Centrales y subestaciones

Electrónica. Tensión. Diseño. Elementos. Barras. Transferencia. By-pass. Canalizaciones. Alumbrado

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S1.-¿Qué consideraciones y criterios de diseño se deben tener en cuenta a la hora de determinar la localización, capacidad y tensión de una subestación?.

Se deben considerar dos aspectos importantes:

1º.- Función que va a desempeñar dentro del sistema eléctrico.

2º.- Forma de operación que dependerá de las necesidades del sistema eléctrico en el lugar de ubicación de la misma.

Consideraciones a tomar:

1º.- AL DETERMINAR SU FORMA DE OPERACIÓN.

  • Si existe posibilidad de conexión ce una nueva central o subestación.

  • Si va suministrar potencia a dos o mas niveles de tensión.

  • Si alimentará a grandes centros de consumo con gran concentración de carga.

2º.- AL ESTABLECER LOS CRITERIOS DE DISEÑO.

  • Flujos de carga.

  • Cortocircuito.

  • Estabilidad transitoria.

  • Sobretensiones transitorias.

PARA SU LOCALIZACIÓN: se realizará un estudio de planificación a partir del cual se localiza el centro de carga o nudo de la región que se quiere alimentar, para ello en un plano topográfico de la zona se traza una cuadricula de 0.5x0.5 km. Obtenemos la potencia instalada de cada cuadricula, contando el numero de transf. De distribución repartidos por la misma y sumando la potencia en KVA de todos ellos. Esto se realiza durante 5 o 10 años, para ver la velocidad de crecimiento y obtener la cuadricula de mayor velocidad de crecimiento donde se ubicará el centro de carga.

LA TENSIÓN: Ésta se puede fijar de acuerdo con los valores normalizados y en función de los siguientes factores:

Si la S.T. se alimenta de forma radial, la tensión se puede fijar en función de la potencia que ésta vaya a transmitir.

Si la S.T. se enlaza en anillo, la tensión será la misma del anillo del cual formará parte.

Si se alimenta de una línea de transporte cercana, la tensión de la S.T. será la misma de la línea.

S2.- ¿Cómo se clasifican las subestaciones atendiendo a la función que desempeñan dentro del sistema eléctrico? Dibuja el esquema unifilar desde la generación hasta el consumo en BT.

  • Subestación elevadora u subestación transformadora primaria. Se ubican en lugares adyacentes a las centrales generadoras. Tienen por misión elevar la tensión de generación a la de transporte.

  • Subestación reductora primaria. Recibe las líneas de transporte provenientes de las centrales, por lo que una de sus misiones es la interconexión. Reduce la tensión a valores de 132 ó 66kV. Otra misión es la de reparto.

  • Subestación reductora secundaria. Alimentadas por una o varias líneas de 132 ó 66kV reducen la tensión a 20kV. Las líneas de salida alimentan directamente a los abonados o a los CT, por tanto, también tienen como misión la interconexión y el reparto.

S3.- ¿Y atendiendo al tipo de instalación?

  • subestación intemperie. Se construyen al exterior, por lo que su aparamenta debe soportar condiciones atmosféricas adversas dependiendo de la zona de ubicación. Generalmente se alimentan mediante líneas aéreas de MAT.

  • Subestación de interior. Se instalan en el interior de edificios. Esta solución se adopta en subestaciones transformadoras secundarias, ya que al emplear tensiones menores, permite disminuir el espacio ocupado por la subestación.

  • Subestaciones blindadas. Las partes activas sometidas a tensión se encuentran encerradas en el blindaje por cuyo interior circula un gas aislante SF6. Este sistema consigue una reducción de espacio muy importante y su forma modular permite ampliaciones posteriores.

  • S4.- Define la subestación de acuerdo con la MIE-RAT01. ¿Qué diferencia existe entre una subestación de maniobra y una subestación de transformación?.

    Subestación. Conjunto situado en el mismo lugar de la aparamenta eléctrica y de los edificios necesarios para realizar alguna de las funciones siguientes:

    1. - transformación de la tensión,

    2.- de la frecuencia,

    3.- del nº de fases,

    4.- rectificación,

    5.- compensación del factor de potencia,

    6.- conexión de dos o más circuitos. Exceptuando a los CT.

    Que la subestación de maniobra sirve para la conexión de entre dos o más circuitos y su maniobra, y la subestación de transformación está destinada a la transformación de la energía eléctrica mediante uno o más transformadores.

    S5.- ¿Cómo se organiza una subestación de acuerdo con las funciones que desempeña cada uno de sus elementos.

