAL ................................................................................................................................................... 57 4.3.5. CARACTERÍSTICA DE MAGNETIZACIÓN .................................................................................................................... 58 4.3.6. CARGA DE EXACTITUD, ERRORES Y NORMAS........................................................................................................ 59 4.3.7. EL COMPORTAMIENTO TRANSITORIO DE LOS TI..................................................................................................... 64 4.3.8. RESPUESTA DE LOS T.I. CON CORRIENTES DE CORTOCIRCUITOS ASIMETRICAS............................................ 64

5.

SISTEMAS DE PUESTA A TIERRA................................................................................................................................................. 67 5.1. GENERALIDADES SISTEMAS DE PUESTAS A TIERRA........................................................................................................ 67 5.1.1. OBJETIVOS BUSCADOS ............................................................................................................................................... 67 5.1.2. APTITUD DE SISTEMA DE PUESTA A TIERRA............................................................................................................ 67 5.2. DISEÑO DE LOS SISTEMAS DE PUESTA A TIERRA. ............................................................................................................ 67 5.2.1. MAGNITUDES A EMPLEAR ........................................................................................................................................... 67 5.2.2. CIRCUITO EQUIVALENTE ............................................................................................................................................. 68 5.2.3. RESISTENCIA DE ELECTRODO ................................................................................................................................... 68 5.2.4. RESISTIVIDAD VALORES INDICATIVOS DE PARA DISTINTOS SUELOS ................................................................. 69 5.2.5. CURVA DE RESISTENCIA DE ELECTRODO ................................................................................................................ 69

5.2.6. POTENCIALES EN LA CERCANÍA DEL ELECTRODO. ................................................................................................ 70 5.2.7. VALORES DE LAS TENSIONES ADMISIBLES SEGÚN SEA LA SITUACIÓN.............................................................. 70 5.2.8. TIPOS DE ELECTRODOS Y VALOR DE RESISTENCIA DE DISPERSIÓN FORMULAS ............................................ 71 5.2.9. MATERIALES UTILIZADOS USUALMENTE .................................................................................................................. 73 5.2.10. TIERRAS NORMALIZADAS TÍPICAS ............................................................................................................................. 74 5.2.11. ALGUNOS USOS TÍPICOS Y VALORES ADMISIBLES................................................................................................. 74 5.3. DISEÑO DE MALLAS DE PUESTA A TIERRA ........................................................................................................................ 75 5.3.1. VALORES EMPLEADOS EN EL DISEÑO ...................................................................................................................... 75 5.3.2. LAS RESISTENCIAS DEL CUERPO ENTRE DE LOS PIES Y LAS MANOS, .............................................................. 75 5.3.3. EL LÍMITE PARA CORRIENTES Y TENSIONES ........................................................................................................... 75 5.4. DIMENSIONAMIENTO DE LA RED DE PUESTA A TIERRA ................................................................................................... 76 5.4.1. RED DE PUESTA A TIERRA .......................................................................................................................................... 76 5.4.2. CONTRIBUCIÓN DE LAS JABALINAS ........................................................................................................................... 77 5.4.3. MÁXIMAS TENSIONES DE PASO Y DE MALLA DENTRO DE LA ESTACIÓN ............................................................ 78 5.4.4. TENSIÓN DE CONTACTO DEL LADO EXTERNO DEL CERCO PERIMETRAL .......................................................... 79 5.4.5. MATERIALES PARA LA RED DE TIERRA ..................................................................................................................... 80 5.4.6. SECCIÓN MÍNIMA DEL CONDUCTOR DE TIERRA...................................................................................................... 80 5.5. CONSIDERACIONES CONSTRUCTIVAS Y DE MONTAJE .................................................................................................... 89 5.5.1. FUNDACIONES............................................................................................................................................................... 89 5.5.2. MALLA DE PUESTA A TIERRA Y CONEXIONES.......................................................................................................... 89 5.5.3. DETALLES EN CANALES PARA CABLES..................................................................................................................... 89 5.5.4. EN INTERIOR DE LOS EDIFICIOS ................................................................................................................................ 89 5.5.5. EN LAS ESTRUCTURAS DE LA ESTACIÓN ................................................................................................................. 90 5.5.6. CONEXIÓN DE LOS CABLEADOS AUXILIARES .......................................................................................................... 90 5.5.7. CONEXIÓN DEL CERCO PERIMETRAL........................................................................................................................ 90 5.6. MEDICIÓN DE RESISTENCIAS Y RESISTIVIDADES ............................................................................................................. 91 5.6.1. RELACIÓN ENTRE LA RESISTIVIDAD DEL SUELO Y LA RESISTENCIA DE DISPERSIÓN DE UN ELECTRODO .. 91 5.6.2. MÉTODO DE TRES ELECTRODOS PARA MEDICIÓN DE RESISTENCIA DE DISPERSIÓN.................................... 91 5.6.3. MÉTODO DE WENNER PARA MEDICIÓN DE LA RESISTIVIDAD DE SUELOS ......................................................... 92 5.7. OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DE PUESTA A TIERRA.................................................................................................... 93 5.7.1. PUESTA EN SERVICIO .................................................................................................................................................. 93 5.7.2. EL MANTENIMIENTO DE LA P.A.T. ............................................................................................................................... 93 5.7.3. OPERACIÓN DEL SISTEMA DE TIERRA ...................................................................................................................... 94 5.7.4. MEDICIÓN DE RESISTENCIA DE UNA MALLA PUESTA DE TIERRA DE ESTACIÓN TRANSFORMADORA........... 95 5.7.5. OPERACIONES TÍPICAS DE SISTEMAS DE PUESTA A TIERRA ............................................................................... 96 5.7.6. PUESTAS A TIERRA EN REDES DE DISTRIBUCIÓN .................................................................................................. 96 5.7.7. PUESTAS A TIERRA DE SISTEMAS DE ALIMENTACIÓN ........................................................................................... 96 5.7.8. DISTINTAS REDES DISTRIBUCIÓN RURAL................................................................................................................. 97

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1. ESQUEMAS DE ESTACIONES TRANSFORMADORAS 1.1. ESQUEMAS UNIFILARES Los esquemas eléctricos unifilares, son el modo de representar el esquema eléctrico del conexionado electrico de una Estación Transformadora o un Centro de Distribución o una Subestación Transformadora o de Centrales Electricas . Se utilizan para representar los circuitos eléctricos de Media, Alta y Extra Alta Tensión incluyendo los circuitos de Baja Tensión de los Sistemas Electricos Auxiliares . Por lo general son cableados trifásicos pero se los representan en forma unifilar.

1.2. REPRESENTACIÓN GRÁFICA Y SIMBOLOGIA Para la representación gráfica de los Esquemas Unifilares se ha normalizado un sistema de símbolos que con algunas diferencias son reconocidos internacionalmente adoptándose en nuestro pais las Normas IRAM y CEI como las más usuales.

Interruptor

Interruptor extraíble

Seccionador

Transformador

Seccionador bajo carga

Fusible

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1.3.

ESQUEMAS UNIFILARES USADOS EN DISTRIBUCIÓN

Estación transformadora rural

Barra principal o línea de 13,2 kV o 33 kV Descargador Seccionador Fusible

Transformador de 5kVA a 315 kVA

Tableros de Baja Tensión

VENTAJAS • • •

Puede ser aérea o a nivel por lo general exterior. Es muy Simple y a su vez es confiable. De muy bajo costo por lo que es unos de los esquemas más difundidos.

DEBILIDADES Entre las debilidades más notables podemos puntualizar: • Baja selectividad. • Poca flexibilidad de operativa. • Poca capacidad de maniobra.

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Estación transformadora urbana Barra de 13,2 kV o 33 kV

Salida 1

Salida 2

Tableros de Baja Tensión

VENTAJAS • • • • •

Aumenta la capacidad de maniobra. Mayor versatilidad. Con fusibles de apertura rápida puede operar con elevada potencia de C.C. Puede automatizar la desconexión del Transformador con Protecciones de Sobrecorriente y/o Temperatura. Si son construidas con celdas modulares cerradas otorgan seguridad personal, especialmente si las celdas están especificadas contra explosión por cortocircuito interno

1.4.

ESQUEMAS UNIFILARES USADOS EN TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN

Estación con esquema de barra simple

Seccionador de barra

Seccionador de línea

Alimentación

Salida 1

Seccionador de Tierra

Enclavamiento mecánico

Transformador

Salida 2

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VENTAJAS • •

Se puede operar con potencia elevadas. Se usa desde 13,2 kV hasta 220 kV.

DEBILIDADES • • • •

Es necesario un estudio de confiabilidad integral de Red a la cual está conectada para asegurar la intervención en el mantenimiento de todos sus elementos. Dificultad para mantenimiento de interruptor. Dificultad para mantenimiento de las barras. Operativa para reducir Potencia de C.C.

Estación con esquema de barras doble Barra 1 Barra 2

Seccionador de Tierra

Enclavamiento mecánico

Acoplamiento Transformador

Alimentación

Salida 1

Salida 2 Tableros de Baja Tensión

VENTAJAS • • • •

Opera con potencia más elevadas. Permite operar a barras separadas. Permite el Mantenimiento de las barras. En caso de falla de Interruptor se puede hacer puente o si se puede cerrar y bloquear y luego transferir las funciones del mismo al Interruptor de Acoplamiento, tambien pueden transferirse los disparos de las protecciones o equipar este con protecciones dedicadas.