    Se organiza en módulos con el fin de facilitar el análisis de las funciones a desarrollar por cada uno de sus elementos:

    a) Módulo de línea. Compuesto por la llegada de una línea aérea o subterránea y de los equipos de control, protección y desconexión del circuito eléctrico, como son: transformadores de corriente, interruptores, seccionadores de puesta a tierra de la línea, bobinas de bloqueo.

    b) Módulo de acoplamiento entre barras. Permite el trabajo independiente de cada una de las barras de la ST con juego de barras dobles o triples, o el acoplamiento entre secciones de barras en el caso de una ST con sistema de barras partidas.

    c) Módulo de barras. Es el nudo donde se realiza la alimentación y el reparto de la energía dentro de un mismo nivel de tensión y contiene los aisladores y barras.

    d) Módulos de transformación. Constituidos por un trafo o autotrafo de potencia, los aparatos de corte y los sistemas auxiliares de protección del trafo.

    e) Otros módulos. Baterías de condensadores, reactancias, etc.

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    S6 Dibuja un esquema de barras dobles con By-Pass ¿Qué inconvenietes y ventajas tiene?

    Presenta las ventajas de reparto de varga, flexibilidad en maniobras, continuidad en el suministro electrico, etc.. y en caso de averia es un interruptor de linea o de trafo l afuncion de protección la puede efectuar el interrumpor de acoplamiento.

    El inconveniente mas destacado son que el montaje es caro y complejo, q ocupa mucho espacio y su maniobra complicada.

    S7.- Dibuja un sistema eléctrico unifilar de barras simples partidas. ¿Cuáles son sus ventajas e inconvenientes?

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    La misión del acoplamiento es interrumpir la continuidad del embarrado, separando o aislando las diferentes fuentes de alimentación de la ST. Una revisión de un elemento conectado en barras dejaría sin servicio al 50% de la instalación. En el caso de avería en un circuito alimentador, podría mantenerse en servicio alimentándolas con el otro circuito alimentador a través del módulo de acoplamiento.

    S8.- Dibuja el embarrado de barras simples con barras de transferencia y by-pass.

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    S9.- Dibuja un esquema unifilar de un embarrado de anillo. ¿Qué ventajas e inconvenientes presenta este tipo de embarrado?

    Ventaja: sistema muy flexible, pudiéndose efectuar un buen reparto de la carga.

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    Inconveniente: para el mantenimiento, si es necesario abrir el anillo, se puede incrementar la corriente de carga de los interruptores que permanecen en servicio, produciéndose disparos intempestivos de la protección.

    S10.- ¿Cómo se fija el nivel de aislamiento de una subestación? Según la instrucción MIE-RAT12p2, ¿cómo se clasifican los materiales empleados en aparamenta eléctrica?.

    Se fija en función de la tensión nominal de operación, de las normas reglamentarias y de los niveles de sobretensiones existentes en el punto de la red donde se vaya a ubicar, y se conoce como Nivel Básico de Impulso (NBI) expresándose en kV.

    Clasificación de los materiales:

    Grupo A.- 1kV<Tensión<52kV

    Grupo B.- 52kV=<Tensión<300kV

    Grupo C.- 300=<Tensión.

    S11.- ¿Cuáles son los diseños de barras a los que se tiende en la actualidad? ¿qué ventajas tiene la eliminación de los by-pass?.

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    En las ST de antiguo diseño primaba la colocación de by-pass con una o dos barras. En la actualidad es raro el by-pass, salvo en casos muy concretos, siendo la tendencia de diseño la reflejada en los siguientes esquemas:

    Ventajas e la eliminación del by-pass:

    1) Todos los aparatos quedan situados en el mismo nivel.

    2) Se reduce el riesgo para el personal que efectúa las revisiones.

    3) Se simplifican las maniobras.

    4) Se reduce la probabilidad de avería al disminuir el número de elementos en tensión.

    5) Diseño de los bloques es más sencillo.

    6) Ahorro en el coste de instalación y mantenimiento.

    7) Se simplifica el control.

    S12.- Enumera los principales componentes y sistemas que forman una ST de tipo intemperie.

    1) Trafos de potencia o autotrafos.

    2) Interruptores.

    3) Seccionadores.

    4) Trafos de medida: Ve I.

    5) Pararrayos.

    6) Bobinas de bloqueo y equipo de comunicación.

    7) Aisladores y herrajes.

    8) Sistema de barras y estructura soporte.

    9) Red de puesta a tierra.

    10) Canalizaciones, conductos y drenajes.

    11) Edificio de control.

    12) Alumbrado normal y de emergencia.

    13) Sistema de alimentación de c.c.

    14) Sistema de aire comprimido.

    S13.- ¿Qué función desempeña la chimenea de expansión? ¿Dónde se sitúa la válvula de retención en los trafo de potencia? ¿qué misión desempeña?

    Actuar de válvula de seguridad que impide las sobrepresiones dentro del trafo originadas por un cortocircuito interno.