DEBILIDADES • •

Dificultad para el mantenimiento del interruptor. Dificultad para mantenimiento de las protecciones y el equipo del Campo correspondiente.

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Estación con esquema de barra doble con barra de transferencia Barra 1 Barra 2

Seccionador de Transferencia

Salida 1

Salida 2

CARACTERISTICAS • • • •

•

Es más completa y versátil de las de simple interruptor. Usado en servicios de alto nivel de compromiso (330 kV). Es casi un sistema de triple barra. Elevado costo relativo de implante según el caso. En caso de falla del Interruptor se puede cerrar y bloquear y luego transferir las funciones del mismo al Interruptor de Transferencia o también pueden transferirse los disparos de las protecciones o equipar éste con protecciones dedicadas.

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1.5.

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ESQUEMAS UNIFILARES USADOS EN TRANSMISIÓN DE EXTRA ALTA TENSIÓN

Estación con esquema de interruptor y medio Salida 4

Salida 3

Barra 1

Campo de transformador

Barra 2 Salida 1

Salida 2

CARACTERISTICAS • • • • •

Son los más usados en servicios de Transporte en E.A.T. (500 kV). La ventaja de tener muchos circuitos redundantes otorga más confiabilidad. Permite el mantenimiento del Interruptor y su campo asociado. Se deben elegir los circuitos de las Salidas, teniendo en cuenta la configuración de la Red. Hace necesario el uso de Protección de Falla de Interruptor y de Relé Supervisor de Polo Abierto para poder desconectar la falla si el interruptor no opera, o tiene una apertura incompleta.

Estación con esquema de doble interruptor Barra 1 Acoplamiento longitudinal

Salida 1

Salida 2 Transformador

Barra 2

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Estación con esquema de doble interruptor simplificado Barra 1 Acoplamiento longitudinal

Transformador

Barra 2

1.6. ESQUEMA DE BARRA DE 13.2 O 33kV CON SERVICIOS AUXILIARES Acoplamiento longitudinal Enclavamiento mecánico Seccionador de Tierra

Alimentación

Salida 1

Transformador de servicios auxiliares

Tableros de Baja Tensión

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TABLEROS DE SERVICIOS AUXILIARES DE B:T y de CC

Barra 380/220 V

=

Servicios Servicios Generales F.M. Esenciales Alimentación Baterías alternativa con generador

Tablero de CC

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2. INTERRUPTORES Son aparatos con capacidad de maniobra suficiente para soportar la apertura o el cierre sobre circuitos en condiciones de máxima exigencias (cortocircuitos). La función de los interruptores es la de interrumpir las corrientes de falla tan rápidamente como sea posible, de forma tal que se pueda limitar al mínimo los posibles daños causados a los equipamientos debido a los cortocircuitos, o los defectos derivados de las propias fallas. Antes de elegir los equipos de maniobra, protección y medición se deben calcular todas las corrientes de cortocircuito (ICC) máximas y mínimas y las corrientes nominales (In) a 50Hz en trifásico, bifásico y monofásico. Estos valores se calculan despreciando las impedancias de barra. Los interruptores deben ser capaces de interrumpir las siguientes corrientes: • • • • •

De cortocircuito por falla, en cualquier lugar e instante en que ocurra. Nominales de operación en carga. De magnetización de los transformadores y reactores. De las líneas en vacío al ser energizadas. Las capacitivas de los bancos de capacitores.

Estos equipos deben ser capaces de operar en tiempos tan cortos, como por ejemplo: 40 ms y permaneciendo luego por varios meses en la posición de cerrado. Esta exigencia impone cuidados especiales en el proyecto del equipamiento en el sentido de reducir al mínimo el tamaño de las partes móviles y de garantizar los movimientos de las válvulas, conexiones eléctricas y mecanismos propios. El componente principal de un interruptor es la cámara que contiene a los contactos principales dentro de un recinto aislado y vinculado a las dos partes del circuito a operar. En general, a los interruptores se los identifica de acuerdo al medio de extinción que utilizan para el apagado del arco, y que es el elemento refrigerante y de aislación de la cámara. • • • • • •

Interruptores en aceite de gran volumen Interruptores en aceite de pequeño volumen Interruptores a aire comprimido Interruptores de hexafluoruro de azufre (SF6) Interruptor tipo “Puffer” (soplado) o Impuso de presión única. Interruptor de alto vacío.

2.1. INTERRUPTORES DE GRAN VOLUMEN DE ACEITE Los contactos principales de las tres fases están sumergidos en el centro de un gran recipiente de aceite que es usado para interrumpir el arco y para efectuar el aislamiento a tierra. El aceite sirve principalmente para extinguir el arco y no necesitan elementos adicionales para proveer el aislamiento a tierra. El principio de extinción del arco se basa en la refrigeración del mismo con el aceite produciéndose la descomposición molecular del mismo por efecto del arco. En esta operación se liberan gases, principalmente hidrógeno y acetileno que dependen de la intensidad y duración del arco, estos gases tienen por un lado, un efecto refrigerante importante, y por otro elevan la presión en torno al arco, aumentando así el gradiente de tensión por lo que se hace indispensable su mantenimiento, lo que con lleva al cambio del aceite, involucrando grandes volúmenes con elevado costo. Durante el proceso de apagado del arco se forman también productos residuales de la descomposición del aceite principalmente carbones semiconductores que se depositan en las cámaras de extinción, lo cual es muy peligroso. Este es otro motivo por lo que se hace indispensable los frecuentes cambios de aceite para asegurar su aislamiento.

Representación esquemática de un interruptor con cuba de aceite

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2.2. INTERRUPTORES DE PEQUEÑO VOLUMEN DE ACEITE (DE SOPLO TRANSVERSAL) El principio de funcionamiento de este interruptor también llamado “cross blast” o “cross jet” es ilustrado en la figura. A medida que el contacto móvil se aparta del contacto fijo va descubriendo un número de aberturas para que los gases liberados en el interior sean obligados a pasar por ellas y sean sometidos a altas presiones formadas en dirección de un conducto de alivio de presión, situado en uno de los lados de cámara, y que termina en la parte superior del equipo. De esta manera el arco es forzado a pegar contra las paredes más frías de la cámara y se pone en contacto con aceite más frío sufriendo así el alargamiento de la columna de plasma aumentando la resistencia y enfriando los gases. Cuando la corriente cesa no se libera más energía produciéndose una rápida disminución de la temperatura, provocando la desionización de los gases, esto permite una mayor protección dieléctrica entre los contactos evitando así un reencendido del arco. Esta característica torna a los equipos insensibles a elevadas tasas de crecimiento del gradiente de tensión como las que se Verifican en fallas kilométricas (líneas largas). Las limitaciones de estos equipos de pequeño volumen de aceite son las siguientes: •

•

Existe una zona de actuación crítica, cuando abren corrientes de valor reducido y las cantidades de gases descompuestos del aceite son pequeñas, ya que el arco se extiende su duración causando en algunos casos la explosión del equipo. Son propensos a reencender el arco cuando abren corrientes inductivas y/o capacitivas (banco de capacitores, reactores y generadores, etc.). En estos casos en que la tensión de restablecimiento presenta valores de pico elevados, el reencendido se produce porque entre los contactos permanecen bolsas de gas que pueden extenderse y ocupar todo el espacio existente entre los mismos.

Para evitar estos inconvenientes aprovechando el movimiento del contacto móvil y ayudando a su frenado, se acciona una bomba inyectora de aceite que obliga al mismo a dirigirse a la región comprendida entre los contactos durante el arco, Cámara “Cross Blast” aumentando así la refrigeración y elevando la capacidad dieléctrica, luego de extinguido el arco, así como una eliminación más rápida de las bolsas de gas formadas en la región de los contactos. Otro de los métodos es presurizar la cámara del interruptor (entre 6 a 8 bar) lo que reduce la cantidad de gas liberado durante la interrupción de corrientes reducidas. De esta manera se obtiene un interruptor inmune a reencendidos por aperturas de corrientes capacitivas y corrientes de valor reducido, o de elevados valores de tensión de restablecimiento. Estos equipos tienen una válvula de alivio de presión en su cámara, esta actuará luego de un cierto número de operaciones con corrientes de carga o con cada operación de apertura de un cortocircuito cuando la presión de seguridad es excedida.

2.3. INTERRUPTORES A AIRE COMPRIMIDO En estos equipos la extinción del arco se obtiene en cámaras de presurización con aire comprimido que actúa entre los contactos y enfrían el arco. El reencendido se evita expulsando o barriendo los gases ionizados del arco con aire comprimido cuya intensidad de soplado da el nivel y calidad del interruptor; cuando más rápido mejor. Los modernos interruptores tienen cámaras permanentes presurizadas con aire a 25 o 30 bar aproximadamente y los tanques de aire comprimido utilizados para la extinción del arco están instalados en la base del interruptor y pueden tener igual o mayor presión (150 – 200 bar). Para la interrupción del arco se abren al mismo tiempo las válvulas de

Monoblast

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soplado y de expulsión en cada cámara para ventilar la región entre los contactos. Luego de extinguido el arco las válvulas se fijan dejando el interruptor abierto con las cámaras de aire a presión de servicio y libres de productos ionizados. Los interruptores de aire comprimido hacen un gran ruido al expulsar los gases hacia la atmósfera por los que se los equipa con silenciadores. Para extinguir el arco utilizan el principio de soplado longitudinal en que el arco es forzado a extinguirse a lo largo de una o dos pasadas por cero. Los primeros interruptores de aire comprimido (Monoblast) soplaban en única dirección y contaban con contacto sólido (fijo) y otro tubular (móvil); las dificultades de este sistema eran la coordinación de los valores óptimos de diámetro de pasaje, extensión del arco y flujo de aire comprimido. Por ello se tienen que usar resistores de apertura para reducir el gradiente de tensión en torno al arco y no exceder la capacidad dieléctrica del equipo. Estas dificultades se salvaron introduciendo el sistema de soplo en dos direcciones (Duoblast) en que los dos contactos (fijo y móvil), permiten el paso del flujo de aire comprimido por o que el arco es soplado “en dos direcciones opuestas fuera de la región de los Contactos; este sistema aumenta considerablemente la eficiencia del interruptor y puede evitar el uso de resistores de aperturas para la interrupción de fallas kilométricas (larga distancia).