    Se sitúa en la tubería de unión del depósito conservador con la cuba, lo más próximo posible al depósito.

    Impedir la salida del aceite contenido en este depósito como consecuencia de una rotura en los pasatapas o en cualquier otro lugar situado en una cota inferior respecto del depósito.

    S14.-Enumera los diferentes aislamientos de que consta un trafo de potencia, de acuerdo con los diferentes elementos de construcción.

    • De los conductores.

    • De espiras

    • De capas.

    • Entre bobinas.

    • Entre arrollamientos primario y secundario y entre el devanado más cercano al núcleo a éste.

    • Cerquillos.

    • Aceite aislante.

    • Pasatapas

    S15.- Enumera los accesorios que se instalan en un trafo de potencia para conseguir un correcto funcionamiento. Describe el desecador de aire e indica su finalidad.

    • Depósito conservador de aire

    • Indicador del nivel de aceite.

    • Desecador de aire.

    • Relé Bukchholz.

    • Chimenea de expansión.

    • Válvulas de llenado.

    • Válvulas automáticas de retención.

    • Válvulas de vaciado.

    • Válvulas de toma de muestras del aceite.

    • Termostatos.

    • Termómetros.

    Desecador de aire. Sirve para evitar la entrada de humedad en el depósito de expansión. Los cambios de volumen en el aceite provocados por variaciones en la temperatura provocan una admisión o expulsión de aire en la cuba. Este aire contiene humedad que origina una disminución de la rigidez dieléctrica del aceite. Es un depósito lleno de gravilla de gel de sílice que absorbe la humedad del aire impidiendo que esta llegue al aceite.

    S16.- ¿Qué misión desempeña el depósito conservador de aceite de un trafo de potencia? ¿Cómo está constituido?

    1) Mantener constante el nivel de aceite en la cuba del trafo, haciendo frente a las dilataciones y contracciones que experimenta el aceite como consecuencia de las variaciones de temperatura.

    2) Evita el envejecimiento del aceite reduciendo la oxidación.

    3) Impide la absorción de humedad.

    Depósito cilíndrico que dispone de dos orificios en la parte superior que sirven para el llenado y tres en la parte inferior de los que parten las correspondientes tuberías; una une el depósito con la cuba intercalando el relé Bulchholz, otra de conexión con el desecador de aire y la tercera que conecta con el regulador de tensión.

    S17.- ¿qué formas de bobinado se emplean en trafo de potencia?.

    Las bobinas pueden ser:

  • Rectangulares. Se usan para trafos de pequeña potencia (5MVA/60Kv). La disposición de los devanados primario y secundario es concéntrico y el núcleo tb es rectangular.

  • Cilíndrica. Se una en trafos de mediana potencia (10MVA/20Kv ). Son una especie de discos que constan de varias vueltas en espiral separados entre si de cartón. Entre el primario y el secundario se disponen unas pequeñas pantallas de cartón baquelizado que aumenta la rigidez dieléctrica además de establecer canales axiales de circulación del refrigerante. El devanado es continuo se emplea para potencias hasta 40 MVA y tensiones entre 20 y 66 Kv. Se inicia a partir de un disco y se devana en espiral desde el tubo aislante hasta el exterior, en la ultima vuelta se conecta con el exterior del siguiente disco y se devana en espiral de fuera a dentro, continuando el proceso hasta finalizar la bobina.

  • De galleta, se emplea para potencias elevadas y tensiones de 220 o 400 Kv. Los bobinados del primario y secundario se devanan en forma de galleta restangulares colocándose las bobinas del primario y secundario alternadas.

  • S18.- ¿Cuáles son los sistemas más empleados para la evacuación de calor en un trafo de potencia?.

    Refrigeración natural. Para trafo de pequeña y mediana potencia. El aceite circula por diferencia de densidades a través de unos radiadores adosados a la cuba, aumentándose la superficie de refrigeración en contacto con el aire.

    Refrigeración forzada de aire. Para grandes potencias. A los radiadores se les adosa una serie de ventiladores (de tipo horizontal o vertical) que aceleran el proceso de disipación.

    Circulación forzada de aceite. Consiste en la aspiración e impulsión del aceite caliente mediante una bomba. La finalidad de la bomba es aumentar la velocidad de circulación del aceite a través de los radiadores.

    S19.- Explica el sistema de refrigeración de un trafo: ON/AF.

    Trafo en baño de aceite con circulación natural, refrigerado este aceite mediante aire con circulación forzada.

    S20.- ¿Qué tipo de protección es el relé de imagen térmica? Defínelo y describe su funcionamiento.

    Es un relé de protección contra sobrecargas. Detecta la temperatura del punto más caliente del bobinado del trafo; siendo, por tanto, la mejor protección. Sirve para controlar la temperatura de los devanados y para el control de la ventilación forzada. Consta de:

    1.- Termómetro,

    2.- Tubo capilar,

    3.- Detector de temperatura,

    4.- Trafo de I,

    5.- Autotrafo,

    6.- Calentador,

    7.- Envoltura del conjunto.

    El calentador se conecta al secundario de un trafo de intensidad a traves de un autotrafo el primario del T/I lo constituye la fase de salida del T/P, por tanto la corriente del calentador es proporcional a la corriente de bobinado. El detector de temperatura esta colocado dentro del calentador y ambos en la parte superior de la cuba del trafo en contacto con el aceite, por tanto la temperatura del detector representa la suma de la temperatura de la parte superior y de la temperatura de la parte mas caliente del bobinado.

    S21.- Formas de conexión de los trafo de potencia.

    Estrella-estrella. Aislamiento mínimo. Cantidad de Cu mínima. Neutros accesibles. Alta capacidad entre espiras, reduciéndose los esfuerzos durante los transitorios de tensión.

    Estrella-estrella con terciario en triángulo. Elimina el 3º armónico y las tensiones que éste origina en los devanados principales. Aumenta el tamaño y el coste del trafo.

    Triángulo-triángulo. En caso de avería en una fase se puede seguir suministrando potencia. Circuito eléctrico económico para cargas elevadas y bajas tensiones. Es necesario utilizar un neutro artificial o banco de tierra. Se necesita mayor cantidad de Cu y de aislamiento.

    Triángulo-estrella: Para elevadores de tensión y de distribución. Se aislan las corrientes de tierra de secuencia cero. Se eliminan las tensiones ocasionadas por el 3º armónico.

    Estrella-triángulo: Para reductoras de tensión. No se puede conectar a tierra el secundario. Se eliminan las tensiones provocadas por el 3º armónico.

    Autotransformador. Menor tamaño. Mayor probabilidad de fallos. Las conexiones de primario y secundario deben de ser iguales.

    S22.- ¿Qué dificultades plantea la protección diferencial en los trafo de potencia?

    • las corrientes de primario y secundario de un trafo son diferentes, por lo que habrá que utilizar trafo de intensidad de diferente relación de transformación para conseguir que la corriente secundaria fuera la misma en condiciones normales.

    • Difícil adaptación de éstas corrientes a las normales.

    • El propio trafo introduce desfases entre las corrientes primaria y secundaria, que hay que tener en cuenta.

    • La corriente magnetizante, cuando el trafo se encuentra en vacío puede dar lugar a desconexiones si el relé diferencial no es de tipo compensado.

    • Los relés diferenciales deben estar provistos de un sistema de retardo en el momento de la conexión.

    • Elevado coste.

    S23.- Describe el funcionamiento del relé Buchholz. ¿Cómo se efectúa la valoración de los daños causados por avería interna en el trafo de potencia? ¿De qué anomalías protege?

    Las averías que se producen en el interior de la cuba son debidas generalmente a recalentamientos locales o a los efectos del arco eléctrico, dando lugar a gasificaciones del aceite y de otros aislantes. Estas gasificaciones tienen las siguientes repercusiones en el relé:

    En condiciones normales el relé está lleno de aceite y sus dos flotadores mantienen sus contactos abiertos.

    Ante una pequeña avería, se producen burbujas de gas que al llegar a la parte superior provocan que un flotador cierre su contacto, el de alarma.

    Si se acentúa la avería, la gasificación brusca ocasionará que el otro flotador cierre su contacto y provoque el disparo de interruptor y deje al trafo fuera de servicio.

    Valoración de la avería atendiendo a:

    1) Color de los gases:

    Blancos: Destrucción del papel.

    Amarillos: Deterioro de la madera.

    Negros o grises: Descomposición del aceite.

    2) Inflamabilidad:

    a) Inflamables: Hidrocarburos de descomposición del aceite.

    b) No inflamables: N2, O2, entrada parásita de aire.

    3) Volumen del gas: Importancia del daño.

    Protege de cualquier anormalidad magnética o eléctrica que se presente en el interior del trafo, detectando este desprendimiento este desprendimiento de gases y señalando su presencia.

    S24.- ¿Cuáles son las protecciones contra sobrecargas utilizas en los trafo de potencia? Describe la sonda térmica.

    Para el control de las sobrecargas se pueden emplear las protecciones térmicas o los controles de la temperatura del aceite siguientes:

    Sonda termoeléctrica de la temperatura del aceite. Mide la temperatura de la capa superior del aceite. Se regula a dos posiciones: alarma y disparo.

    • Relés térmicos. Son relés que controlan la intensidad que circula por el trafo, la cual pasa por un actuador bimetálico y provoca su actuación por calor.