Duo-Blast

En estos equipos el aire comprimido proviene de compresores individuales o bien de una central de aire comprimido, además necesitan un nivel mínimo de presión de aire por lo que poseen dispositivos que impiden su funcionamiento si no se dan las condiciones. En la práctica se los pide con depósitos individuales con capacidad de realizar el ciclo completo (O–CO–CO [Apertura-Ciere Apertura-Cierre Apertura]) sin necesidad de recibir refuerzos de aire comprimido de la instalación central o del compresor sin que la presión caiga a niveles peligrosos.

2.4. INTERRUPTORES DE EXAFLUORURO DE AZUFRE SF6 Este gas posee excelentes cualidades aislantes con una rigidez dieléctrica de 2,5 veces la del aire, que aumentará rápidamente con la presión; en la figura se observa una curva comparativa de SF6 y aire versus la presión absoluta. Esta propiedad es debida a la naturaleza electronegativa de la molécula de SF6, poseyendo gran facilidad para capturar electrones libres dando lugar a la formación de iones de reducida movilidad, propiedad que lo determina como poderoso medio interruptor de arcos eléctricos. Otra de las ventajas es que es un gas inerte muy estable, prácticamente no sufre descomposiciones luego de producido el arco y en caso de descomponerse se recombina rápidamente. El SF6 es suministrado presurizado en forma líquida a temperatura ambiente, en recipientes de acero (botellones, containers cilíndricos), probados a una presión de 70 bar y con un volumen que puede ser entre 3 a 500 dm3. Bajo condiciones normales de presión y temperatura (1013 mbar y 20 ºC), es un gas incoloro, inodoro, en estado puro no es tóxico, aunque algunas impurezas que se generan en el proceso de producción si lo son, con las siguientes propiedades: • • • • •

Masa molecular: ----------------146.07 gr Densidad: ----------------------- 6.147 kg/m3 Temperatura Crítica: -----------45.55 ºC Presión absoluta Crítica --------37.59 bar Punto triple: --------------------- 50.8 ºC y 2.26 bar (a la presión absoluta)

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Curva de la variación de la densidad del SF6 versus presión absoluta a 20 ºC

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Curva de la variación de la presión absoluta versus temperatura, manteniendo la densidad constante

Los interruptores de doble presión de SF6 actúan de la siguiente manera: • •

•

El SF6 es almacenado en un gran recipiente de alta presión (16 bar) y liberado sobre la región entre los dos contactos del interruptor durante el arco para luego ser almacenado o descargado en un tanque de baja presión (3 bar) que contiene SF6. Así el gas a alta presión es utilizado para interrumpir el arco y el de baja presión para mantener el aislamiento entre partes energizadas y tierra. Luego finalizado el arco, el gas descargado en el tanque de baja presión es bombeado hacia el depósito de alta presión pasando por filtros de alúmina activa que absorben los productos de la descomposición del SF6. Como principales problemas de este equipamiento podemos mencionar: la baja confiabilidad de los tanques de SF6 y la tendencia a licuarse a temperatura ambiente luego de comprimirse.

2.5. INTERRUPTOR TIPO PUFFER O IMPULSO DE PRESIÓN ÚNICA. En estos interruptores el SF6 permanece a una presión entre 3 y 6 bar la mayor parte del tiempo sirviendo de aislamiento entre las partes de distintos potencial. La presión necesaria para extinguir el arco es producida en cada cámara por un pistón y un cilindro en que uno de los dos al moverse lleva consigo el contacto móvil y comprime el gas existente en el interior del cilindro. La compresión del gas por este proceso origina presiones de 2 a 6 veces mayores que la original y obliga al gas fluir entre los dos contactos extinguiendo el arco de modo semejante al interruptor de doble presión. Al igual que los contactos de aire comprimidos estos interruptores presentan dos versiones en función del flujo del gas: a. b.

De dirección única (Monoblast) De doble dirección (Duoblast) que es utilizado actualmente.

Como precaución debe controlarse la presión de los mismos, para que no descienda de un nivel mínimo. ESTACIONES TRANSFORMADORAS –EQUIPAMIENTO ELECTRICO-PAT Ing. Fernando Marull 13

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Compresión

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Extinción del arco

Cámara de interruptor tipo Puffer Duoblast (Siemens)

2.6. INTERRUPTORES DE VACIO Se aplican en media y baja tensión (no exceden los 145 kV). El arco que se forma entre los contactos es mantenido por los iones del material metálico vaporizado proveniente de los contactos (cátodo). La vaporización es proporcional a la intensidad de corriente por lo que disminuye cuando esta se aproxima a cero, y al desaparecer ésta, la zona de los contactos es desioniza rápidamente para evitar el reencendido; esta desionización se produce por la condensación de los vapores metálicos sobre los electrodos. La ausencia de iones después de la interrupción da a éstos interruptores características casi ideales de soportabilidad dieléctrica. ESTACIONES TRANSFORMADORAS –EQUIPAMIENTO ELECTRICO-PAT Ing. Fernando Marull 14

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Corte de una cámara de interrupción de vacío Corte de una cámara de vacío moderna

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2.7. DISPOSITIVOS PARA LA ECUALIZACIÓN DE TENSIONES Siendo los interruptores de alta tensión y extra alta tensión constituidos por la asociación de dos o más cámaras de interrupción, se hace necesario garantizar una distribución uniforme de la tensión total entre las distintas cámaras. En un interruptor compuesto de cuatro cámaras, sin dispositivos para ecualización de tensiones, hasta el 60 % de tensión a través de un determinado polo podría aparecer a través de una sola cámara. Una mejor distribución de tensiones es obtenida por la colocación de capacitores de ecualización (“voltage grading capacitors”) en paralelo con los contactos, de forma de minimizar el efecto de las capacitancias a tierra, como se puede observar en la siguiente.

(a) (b) (c) C1 C2 C3 E V1 V2 V

Sin capacitores de ecualización. Con capacitores de ecualización. Distribución ideal : Capacitancias parásitas a tierra. : Capacitancias entre contactos de los interruptores abiertos. : Capacitancias para la ecualización de tensiones. : Tensión total a tierra. : Tensión a través de la cámara más solicitada, sin ecualización: : Tensión a través de la cámara más solicitada, con ecualización. : Tensión a través de la primera cámara con distribución ideal de la tensión total aplicada.

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2.8. CARACTERISTICAS TECNICAS DE LOS INTERRUPTORES 2.8.1. Consideraciones con respecto a la tensión 2.8.1.1.

Referencias los valores de tensión frecuencia industrial 50/60 Hz

•

TENSIÓN NOMINAL -------------------- Un

•

TENSIÓN MÁXIMA

--------------------

Umáx = 1.1×Un

Referido a la tensión aplicada a frecuencia industrial . •

TENSION DE PRUEBA CON LLUVIA: es la tensión que debe soportar a frecuencia industrial, durante un minuto bajo lluvia. Se realizan con el interruptor abierto y luego con el interruptor cerrado.

•

TENSIÓN DE PRUEBA EN SECO: es la tensión que debe soportar a frecuencia industrial, durante un minuto en seco. Se realiza con el interruptor abierto y luego con el interruptor cerrado.

2.8.1.2.

Con valores de cresta

Sobretensiones atmosféricas --------------------- BIL El BIL se determina por un ensayo de onda de corta duración (1.2/50 µ seg). Se puede realizar de tres maneras: •

Con interruptor cerrado.

•

Con interruptor abierto (fase-opuesta a tierra).

•

Con interruptor abierto (fase opuesta a frecuencia industrial Un).

Sobretensiones de maniobras--------------------- SIL Para el SIL la onda empleada es de (200/2400 µ seg), y el las secuencia de maniobras es similar a la utilizada que para el BIL.

2.8.2. Consideraciones con respecto a las corrientes 2.8.2.1.

Corriente nominal del interruptor

Es la corriente que atraviesa el equipo o aparato cuando tenemos las condiciones normales de operación (o sea tensión y carga nominal). In =

Sn 3 ⋅U n

Sn = potencia nominal del por el equipo.

Es la corriente que deberá conducir el interruptor sin exceder los valores de temperatura especificados para sus componentes Se toma como temperatura ambiente máxima de referencia para todo el equipo 40°C. Valores normalizados de In 200 A; 630 A; 800 A; 1250 A; 1600 A; 2000 A; 2500 A; 3150 A; 4000 A.

2.8.2.2.

Consideraciones Generales de las Corrientes de Cortocircuito

Estas corrientes pueden ser consideradas como formadas por una componente de corriente continua y otra componente periódica de alterna. Durante el proceso de interrupción de cortocircuito por un interruptor trifásico las corrientes en dos o las tres fases tienen un cierto grado de asimetría, que dependerá del tipo de la falla y el instante en que ocurra. En la figura 2.8.2 se pueden observar los parámetros que deben ser definidos en una especificación para garantizar la operación correcta del interruptor. ESTACIONES TRANSFORMADORAS –EQUIPAMIENTO ELECTRICO-PAT Ing. Fernando Marull 17

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Evolución de la corriente asimétrica de cortocircuito (If) a lo largo del tiempo, con indicación de los parámetros característicos

•

t1: instante de ocurrencia de la falla

•

t2: instante de energización de la bobina de apertura del interruptor.

•

t3: instante de separación de los contactos del interruptor.

•

t4: instante de interrupción de la corriente.

•

tp: tiempo de actuación de la protección.

•

tab: tiempo de apertura del interruptor.

•

tarc: tiempo de duración del arco eléctrico.

•

ti: tiempo de interrupción de la falla por el interruptor.

•

te: tiempo para la eliminación de la falla.

•

I0: corriente inicial.

•

Ica (pico): valor de cresta de la componente de alterna de la corriente de falla

I ca (Pico ) = 2 ⋅ I ca (eficaz ) •

Icco: valor inicial de la componente de continua de la corriente de falla. (notar que para la condición de máxima asimetría, Icco = Ica)

•

Icc: valor de la componente de continua de la corriente de falla en el instante de separación de los contactos del interruptor.

Estudiemos la corriente que se establece durante el transitorio del corto circuito y vemos que esta compuesta por varias corrientes que en general son cuatro las componentes y se inician simultáneamente pero su duración es distinta. Además preponderancia de cada una dependerá del tipo de instalación y si predominan los generadores transformadores o líneas. Las cuatro componentes son: a)

Subtransitoria con duración 10 a 20 ms

b) Transitoria con duración 300 a 500 ms c)

Permanente de larga duración sincrónica

d) Componente aperiódica o Continua ESTACIONES TRANSFORMADORAS –EQUIPAMIENTO ELECTRICO-PAT Ing. Fernando Marull 18

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Factor de relación corriente subtransitoria / permanente para generadores

Factor λ para turbogeneradores

Factor λ para máquinas de polos salientes ESTACIONES TRANSFORMADORAS –EQUIPAMIENTO ELECTRICO-PAT Ing. Fernando Marull 19

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•

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λ: Es el factor que permite calcular la corriente, que depende del tipo de cortocircuito y de la relación Ik / In. Ik3 = Id = In × λ

•

Ik: corriente permanente de cortocircuito r.m.s.

La corriente máxima inicial del cortocircuito que es la suma de las cuatro componentes que en el instante inicial será iguala: I cr max = 2 × χ × I ´´K

•

Ik’’: corriente inicial simétrica de cortocircuito r.m.s.

•

Si R .

•

“Fuerza Electromotriz Límite Secundaria”. Producto del coeficiente de sobreintensidad, la corriente secundaria y el módulo de la suma vectorial de la carga nominal e impedancia del arrollamiento secundario. Se expresa así: E st = n ⋅ I Sn ⋅

(RS

+ RC )2 + ( X C )2

Siendo:

•

Est: fem secundaria

•

n: coeficiente de sobreintensidad

•

Isn: corriente secundaria nominal

•

Rs: resistencia del arrollamiento secundario

•

Rc: resistencia de la carga de exactitud

•

Xc: reactancia de la carga de exactitud

•

“Corriente de Exactitud”. En general, valor eficaz de la corriente que fluye a través del arrollamiento de un TI, estando conectado los terminales secundarios a una tensión sinusoidal con frecuencia nominal y con el arrollamiento primario y otros posibles arrollamientos abiertos.

•

“Valores Normales del Coeficiente de Sobreintensidad”. Los valores normales del coeficiente de sobreintensidad son:

5 – 10 – 20 – 30

•

“Designación de la clase de exactitud”. La clase de exactitud de un TI para protección se designa por un número igual al valor máximo admisible del error total, con corriente límite de exactitud. Este número lleva a continuación la letra P de protección.

•

“Clases de Exactitud Normales”. Las clases de exactitud normales son: 5 P y 10 P.

•

La indicación de la clase de exactitud en la placa de características va seguida por un número que expresa el coeficiente de sobreintensidad, por ejemplo 5P20 a carga nominal.

•

“Límites de Error”. Con frecuencia nominal y carga de exactitud, el error de relación, el de ángulo y el error total, no deberán exceder los valores indicados en la Tabla I – parte III. En los ensayos para determinar los errores de relación y de ángulo, la carga deberá ser inductiva con un factor de potencia de 0,8. En caso de ser la carga menor de 5 VA, se admite un factor de potencia de 1,0.

Para determinar el error total, la carga deberá tener un factor de potencia comprendido entre 0,8 inductivo y 1,0, según el criterio del fabricante.

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TABLA I – Parte III Límites de error

Clase de exactitud

Error de relación con corriente primaria nominal en %

Error de ángulo con corriente primaria nominal Minutos

Centirradianes

Error total (ξ) con corriente límite de exactitud nominal en (%)

5P

+/- 1

+/- 60

+/- 1,8

5

10 P

+/- 3

---

---

10

Si observamos la definición del coeficiente de sobreintensidad (n) podemos establecer que se ha dado sin hacer referencia a la carga del transformador y es evidente que la corriente límite de exactitud nominal si depende de la carga. Efectivamente, el error depende de la corriente de excitación y la corriente de excitación depende de la Fem. secundaria. Como la fem secundaria es igual al producto de la corriente secundaria por la suma de impedancias del secundario, en la que se incluye la impedancia de carga, para un error dado, cuanto menor sea la impedancia de carga, mayor será la corriente que lo produce. Se puede redefinir “Coeficiente de sobreintensidad nominal (nN)” como: la relación entre la corriente límite de exactitud nominal y la corriente nominal primaria, cuando la carga del transformador es la nominal. El resultado práctico de lo expuesto es que el coeficiente de sobreintensidad de un transformador puede elevarse si se disminuye la impedancia de carga conectada. Veamos como se relaciona el mencionado coeficiente con la carga. S n = E sN × I sN EsN = I sN × Z s + Z b

El subíndice N se refiere a “nominal” Si consideramos una impedancia de carga distinta a la nominal: Zb ≠ ZbN resulta, cuando circula la corriente nominal: Es = I sN × Z s + Z b

Si el error máximo del transformador está dado, queda establecida también (Figura C14) la fem que corresponde a ese error, a la que llamamos EsE.

Figura C14

La fem EsE puede ser: EsE = I sE × Z s + Z bN ESTACIONES TRANSFORMADORAS –EQUIPAMIENTO ELECTRICO-PAT Ing. Fernando Marull 63

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o bien: ′ × Z s + Zb EsE = I sE

Es decir que el mismo error lo puede producir una corriente IsE con la carga nominal o una corriente I´sE con una carga Zb distinta de la nominal. Ahora bien: I sE × Z s + Z bn E sE = Es I sN × Z s + Z b

pero:

I sE I′ = n N y sE = n I sN I sN

luego: n = nN ×

Z S + Z bN Z S + Zb

o multiplicando por

′ I sE =n I sN

S: potencia en VA entregada al circuito primario con la carga Zb. Es necesario recalcar que el análisis realizado corresponde al estado estacionario y que no tiene en cuenta la posible saturación del circuito magnético durante un transitorio en el cual la corriente primaria contenga una componente unidireccional. Existe un coeficiente de sobreintensidad para los estados transitorios el cual estudiaremos mas adelante.

4.3.7. El comportamiento transitorio de los TI En los últimos años se han incrementado notablemente los requerimientos en cuanto a la respuesta de los TI, particularmente en lo que se refiere a su comportamiento transitorio. Esos requerimientos están en directa relación con el desarrollo de los dispositivos de protección. Las mayores exigencias están fundamentadas en tres razones principales:

•

El desarrollo de las interconexiones y el aumento de potencia de las unidades generadoras han hecho aumentar la relación entre la corriente de cortocircuito y la corriente nominal.

•

Se ha incrementado la constante de tiempo de la componente unidireccional de la corriente de cortocircuito, debido al mencionado desarrollo de las interconexiones y al aumento de la potencia de los generadores. En grandes máquinas esa constante de tiempo puede ser del orden de 300 ms o más, en las líneas de muy alta tensión puede estar comprendida entre 12 y 32 ms, y en la red en conjunto entre 70 y 100 ms.

•

Para que el efecto de las fallas sobre la estabilidad de los sistemas y el deterioro que dichas fallas producen se minimicen, se estipulan cada vez tiempos más cortos para el accionamiento de las protecciones. Se han logrando relés que operan en unos pocos milisegundos, cuando los transitorios, especialmente la componente unidireccional de la corriente de cortocircuito tiene aún valores considerables.

Evidentemente, las razones apuntadas hacen que los TI que alimentan a esos modernos dispositivos de protección deban ser diseñados de modo que dichos dispositivos sean capaces de medir desde los primeros instantes posteriores a la ocurrencia de la falla.

4.3.8. Respuesta de los T.I. con corrientes de Cortocircuitos Asimetricas Se partirá con bases en las siguientes simplificaciones:

•

La característica de magnetización del núcleo está formada por líneas rectas.

•

La inductancia de dispersión y la resistencia primaria del transformador se adicionan a los valores correspondientes de la red.

•

La inductancia de dispersión y la resistencia secundaria se consideran adicionadas a la inductancia y a la resistencia de carga respectivamente.