    • Relés de imagen térmica colocados en la cuba del trafo. Detectan la temperatura del punto más caliente, siendo la mejor protección.

    • Termostatos que accionan el sistema de ventilación forzada. Controlan los ventiladores y las bombas de circulación de aceite.

    La sonda termoeléctrica consta de un bulbo detector que es el elemento sensible a las variaciones de temperatura; es de acero inoxidable y se monta en la tapa del trafo. Mediante un tubo capilar se transmiten a la esfera indicadora las variaciones de temperatura detectadas por el bulbo. La sonda se puede regular para que actúe a dos temperatura, una de alarma y otra de disparo. La esfera tiene tres agujas, una negra que indica la temperatura, otra azul que indica a la que se producirá la alarma y otra roja para el disparo.

    S25.- ¿En qué consiste un banco de tierra? ¿Qué tipos de bancos de tierra pueden emplearse?

    En un trafo cuya función principal es conectar a tierra el neutro del sistema de distribución y proporcionar un circuito de retorno a la corriente de cortocircuito de fase a tierra.

    Existen dos tipos de bancos de transformación:

    Trafo de tierra con conexión en estrella-triángulo. Conectando la esrella en AT y su neutro a tierra, y el triángulo a BT.

    Trafo con conexión en zigzag. El punto neutro sale a través de la cuba por un pasatapas y se conecta solidariamente a tierra.

    S26.- ¿Qué métodos se emplean para disminuir el efecto de las vibraciones en las barras colectoras?

    • Emplear barras colectoras de tipo cable.

    • Mejorar el empleo de las sujeciones en los soportes.

    • Usar sistemas de sujeción que eviten la reflexión de la vibración.

    • Emplear varillas de armar en los puntos de sujeción de suspensión

    • Montar amortiguadores que absorban la energía de la vibración

    S27.- ¿Cuándo se emplean para la construcción de barras colectoras los conductores tubulares? ¿Qué ventajas presentan?

    Para grandes densidades de cortocircuito, su empleo en subestaciones con tensiones muy elevadas reduce considerablemente la superficie ocupada, resultando además la estructura soporte más ligera.

    Ventajas:

    • Igual resistencia a la deformación en todos los planos.

    • Menor número de soportes necesario debido a su rigidez.

    • Unión sencilla entre los tramos de tubo.

    • Se reducen las pérdidas por efecto corona.

    • Gran capacidad de conducción por unidad de superficie.

    S28.- Describe el método Wenner de medida de la resistividad del terreno.


    Centrales y subestaciones

    Consiste en clavar cuatro electrodos o picas de pequeño tamaño en línea recta hasta alcanzar una profundidad (b) y espaciadas entre sí la misma distancia (a), haciendo circular una corriente a través de los electrodos extremos y se mide la tensión V que aparece entre los dos electrodos

    centrales. Considerando b=0 al ser a>>b, la resistividad del terreno vendrá dada:


    Resistividad=2paV/I, con V=tensión medida en los electrodos intermedios; I=la corriente inyectada. Debe realizarse en tiempo seco y tomando varias madidas en el solar para sacar una media.

    S29.- ¿Qué tipos de electrodos pueden ser utilizados en la puesta a tierra?

    Electrodos formados por materiales metálicos en forma de varillas, cables, chapas o perfiles que presenten una resistencia elevada a la corrosión, tales como Cu o acero debidamente protegido. Los electrodos pueden disponerse de varias formas:

    Picas hincadas al terreno, constituidas por tubos, barras u otros perfiles.

    Varillas, barras, cables enterrados, dispuestos de forma radial, mallada o anular.

    Placas enterradas.

    S32.- ¿Qué se entiende por distancias mínimas de seguridad en una ST?

    A los espacios libres que permiten circular y efectuar maniobras al personal dentro de una ST, sin que exista riesgo para sus vidas y con un mínimo de posibilidad de realización de operaciones durante las maniobras y trabajos de mantenimiento.

    S31.- ¿Qué datos deberán tenerse en cuenta para la realización de un anteproyecto de

    una subestación?

    a) Terreno:

    1.- Datos topográficos,

    2.- Datos del selo,

    3.- Datos catastrales;

    4.- Contaminación,

    5.- Resistencia eléctrica del terreno.

    6.- Fijar la localización de las puertas de acceso (movilidad y tamaño).

    b) Líneas de transporte:

  • Información topográfica sobre la localización de los finales de línea de todas las líneas que lleguen a la ST.

  • Tipos de apoyos empleados, tensiones mecánicas y sección de los conductores.

  • c) Diagrama unifilar: debe contemplar todas las posibles ampliaciones.

    S32.- ¿Cuáles son las partes y subsistemas constituyentes de los servicios auxiliares de una ST?

    a)Servicios de la subestación:

    1.- Transformadores,

    2.- Baterías,

    3.-Cargadores.

    b) Alumbrado:

    1.- Interior,

    2.- Exterior.

    c) Sistema contra incendios.

    S33.- ¿qué zonas se deben considerar en al determinación de las distancias de seguridad?

  • Zona de circulación, zonas donde existe vallas de protección, la altura minima debe ser de 2,25m

  • Zona e circulación de vehículos. La distancia horizontal a las partes activas son de o,7 m. La distancia vertical sera igual a la distancia minima para barras rigidas respecto a tierra y en caso de barras conductoras flexibles se le añadira 0,5 m

  • Zona de trabajo, las distancias de seguridad se determinan de la misma forma que en los casos anteriores y en ningun caso la distancia total sea de 3 m

  • S34.- ¿qué factores se consideran en la instalación de los bancos de condensadores?

    En la instalación de los bancos de condensadores hay que tener en cuenta:

  • ventilación: Si la temperatura de trabajo excede 10ºC de la de diseño, se reduce su vida media en un 70%

  • Frecuencia: los condensadores deben trabajar a la frecuencia nominal, ya que si esta disminuye se reduce la potencia reactiva suministrada.si por el contrario se aumenta la potencia reactiva aumenta en forma proporcional pero tb aumenta la temperatura por lo que se reduce su vida util

  • La tensión. Si se alimenta a una tensión inferior a la nominal lapotencia reactiva se reduce proporcionalmente al cuadrado de la relacion de las tensiones. Pueden trabajar a tensiones superiores en un 10% de su nominal, sin embargo se reduce su vida util media en casi un 50 %

  • La corriente. No debe soportar corrientes de mas de 180% de su valor nominal y una combinación de sobretension y sobrecorriente simultaneas no debe sobrepasar un incremento del 35% que es el valor de incremento máximo en la potencia reactiva nominal. Si se superan estos margenes las temperaturas elevadas que se generarian produciran un aumento de la presion interna que deformaria el recipiente que contien el aislante y las armaduras

  • S35.- ¿Qué separación mínima es aconsejable entre bancos de trafo? ¿Cuándo es necesaria la instalación de muros no combustibles de separación? ¿Qué dimensiones deben tener estos muros?

    La separación mínima es aconsejable entre bancos de trafo es de 8m. Debe aumentarse conforme se aumenta la potencia de los trafo.

    Es necesaria la instalación de muros no combustibles de separación cuando la distancia libre entre trafo es menor de 12m

    La altura debe sobrepasar en 1,5m la altura de la tapa del trafo y su longitud horizontal debe sobresalir 60cm de la longitud horizontal del trafo, incluyendo radiadores.

    S36.- ¿En qué consiste la protección de cuba?

    En detectar la corriente que circula en caso de falta interna a masa entre la cuba del trafo y la conexión de ésta a tierra. La cuba del trafo debe estar aislada de tierra (como mínimo 25W). Cualquier contacto entre la cuba y un elemento de tensión provoca la actuación de esta protección.

    S37.-¿En qué consiste la coordinación del aislamiento de una subestación?. define los niveles de aislamientos considerados.

    Consiste en ordenar los niveles de aislamiento de los diferentes equipos, de manera que al producirse una onda de sobretensión ésta se desagua a través del elemento mas débil, es decir, por un pararrayos, sin producir daños al resto de equipos circundantes.

    NIVEL 1.- tb. llamado superior, se utiliza en los aislamientos internos sin contacto con el aire, como pueden ser los de transformadores, interruptores y cables.

    NIVEL 2.- tb. llamado medio o de seguridad, está constituido por el nivel de aislamiento de los equipos que están en contacto con el aire, atendiendo a la altura sobre el nivel del mar, se utiliza en todos los aisladores , barras y pasamuros de la S.T.

    NIVEL 3.- tb. llamado inferior o de protección está constituido por el nivel de operación de los pararrayos y explosores de protección.

    S38.- Tipos de aisladores para soportar las barras.

    • Tipo cadena. Se emplean para soportar embarrados flexibles, en suspensión o en tensión.

    • Tipo columna. Se usan para soportar el peso de las barras rígidas.

    S39.- ¿Qué influencia tiene la profundidad de enterramiento sobre la resistencia de malla?

    La profundidad de enterramiento habitual es de 0,6m, apropiada porque esta debajo de las zanjas, arquetas, conducciones de cables, y porque queda por debajo de la zona afectada por las heladas

    No resulta ventajoso aumentar la profundidad de enterramiento por dos razones:

  • Se eleva le coste de la obra civil

  • La reducción de resistencia no es grande, si es necesaria disminuir la resisencia es mejor recurrir a la maya ya clásica de picas

  • S40.-¿Qué se entiende por distancia dielectrica entre fases?.