De acuerdo a las simplificaciones expuestas representamos al TI con el circuito equivalente de la figura C15. ESTACIONES TRANSFORMADORAS –EQUIPAMIENTO ELECTRICO-PAT Ing. Fernando Marull 64

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i1

i2

L2

VL

R2

VR

i0

L0

Figura C15

Donde:

•

Lo: inductancia de magnetización.

•

L2: inductancia del circuito secundario.

•

R2: resistencia del circuito secundario.

•

VL: caída de tensión inductiva.

•

VR: caída de tensión resistiva.

•

Io: corriente de magnetización

Valores instantáneos

•

i1: corriente primaria reducida al secundario.

•

I2: corriente secundaria.

A partir de la figura C15 podemos escribir la siguiente ecuación diferencial: di0 1 1 di i1 i0 = q ⋅ 1 + + dt T2 dt T2

Siendo: T2 =

L0 + L2 L0 L2 L y q= ≅ ≅ 2 R2 R2 L0 + L2 L0

•

T2: constante de tiempo del transformador o también llamada constante de tiempo secundaria.

•

q: relación de inductancias.

Resolviendo la ecuación diferencial, se obtiene la solución general para el caso de una falla con corriente de cortocircuito completamente simétrica que adquiere su expresión más simple de la siguiente manera: i0 =

 I1  − t T 2  e × cos ωt  T2 ⋅ ω  

La corriente de magnetización tiene por lo tanto dos componentes: una aperiódica, que decae exponencialmente, y una periódica alterna. Esta última es la corriente de magnetización en su estado estacionario final. La corriente de magnetización en función del tiempo se muestra en la figura C16. Si se excede el punto de saturación, la inductancia Lo cae súbitamente, de modo que la corriente de magnetización crece rápidamente hasta alcanzar prácticamente el valor de la corriente primaria. Sin embargo la corriente secundaria no cae instantáneamente (y por lo tanto i0 tampoco aumente instantáneamente) debido a que la inductancia de carga previene tales cambios abruptos. El núcleo permanece saturado hasta que la corriente primaria, toda la cual fluye ahora como corriente de magnetización, prácticamente pasa por cero. Por lo expuesto, el siguiente máximo de la corriente de magnetización en el mismo sentido quedará por debajo del punto de saturación, debido al decaimiento de la componente aperiódica. ESTACIONES TRANSFORMADORAS –EQUIPAMIENTO ELECTRICO-PAT Ing. Fernando Marull 65

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A partir de la solución de la ecuación diferencial es posible ver que, aunque la corriente de cortocircuito sea totalmente asimétrica, la corriente de magnetización del TI tendrá una componente aperiódica, cuyo valor máximo es igual al pico de la componente periódica. De acuerdo a eso, el primer pico de la corriente de magnetización resultante es aproximadamente el doble del pico del estado estacionario. De ese modo no se puede evitar que el transformador se sature si la corriente de falla es: I1 > I n ×

nN 2

Figura C16: curvas de la corriente de magnetización y de densidad de flujo cuando se produce un cortocircuito con corriente de componente asimétrica.

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5. SISTEMAS DE PUESTA A TIERRA 5.1. GENERALIDADES SISTEMAS DE PUESTAS A TIERRA Con el concepto de Sistema de Puesta a Tierra conexión a tierra se engloba a todos los dispositivos que se utilizan para establecer una vinculación eléctrica con el potencial de tierra y que tenga la capacidad eléctrica para derivar a tierra las corrientes que la instalación requiera con un nivel de confiabilidad aceptable para las personas, el medio ambiente y el resto de las instalaciones del sistema de transmisión asociadas

5.1.1. Objetivos buscados Los sistemas de Puesta a Tierra los que podemos clasificar según su objetivo y misión funcional en el sistema eléctrico y estos son muy variados entre los ejemplos podemos citar: Seguridad de las personas Seguridad de la instalación Seguridad del servicio UTILIDAD DEL SISTEMA DE P.A.T

Necesidades operativas Reducir las corrientes y tensiones de accidentes sobre las personas Blindar interferencia electromagnética

5.1.2. Aptitud de Sistema de Puesta a Tierra La Resistencia Eléctrica: La eficiencia de una Puesta a Tierra depende fundamentalmente de su valor de la resistencia ohmica, el cual deberá estar acorde con el uso que se le asigna, pero en la generalidad en todos los casos es conveniente un valor bajo, lo cual es reconocido como un buen atributo.

La resistencia RT = (K)Ω

La Capacidad Térmica: Es la aptitud para soportar las solicitaciones sin tener deterioros que reduzcan su prestación. Las solicitaciones son provocadas por las corrientes de corto circuito, y son función de éstas, y del tiempo máximo de actuación de las protecciones que desconectarán la falla.

La capacidad térmica necesaria será

∫

Wth = RT i 2 dt

5.2. DISEÑO DE LOS SISTEMAS DE PUESTA A TIERRA. La seguridad de un área de trabajo dependerá en gran parte de la excelencia en el diseño del sistema de puesta a tierra.

5.2.1. Magnitudes a emplear Para proyectar un sistema de P.A.T. el técnico define un circuito equivalente al accidente cuyas consecuencia se quiere limitar, para ello se deberán establecer los siguientes parámetros:

• •

IA = Corriente de accidente RA = Resistencia de accidente ESTACIONES TRANSFORMADORAS –EQUIPAMIENTO ELECTRICO-PAT Ing. Fernando Marull 67

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• • • • •

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I = Corriente Máxima admisible según el tiempo de t = Tiempo de actuación de las protecciones Se = Ia/Ib Nivel de seguridad Va = Ia×Ra Tensión de accidente Vb = Ib*Rb Tensión de seguridad

5.2.2. Circuito equivalente Para el diseño se estudiaran dos situaciones típicas que representan el correspondiente accidente asociado. definimos como: Rf = Resistencia de contacto del Pié. -Está en función de la Resistividad de la capa en contacto. Rb = Resistencia del Cuerpo Humano. - La Norma toma 1000 Ω como valor medio.

Rb

Rf

Rf

ICC Ra=Rb + 2Rf Circuito corriente de PASO

Rb

Ia Rf

ICC

Rf

Ra=Rb +1/ 2Rf

Circuito corriente de TOQUE

5.2.3. Resistencia de Electrodo La resistencia de electrodo, depende de dos factores fundamentales, los cuales son usados para el cálculo y diseño veamos:

• •

Uno es la forma geométrica de los electrodos que van en la tierra, incluyendo el número de estos y su longitud y su forma. El otro es el valor que tiene la resistencia específica del suelo y está asociado a la calidad del mismo como conductor. La Resistividad específica del suelo es la resistencia de tierra entre las dos caras enfrentadas de un cubo de suelo de un metro de arista y se mide con un óhmmetro. ESTACIONES TRANSFORMADORAS –EQUIPAMIENTO ELECTRICO-PAT Ing. Fernando Marull 68

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5.2.4. Resistividad valores indicativos de para distintos suelos La resistividad o resistencia especifica es la resistencia ideal de un cubo contenido entre dos placas ideales de un metro de lado el valor de resistencia en ohm así obtenido es el valor de la resisitividad (ρ) del suelo ensayado. La práctica corriente para obtener este valor se obtiene realizando una medición con un telurímetro en la modalidad de cuatro electrodos. Terreno Pantanoso Orgánico Mojado Limo Común Mojado Arcilla Plástica Suelo Seco Calizas compactas Roca Base

ρ ρ ρ ρ ρ ρ ρ ρ

= = = = = = = =

5 a 30 10 a 50 20 a100 102 100 a 200 103 103 a 5.103 104

Ω.m Ω.m Ω.m Ω.m Ω.m Ω.m Ω.m Ω.m

1 metro

1 metro

5.2.5. Curva de Resistencia de Electrodo Para conocer cuales son los valores en las cercanías del un electrodo, se realizará el ensayo de campo que presentamos, se considerara en base a un electrodo en estudio (A) y otro negativo (B) entre los cuales hacemos circular una corriente Ia aplicando una fuente externa. Con la corriente circulando y mediante un tercer electrodo y un voltímetro, exploramos los potenciales entre los dos electrodos principales y especialmente en las cercanías de estos. De esta manera aparece un potencial de referencia en la zona intermedia alejada de ambos electrodos y cerca de cada electrodo se obtiene las serie de valores que permiten construir la curva característica de la resistencia de electrodo. Ia

V +UB

-UA

Sondeo con electrodo de referencia

Ra =

Va Ia

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Rb =

Vb Ia

5.2.6. Potenciales en la Cercanía del Electrodo. Como se ha visto, en las cercanías de los electrodos de tierra, cuando circula una corriente derivada a tierra, aparece una importante variación de la diferencia de potencial, y esta diferencia de potencial se va atenuando a medida que nos alejamos del electrodo cuestión llegando al potencial de referencia La distribución de estos potenciales es la que se ve en el grafico siguiente: Jabalina

1 Tensión de Toque

2

3

4

5 mts. Tensión de paso

5.2.7. Valores de las tensiones admisibles según sea la situación Vemos en la figura anterior como aparecen las tensiones de PASO y de TOQUE las que serán máximas en el momento que la corriente de cortocircuito pasa también por su valor máximo. Estos son los valores que se deberán tener en cuenta para el diseño de un SISTEMA DE PUESTA A TIERRA. Se adopta para el cálculo de los sistemas de P.A.T. como valor normalizado un valor de resistencia de accidente - RA - para el Cuerpo Humano Igual a 1000 ohm También si existiera una malla de tierra o elementos conductores distantes, como caños o cables pueden aparecer tensiones de Cuadricula o de Transferencia. En el proyecto de una P.A.T. también deberán definirse las corrientes de falla y la corriente de accidente cuyo valor estará en función del tiempo de actuación de las protecciones, definiéndose de esta manera un valor esperado de: a.

Tensión de Paso Vp

Representa la diferencia de potencial en la superficie que experimenta una persona teniendo sus pies la distancia de 1 metro sin tocar ninguna otra estructura conectada a tierra. b. Tensión de Toque o Contacto Vt

Es la diferencia de potencial entre un punto de la superficie sobre la que se encuentra parada una persona y el de una estructura puesta a tierra que la persona este tocando con las manos parado frente al mismo. c.

Tensión de Malla o Cuadricula Vc

La tensión de malla es la máxima tensión de contacto que se pueda encontrar dentro de una malla de una Red de Tierra. Se trata de valor importante es el de la tensión máxima de la malla en general y el del centro de un cuadro mas comprometido. d. Tensión Transferida Vtrf

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Aquí se contempla el caso especial en el cual, la diferencia de potencial se establece, por un lado una la puesta a tierra alejada del punto de toque y por el otro el contacto es a distancia a través de otros elementos conductores. Es el caso especial de la tensión de contacto, cuando el Potencial de Referencia es transferido hacia o desde la subestación.

5.2.8. Tipos de electrodos y valor de Resistencia de Dispersión Formulas a.

Conductores enterrados o contrapesos

< 0,5 mts L

R g = 0,6

ρ L

b. Jabalinas L

Rg =

ρ  2L  ln  2πL  r 

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c.

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Discos o Paltos

b

Rg =

ρ 8× b

d. Radiales y de varias ramas

3 Ramas

4 Ramas

e.

Bucles

f.

Placa

a b Vertical

Horizontal

Rg =

ρ 4,5 a × b

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g.

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Mallas de tierra

Son utilizadas para obtener superficies equipotenciales en Edificios, Hospitales, lugares de Acceso al Publico y Plantas de Energía. En el caso de Plantas de Energía, Estaciones Transformadoras se usa para el diseño la Norma IEEE 80 que introduce en el cálculo la acción simultánea de tramas de conductores enterrados y jabalinas

A Formula Simple de la Red de tierra Rg =

ρ 4,5 A

5.2.9. Materiales utilizados usualmente Para la construcción de las Puestas a Tierra se deben utilizar, materiales tales que no se volatilicen ni se fundan durante las solicitaciones extremas que pueda ocurrir. Los materiales más comunes son:

•

Cobre Puro

•

Bronce

•

Hierro-cobre aleación Tipo Coperweld

•

Hierro galvanizado

Referente a sus su aptitudes para soportar la exigencia son las siguientes, lo hacemos tomando como referencia unitaria al cobre, con una densidad de corriente de 300 A/mm2 durante 1 seg. y una elevación de temperatura de 100° C, la máxima soportada por el material que la constituye. Material

Cobre Puro

Hierro-cobre

Relación

1

½

Bronce

1/1,5

Hierro galvanizado

1/5

Durante la construcción, se deberá prestar mayor atención a los puntos singulares, como ser conectores uniones y morsetos, para esto se usará Soldadura de Plata, Aluminotérmica o Morsetos de alta calidad Morseto de compresión debidamente protegidos de la corrosión. También se deberán evitar pares electroquímicos, que puedan corroer a los materiales y degradar la prestación de la P.A.T. a lo largo del tiempo.

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5.2.10.

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Tierras Normalizadas Típicas

La construcción normal se realiza con los siguientes materiales:

• • • • • • •

Cable de cobre electrolito desnudo de 35 mm de sección mínima (I.R.A.M. 2022) y el diámetro mínimo de los alambres que lo forman, será de 1,8 mm. Alambres de Cobre- acero de 5mm de diámetro con 40% de conductibilidad referida al cobre. Planchuelas de cobre electrolítico de 20 x 3 mm como mínimo. Jabalina de perfil L de 1500 x 50 x 5 mm de Hierro galvanizado hincado a < 50 cm de profundidad. Jabalina de caño de Hierro galvanizado de 1”1/2 y 2 mts de largo con punta de bronce para hincar. Jabalina de perfil redondo de 1/2” de Cobre, Bronce o Hierro galvanizado con longitud de acuerdo a el cálculo con la formula ya vista. En el caso de Mallas de Puesta a Tierra en EE TT se usará cobre de sección adecuada a dimensionar en función de las corrientes, pero será siempre superior a 90 mm.

5.2.11.

Algunos Usos Típicos y Valores Admisibles

P.A.T. de Torre de Líneas PAT de cercos con interferencia de LAT

Estos valores deberán ser alcanzados por uno o varios elementos conectados en paralelo y enterrados a suficiente distancia entre ellos, como para no influenciarse mucho entre si En general pueden acanzarse con jabalinas de 1 o 2mts de largo, y en el caso de usar contrapesos o bucles lo conveniente es tomar el rumbo opuesto a lo existente: Líneas de 13,2 / 7,6 kV (con conex. neutro a tierra cada 1000 m)

7

Ω

P.A.T de Estaciones Transformadoras Rurales (retorno por tierra)

2

Ω

P.A.T de Líneas de Baja Tensión sistemas TN yTT

8

Ω

P.A.T de Líneas de Alta Tensión

5

Ω

P.A.T de Instalaciones Eléctricas Domiciliarias sistemas TN yTT

5

Ω

P.A.T Antena para descargas atmosférica

5

Ω

Mallas de tierra de E.T.

0,1 a 0,5

Ω

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5.3. DISEÑO DE MALLAS DE PUESTA A TIERRA En función de la guía para diseño de PAT de la empresa de Transporte es para las Estaciones del Sistema de Alta Tensión, que sigue la Norma IEEE Sdr.80 vemos.

5.3.1. Valores Empleados en el diseño Las normas técnicas nacionales e internacionales asumen una gran cantidad de hipótesis que son utilizadas para simular eléctricamente la situación que experimenta el cuerpo humano durante el accidente. Esto es lo establecido por la Norma IEC 479 que estandariza todas las situaciones que se dan en el cuerpo humano, cuando circula una corriente a través de el mismo, incluyendo todos los valores límites que pueden usarse en el diseño de un sistema de Puesta a Tierra.

5.3.2. Las resistencias del cuerpo entre de los pies y las manos, La Norma presenta los valores de la resistencia eléctrica del cuerpo humano, en función de varios parámetros que modifican su valor como lo son por ejemplo: Humedad de la piel a más humedad menor resistencia. Tensión Aplicada con bajas tensiones la resistencia aumenta. Factor de Corazón, influencia sobre la corriente de fibrilación según sea la circulación.

Para el diseño las se considera que no se usan elementos de protección lo que equivale a que las resistencias de contactos son iguales a cero son iguales, decir se supone que las personas no tienen guantes ni zapatos. Con las consideraciones de que la tensión es mayor a 200V, humedad normal y tanto para los circuitos manos-pies y pie-pie, La resistencia del cuerpo humano (Rb) de un valor de 1000 Ω. Rb = 1000 Ω.

Considerando piel húmeda y trayectoria Mano -Mano o Mano-Pies.

5.3.3. El límite para corrientes y tensiones Tensión de paso, está establecida de modo similar a lo planteado por IEC para el umbral de fribrilación teniendo en cuenta la corriente y el tiempo en que la falla es despejada por las protecciones es decir es función de la cantidad de energía aplicada al cuerpo humano.

La corriente soportada por el cuerpo es IB = 0,116 / ts1/2 Para una persona de 50 Kg IB = 0,157 / ts1/2 Para una persona de 70 Kg

También se define la resistencia de los dos pies en serie

R2Fs = 6 ρ

La resistencia de los dos pies en paralelo

R2Fp = 1,5 ρ

Tensión de paso límite

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E step = ( Rb + R2 FS ) ⋅ I B

Resulta E step =

(1000 + 6 ⋅ ρ ) ⋅ I B ⋅ 0,157 tS

El límite para la tensión de Contacto del mismo modo es

Tensión de contacto límite Etouch = ( Rb + R2 Fp ) ⋅ I B

Resulta Etouch =

(1000 + 1,5 ⋅ ρ ) ⋅ I B ⋅ 0,157 tS

tS es la duración del shock Tiempo máximo de actuación de de las protecciones incluye respaldos y recierres resistividad del suelo. Si se trata de capas especiales como piedra partida aplicar resistividad superficial

5.4. DIMENSIONAMIENTO DE LA RED DE PUESTA A TIERRA 5.4.1. Red de puesta a Tierra Para el cálculo de una red de tierra, podremos utilizar distintas fórmulas desde las muy simples que permiten tener una buena aproximación, a las más complejas que tienen en cuenta todo los elementos que intervienen Formulas simplificadas Rg =

ρ     1   4  π    A

Si consideramos la longitud de cable enterrado. Rg =

ρ     1   4 π     A

+

ρ L

Para determinar la resistencia de dispersión a tierra de la red de conductores horizontales enterrados a una profundidad mínima de 80 cm el valor es:   1 R = ρ + L  

    1  1  1+ 20 ⋅ A  20   1 + h ⋅  A  

Donde h profundidad L longitud de conductor enterrado A área cubierta por la malla en m2