    Es la distancia mínima entre fases que es igual al nivel de aislamiento al impulso (NBI) más el valor de cresta de la onda de tensión a tierra a la frecuencia fundamental, correspondiente a las operaciones nominales de operación. La distancia mínima entre fases es un 15% mayor que la distancia mínima a tierra. Las distancias entre los ejes de los conductores de fases diferentes y entre el eje de un conductor de fase y tierra se determinan sumando las respectivas distancias mínimas el diámetro exterior de los conductores, o bien, las dimensiones exteriores de las partes activas de los aparatos conectados, dependiendo de la situación de que se trate. Para embarrados flexibles hay que considerar los desplazamientos debido al viento y a terremotos, por lo que las distancias mínimas de diseño se obtienen multiplicando por un factor de 1.8 a 2 las distancias mínimas entre fase a tierra dada con relación a la altura sobre el nivel del mar en el lugar de la instalación. El valor de 1.8 se emplea en vanos de 40m. Mientras que el valor de 2 se emplea en vanos superiores a 40m.

    S41.-¿Qué funciones desempeña el deposito de expansión en los trafo de potencia?.

    Es un deposito conservador , un recipiente cerrado y situado por encima de la tapa del trafo y comunicado con la cuba por medio de una tubería con una sección o inclinación que permita el paso del aceite y los gases procedentes de la cuba. Este deposito de expansión cumple las funciones:

    Mantiene cte el nivel de aceite en la cuba del trafo, se dimensiona para contener el 10% del volumen total del aceite de la cuba, haciendo frente a las dilataciones y contracciones que experimenta el aceite como consecuencia de las variaciones de temperatura del mismo.

    Evita el envejecimiento del aceite reduciendo la oxidación, ya que disminuye la superficie de contacto con el aire.

    Impide la absorción de humedad.

    S42.- Define TCF.

    Tensión crítica de flameo. Tensión obtenida experimentalmente que tiene una posibilidad de flameo del 50%. NBI=0.961·TCF.

    S43.- ¿Cómo se puede eliminar el efecto corona?.

    Consiguiendo que la tensión de fase a neutro sea menor que la tensión crítica disruptiva.

    Aumentando el diámetro del conductor.

    Aumentando el número de conductores.

    Aumentando la distancia entre fases.

    S44.- ¿Qué se hace para disminuir las corrientes de cortocircuito?.

    Se conectan bobinas en serie con las 3 fases reduciéndose el cortocircuito trifásico o bien, se instala una bobina en el neutro del trafo de potencia para reducir el cortocircuito monofásico a tierra.

    S45.-¿En que consiste la protección de subfrecuencia en los trafos de potencia?.

    La reducción de frecuencia respecto al aumento de densidad de flujo tiene el mismo efecto que una sobretensión; el flujo se deriva desde el núcleo laminado hacia la carcasa, los pernos del núcleo pueden alcanzar una temperatura peligrosa que destruya su propio aislamiento y convertirse en una espira en cortocircuito. Relacionamos  =K·E/f La maquina puede trabajar con cierto grado de sobretensión cuando ésta va acompañada de un aumento de frecuencia, no debe permitirse una sobretensión a frecuencia baja. Existe un valor del cociente E/f para el cual debe producirse la desconexión del trafo. Siendo la tensión en bornes del condensador Vc=I·Xc es directamente proporcional a la reactancia capacitiva Xc= 1/Wc y al ser inversamente proporcional a 2f, la tensión Vc obedece a la función E/f. Este relé dispone de dos salidas temporizadas de 2 a 5 segundos para alarma y de 5 a 30 seg. Para disparo.

    S46.-¿Cuales son las distintas formas de conectar el neutro de un trafo de potencia en una subestación?. explica el principio de funcionamiento de un sistema conectado a tierra en forma resonante. Porque se conecta el neutro a tierra. ¿qué tratamiento recibe el neutro de acuerdo con el nivel de tensión?.

    Son las siguientes:

    • Neutro aislado. Este se recomienda para redes de media tensión (6 KV a 30 KV), caso de industrias y servicios auxiliares de centrales térmicas en las que la continuidad del servicio sea vital.

    • Neutro rigidamente conectado a tierra : se recomienda para redes de 110 KV y tensiones superiores, tb. En redes de baja tensión (400 V).

    • Neutro conectado a tierra a través de reactancias o resistencia: se recomienda para redes de media tensión muy malladas (6 a 20 KV, redes de distribución), en industrias y centrales térmicas donde se tengan sistemas de reserva para la alimentación eléctrica.

    • Neutro conectado a tierra en forma resonante: No se aconseja por su elevado coste y sus limitaciones al exigir una red sin modificaciones frecuentes.