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Una puesta a tierra ideal la resistencia será cercana a cero. La elevación del potencial de la red se incrementa proporcionalmente con la corriente de falla, por tanto a mayor corriente de falla menor resistencia de tierra debemos disponer. Para grandes Estaciones o Playas de Maniobra la resistencia debe ser menor a 1 ohm

5.4.2. Contribución de las jabalinas Las jabalinas de neutros y descargadores se vinculan a la malla de tierra y deben ser tenidas en cuenta al determinar el valor total de la puesta a tierra. Del mismo modo cuando es difícil alcanzar los pretendidos valores con la malla solamente es recurso apropiado el agregado de jabalinas. Por la influencia mutua el valor alcanzado por la resistencia del conjunto de los conductores verticales es menor que cualquiera de los componentes por separado, pero mayor que la resistencia de su conexión en paralelo. Rg =

R1R2 − ( R12 ) 2 R1 R2 − 2 R12

Utilizamos la formula de Schwartz Donde: R1 resistencia de la red de horizontal R2 resistencia combinada de todas la jabalinas R12 resistencia mutua entre el grupo de conductores horizontales y el grupo de jabalinas Cuando se colocan jabalinas profundamente en el terreno a fin de alcanzar suelos de mayor conductibilidad entonces valen las expresiones siguientes.   ρ    l1   l   ln 2 i  + K1  1  − K 2  R1 =   A  π ⋅ l1    h  

(

)

2  ρ    l2   l   ln 8  − 1 + 2 K1  2  n − 1  R2 =   A  2nπ ⋅ l2    d 2     ρ a    l1   l   ln 2  + K1  1  − K 2 + 1 R12 =  ⋅ π l l   2  A 1   

Donde

•

ρ1 resistividad del suelo encontrada por los conductores de red enterrados

•

a la profundidad h

•

ρa resistividad aparente del suelo para una jabalina (ohm⋅m)

•

ρ2 resistividad de la capa inferior del suelo (ohm⋅m)

•

H espesor de la capa superior del suelo (m)

•

l1 longitud total de los conductores de la red (m)

•

l2 longitud promedio de las jabalinas (m)

•

h Profundidad de alojamiento de la red (m)

•

hi ( d1 h)1/2 Para conductores enterrados a profundidad h,

•

A área cubierta por la red de dimensiones a×b (m2)

•

n numero de jabalinas dentro del área A,

•

K1 y K2 constantes relacionadas con la geometría del sistema Fig 18a y 18b de IEEE St 80 ESTACIONES TRANSFORMADORAS –EQUIPAMIENTO ELECTRICO-PAT Ing. Fernando Marull 77

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•

d1 diámetro de conductor de la red (m)

•

d2 diámetro de las jabalinas (m)

•

a lado mayor del rectángulo de le red (m)

•

b lado menor del rectángulo de le red (m)

• • •

Curva A para profundidad h = 0 Curva B para profundidad h = 1/10 √Area Curva C para profundidad h = 1/6 √Area

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La ecuaciones son válidas para el suelo de dos capas y cuando las jabalinas pasan a la capa inferior más conductiva, las jabalinas comparten parcialmente ρ1 y ρ2, los valores R1 y R2 son calculados con el uso de ρa resistividad aparente del suelo para suelos uniformes ρ1 y ρ2 tienen el mismo valor.

ρa =

l2 ( ρ1 ρ 2 ) + ρ1 (l2 + h − H ) ρ 2 ( H − h)

5.4.3. Máximas Tensiones de Paso y de Malla dentro de la estación Para los rangos usuales de sección de conductor, profundidad de enterramiento y especialmente se puede decir.

•

Estep = 0,1 a 0,15 ρ i.

de Paso

•

Etouch = 0,1 a 0,8 ρ i.

de Toque

•

Emesh = ρ i.

de Malla

Con i corriente en A por metro de conductor enterrado ρ resistividad (Ω⋅m) Deberá incluirse un factor de irregularidad para contemplar la no uniformidad en el flujo de corriente a tierra por unidad de longitud de conductor enterrado.

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Emesh =

ρK m K i I g L

Donde

•

Km coeficiente que toma el efecto del número n, espaciamiento D diámetro d y profundidad de enterramiento h de los conductores de la red Km =

1  D 2  1  3  5  7  ln + ln    2π  16hd  π  4  6  8 

Su valor puede ser determinado como

•

Ki coeficiente de irregularidad de corrección, calculado según IEEE Sd 80

•

ρ2 resistividad promedio del suelo (ohm⋅m)

•

Ig corriente máxima de falla (A) que fluye entre la red y el terreno antes calculada

•

L longitud mínima total de conductor enterrado

Si el valor de Emesh se iguala al valor máximo tolerable resulta:

ρK m K i I g L

=

157 + 0,235 ρ S tS

Con el dato de L y de R g (resistencia de dispersión de la red) se tienen dos datos básicos para el diseño de la red que se puede mejorar con el plano de planta de la subestación. Se ha incluido ρs para considerar la resistividad superficial. Resulta: L=

ρ S K m Ki I G tS 157 + 0,235 ρ S

Con el dato de L y el de Rg (resistencia de dispersión de la red), se tienen dos datos básicos para el diseño de la red, que podrá afinarse sobre el plano de planta de la subestación. Si la longitud de conductor resultante por razones geométricas y físicas, por la necesidad de conexión de todo el equipamiento, es mayor que el valor L calculado, el problema está básicamente resuelto. De lo contrario, deberán reducirse las dimensiones de la cuadrícula hasta obtener el valor de L necesario para el control de los gradientes. Por otro lado, con el valor de Rg y el de la intensidad de falla más desfavorable IG, se tiene el valor de GPR, con el cual se analizarán eventuales problemas con la “tensión de transferencia.

5.4.4. Tensión de contacto del lado externo del cerco perimetral Es recomendable extender la red de puesta a tierra hasta fuera de cerco perimetral para evitar tensiones de contacto peligrosas para la persona parada en el lado exterior del cerco y tocando el mismo. El cerco perimetral debe conectarse cuidadosamente a la red cuando el cerco este distante de la malla se deberá conectarse con dos conductores en paralelo, para mantener los valores de tensión de contacto, por debajo de los máximos establecidos por las normas nacionales, caso SEE 77/98.

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5.4.5. Materiales para la Red de Tierra a) b) c) d) e) f) g) h)

Jabalina cilíndrica de acero – cobre y sus accesorios Norma IRAM 2309. Soldadura cuproaluminotérmica Norma IRAM 2315 Conductores de cobre desnudos Norma IRAM 2049 Conductores de cobre cubiertos en PVC Norma IRAM 2143 Conductores de acero recubierto en cobre cableado en capas concéntrica Norma IRAM 2467 Conductores de acero recubierto en cobre trefilado duro Norma IRAM 2466 Conductores de acero - cobre Norma ASTM B227 Código de práctica para puestas a tierra de Sistema Eléctricos norma IRAM 2281

5.4.6. Sección Mínima del Conductor de Tierra La sección mínima deberá ser determinada en función de la corriente máxima previsible de falla con la metodología de la sección 9 de la Norma IEEE Std. 80. No obstante, en el diseño de la red basando en evitar daños producidos por corrosión se indica sección mínima de 90 mm2 constituido por 7 hilos de cobre. En la figura se puede apreciar la figura del transitorio de corriente en un cortocircuito el valor para el cálculo será la suma cuadrática de la componente alterna más la integral de la componente unidireccional Este valor de corriente deberá de verificado con la capacidad térmica de los conductores a través de aceptar una elevación máxima de 200 °C Formula de la corriente I para una temperatura máxima final dada. Tm

 TCAP × 10 −4   K 0 + Tm  ln I = A    K +T a   0  t tα r ρ r

  

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Donde

ABACO PARA DIMENSIONAR EL CONDUCTOR DE LA MALLA

Sección mínima de la Red de Tierra

La sección mínima deberá ser determinada en función de la corriente máxima previsible de falla con la metodología de la sección 9 de la IEEE Std. 80. ESTACIONES TRANSFORMADORAS –EQUIPAMIENTO ELECTRICO-PAT Ing. Fernando Marull 88

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No obstante, en el diseño de la red basando en evitar daños producidos por corrosión se indica sección mínima de 90 mm2 constituido por 7 hilos de cobre. El diámetro de los conductores entre 90 y 250 mm2 normalmente empleados tienen un efecto despreciable en el “potencial de malla”. Los espaciamientos entre conductores paralelos de la red entre 5- 15 metros mientras que la profundidad normal sera de 0,80 m

5.5. CONSIDERACIONES CONSTRUCTIVAS Y DE MONTAJE Dada la importancia de la malla de puesta a tierra, tanto desde el punto de vista operativo como de seguridad, los siguientes aspectos deberán ser tenidos en cuenta desde la etapa de proyecto.

5.5.1. Fundaciones En las fundaciones, previo al hormigonado, deberán instalarse caños plásticos de diámetro mínimo 25 mm para el pasaje de los conductores de puesta a tierra. Todos los cables de conexión deberán quedar protegidos para evitar que puedan ser dañados. Todos los bulones de conexión deberán ser accesibles para inspección. Todas las armaduras de las fundaciones tendrán continuidad eléctrica mediante soldadura y serán conectadas a la malla de tierra mediante un chicote.

5.5.2. Malla de Puesta a Tierra y Conexiones Al margen de las necesidades específicas relativas a la resistividad del terreno y a las tensiones de paso y de contacto, la cuadrícula de la malla de tierra se densificará mediante el agregado de ramas adicionales en las proximidades de las estructuras aporticadas de retención de barras e hilo de guardia, los transformadores de medida, descargadores de sobretensión y capacitores de acoplamiento para el sistema de onda portadora. Las bajadas para conexión a la malla deberán ser conectadas, con la mínima longitud posible, a dos de los lados de la cuadrícula que rodean los pórticos y/o estructura soporte de equipo. Cada conexión deberá hacerse lo más cercana a los cruces de la malla. La sección de los cables de bajada deberá ser igual a la sección del cable de la malla de tierra. Todas las conexiones de la malla deberán ser ejecutadas mediante soldadura exotérmica y las conexiones a equipos y estructuras mediante terminales y bulones. Los descargadores de sobretensión, los transformadores de tensión y los neutros de los transformadores de potencia deberán estar conectados, además de su vinculación a la malla, a jabalinas con cámara de inspección. Los descargadores deberán conectarse a la red de tierra de forma tal que las corrientes que drenen no afecten la zona de puesta a tierra de aparatos fuentes de señal (TC, TV, capacitores de acople) La puesta a tierra del neutro de los secundarios de los transformadores de medida deberá ser realizada en la caja de conjunción de cada terna de transformadores.

5.5.3. Detalles en Canales para Cables Los canales para el tendido de cables llevarán a lo largo, como mínimo, un conductor de la misma sección que la malla de puesta a tierra, al que se conectarán todos los soportes metálicos colocados dentro de los canales. Dicho conductor deberá ser conectado a la malla de puesta a tierra cada 20 m como máximo.

5.5.4. En interior de los Edificios Las armaduras de edificios serán puestas a tierra con igual criterio que las fundaciones de playa. Igualmente, todas sus partes metálicas, aberturas, cabriadas, etc. deberán ser conectadas a la malla de puesta a tierra. Según sean las dimensiones, se las vinculará en uno o más puntos. Las partes móviles deberán estar vinculadas a las partes fijas mediante cintas flexibles. Los canales interiores para cables llevarán un conductor de puesta a tierra similar al de los exteriores igualmente vinculado a la malla de puesta a tierra. ESTACIONES TRANSFORMADORAS –EQUIPAMIENTO ELECTRICO-PAT Ing. Fernando Marull 89

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Todos los canales sobre los cuales se instalan tableros deberán estar recorridos por una pletina de cobre de sección mínima 120 mm 2 y a una distancia de 10 cm por debajo del nivel de montaje de tableros. Este colector se unirá regularmente a la malla de puesta a tierra y, al mismo, deberán ser conectados los siguientes elementos:

• • •

Los blindajes de los conductores, separados al pie de los tableros. Los conductores de reserva de los cables multifilares indicados en el párrafo respectivo. Los bastidores o estructuras de los tableros y / o de los equipos móviles instalados en él.

Los locales donde se instala equipamiento electrónico deberán estar provistos de un plano de tierra equipotencial, compuesto por una hoja de cobre continuo sobre todo el piso, con un espesor aproximado 0.1 mm o cinta de cobre 100 × 1 mm en configuración mayada, dependiendo del número y posición de los aparatos, instalada por ejemplo bajo el falso piso. Dicho plano de tierra constituirá el colector de la puesta a tierra funcional y de seguridad, para todos los aparatos electrónicos instalados, de clase 2 kV. El plano de tierra deberá ser conectado a una única toma de tierra que llegue a la malla de tierra mediante conexión de sección adecuada. Dicha conexión, si es de longitud superior a algunos metros, deberá ser de tipo blindado, debiendo ser dicho blindaje conectado a tierra, sólo del lado de la malla de tierra. Las tierras de los aparatos deberán conectarse al mencionado plano de tierra equipotencial, en modo radial, cada una con conexión propia de mínima longitud. Cuando se trate de locales en distintas cotas, deberá realizarse la interconexión de los planos de tierra equipotencial de los mismos, con conexiones de baja impedancia (cuerdas múltiples y/o pletina de cobre 100 x 1 mm). Todos los aparatos no electrónicos (otras alimentaciones y servicios como la instalación de acondicionamiento de aire, etc.), deberán conectarse a la toma de tierra utilizando conexiones independientes de las anteriores.

5.5.5. En las Estructuras de la Estación En las estructuras metálicas, deberá asegurarse la continuidad, para permitirles actuar como conductor de puesta a tierra y deberán preverse los agujeros necesarios para la colocación de los bulones de conexión a la malla de puesta a tierra. La puesta a tierra de funcionamiento de los seccionadores, transformadores de medida, capacitores de acoplamiento, deberá ser realizada mediante cables o pletinas de cobre de sección igual a la de la malla.

5.5.6. Conexión de los Cableados Auxiliares Los blindajes de los cables deberán ser conectados a tierra en ambos extremos de cada tramo con conexiones lo más cortas posibles, con las siguientes excepciones:

• • • •

Cables para el envío de señales de muy bajo nivel (por ejemplo termorresistencias o termocuplas), cuyo blindaje deberá ser conectado a tierra en un solo extremo. Estos cables deberán, además, conducirse por cañería o por bandeja apantallante puesta a tierra cada 20 m. Cables provenientes de transductores del tipo doble apantallado; la pantalla interior, cinta de material no magnética, deberá ser conectada a tierra en un solo extremo, en tanto que la pantalla exterior, malla de cobre, deberá ser conectada a tierra en ambos extremos. Cables provenientes de capacitores de acoplamiento de onda portadora, cables triaxiales, que además de los anteriores, su blindaje externo se conectará a tierra en ambos extremos. En todos los casos, el blindaje de los cables deberá ser conectado mediante un collar de cobre soldado a aquél y de la misma sección.

Todos los conductores libres de cables multifilares deberán ser conectados a tierra en ambos extremos. Los blindajes de los cables provenientes de la playa de alta tensión, deberán ser conectados a tierra, a la entrada de los edificios, pudiendo luego proseguir y transitar en proximidad de otros circuitos y de aparatos electrónicos.

5.5.7. Conexión del Cerco Perimetral El cerco perimetral de acero cincado deberá conectarse a la red de puesta a tierra mediante conductores de cobre o acero-cobre. La conexión se efectuará con conectores de acero cincado o aluminio bifilares bimetálicos. ESTACIONES TRANSFORMADORAS –EQUIPAMIENTO ELECTRICO-PAT Ing. Fernando Marull 90

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Deberá extenderse hacia fuera, mediante los conductores necesarios, para controlar la tensión de contacto en la parte exterior del cerco. Se garantizará que todas y cada una de las secciones del cerco perimetral se encuentren conectadas a la red de tierra. Las puertas se conectarán al cerco mediante cintas flexibles de cobre estañado.

5.6. MEDICIÓN DE RESISTENCIAS Y RESISTIVIDADES 5.6.1. Relación entre la Resistividad del Suelo y la Resistencia de Dispersión de un Electrodo Cilíndrico de Dimensiones Conocidas

La fórmula de Dwight para obtener la resistencia de dispersión a tierra aplicable a un electrodo cilíndrico es: R=

ρ   4L   2πL ln  − 1   a  

donde:

• • • •

r resistividad "aparente" o "equivalente" del suelo atravesado por electrodo (Ώcm), L longitud del electrodo(cm), a radio del electrodo (cm), R resistencia de dispersión a tierra Ώ).

Por tanto, la resistividad "equivalente" del terreno que rodea al electrodo es:

ρ=

R × 2π × L  4L  ln  −1  a 

Medida entonces la resistencia de dispersión R hincada hasta la profundidad L y conocidas las dimensiones físicas del electrodo, se puede calcular la resistividad "equivalente" ρ .

5.6.2. Método de tres electrodos para Medición de Resistencia de Dispersión El método de tres electrodos que es el mismo que se utiliza para medir la resistencia de dispersión de un electrodo cilíndrico común o Jabalina, solo que para el caso de utilizar la resistencia medida RD para el cálculo de la resistividad ρ, la dispersión del electrodo principal deberá ser medido sin interferencias mutuas. ESTACIONES TRANSFORMADORAS –EQUIPAMIENTO ELECTRICO-PAT Ing. Fernando Marull 91

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En resumen, se instalan tres electrodos a lo largo de una línea recta, separados por las siguientes distancias A, hincados a una profundidad 0,2 m. Se mide la tensión del electrodo de potencial de exploración P inyectando corriente entre los dos electrodos extremos E y C

• • •

E Electrodo Principal a medir C Electrodo de Corriente P Electrodo de Potencial

Telurómetro con 3 electrodos W

E

P

C

0,2 m Rg A = 0,61 B B

5.6.3. Método de Wenner para Medición de la Resistividad de Suelos El método de Wenner de cuatro electrodos es el más común de las técnicas utilizadas. En resumen, se instalan cuatro electrodos a lo largo de una línea recta, separados por distancias iguales A, hincados a una profundidad B. Se mide la tensión entre los electrodos interiores (de potencial), inyectando corriente entre los dos electrodos exteriores (de corriente). La resistividad es entonces vemos la ecuación:

ρ= 1+

4π × A × R 2A A − 2 2 2 A + 4B A + B2

Donde:

• • • •

r resistividad del suelo (Ώm ) R resistencia en ohms resultante de la división de la tensión entre los electrodos de potencial por la corriente en amperes fluyendo entre los electrodos de corriente, A distancia entre electrodos adyacentes (m) B profundidad de los electrodos.

Si B es pequeña comparada con A, (B