    En forma resonante consiste en una reactancia ajustable mediante tomas conectadas entre el neutro del trafo y tierra. Cuando una fase del sistema por un defecto de aislamiento toma contacto con la tierra, fluye una corriente inductiva desde la reactancia hacia el trafo a traves de un contacto a tierra, fluye una corriente inductiva desde la rectancia hacia el trafo a traves del contacto a tierra, a la vez que una corriente capacitiva. Ambas corrientes estan desfasadas 180º y si la reactancia del neutro esta bien ajustada la diferencia entre ambos sera nula y la corriente de falta sera cero.

    Para limitar la corriente de corto y para ser detectada sin llegar a alcanzar valores excesivamente peligrosos para la aparamenta.

    S47.-¿Cuál es la función de los bancos de tierra?. ¿ qué ocurre cuando una red alimentada desde el secundario de un trafo de distribución con sus devanados conectados en triangulo y tiene lugar un cortocircuito entre fase y tierra?.

    Un banco de tierra consiste en un trafo cuya función principal es conectar a tierra el neutro del sistema de distribución y proporcionar un circuito de retorno a la corriente de cortocircuito de fase a tierra.

    No existe camino de retorno para la corriente de cortocircuito, pero la red puede seguir operando, aunque las fases no afectadas soportan un valor de tensión "3 veces superior al de la tensión nominal entre fases, ocasionando una sobretensión permanente a la frecuencia industrial de 50 Hz que afecta tanto al transformador como a la red.

    Para evitar este inconveniente se emplea un transformador especial llamado “Banco de tierra“, existen dos posibles bancos:

    TRANSFOR. DE TIERRA CON CONEXIÓN EN ESTRELLA-TRIANGULO: conectando la estrella a alta tensión y su neutro a tierra, mientras que el secundario está conectado a baja tensión. Puede ser un trafo trifasico de realimentación 66/20KV cuyo secundario puede emplearse para alimentar a los servicios auxiliares de la central o subestación.

    TRAFO. CON CONEXIÓN EN ZIGZAG: Se diseñan especialmente para servir de banco de tierra, impedancia en secuencia (+) muy alta, en secuencia cero muy baja. El punto neutro sale a través de la cuba por un pasatapas y se conecta solidamente a tierra.

    S48.- ¿cómo se conecta el neutro de los bancos de condensadores?¿qué forma se puede agrupar los bancos de condensadores?. Dibuja los esquemas representativos.

    En los sistemas electrónicos con neutro aislado o puesto a tierra a traves de una impedancia, los bancos de condensadores deben conectarse con el neutro flotante, de esa forma se evita la circulación de armonicos de corriente que producen incrementos de corriente superiores al calor nominal y que puede dañar a los condensadores.

    Aun en el caso de que los trafos tengan su neutro conectados directamente a tierra, se recomienda instalar el banco de conductores con su neutro flotante, obteniendo la ventaja de permitir el uso de fusibles de protección con baja capacidad de ruptura.

    Los bancos se pueden agrupar formando tres grupos de conexiones: simple estrella, doble estrella y simple estrella con dos grupos en serie

    Centrales y subestaciones

    S49.-¿ Qué ventajas tiene la mejora del f.d.p. en las subestaciones?. Enumera las variables y parámetros a tener en cuenta en la instalación de bancos de condensadores en A.T.

    Tiene una serie de ventajas:

    • Mayor capacidad de transporte de las líneas que parten de estas.

    • Se puede suministrar más potencia activa sin necesidad de incrementar la potencia aparente de los transformadores.

    • Al disminuir la caída de tensión no es necesario realizar la regulación.

    En la instalación de los bancos de condensadores de A.T. tenemos que tener en cuenta:

    • La ventilación.

    • La frecuencia.

    • La tensión.

    • La corriente.

    S50.-¿Qué son las barras colectoras?. ¿Qué elementos constituyen las barras colectoras? ¿ Qué parámetros deben considerarse en su diseño?.

    Las barras colectoras son un conjunto de conductores que se utilizan como elementos de conexión común de los diferentes componentes de la subestación: generadores, transformadores, líneas de transporte, bancos de tierra, bancos de condensadores, etc.

    Las barras colectoras están formadas por los siguientes elementos:

    • Conductores.

    • Aisladores que sirven de soporte mecánico y aislamiento eléctrico.

    • Conectores y herrajes que unen los diferentes tramos del conductor y sujetan a éste al aislador.

    El diseño implica seleccionar el material, tipo y forma del conductor y determinar el aislamiento, así como las distancias entre apoyos y fases, en base a los esfuerzos estáticos y dinámicos que deberan soportar las barras de acuerdo con las intensidades nominales y de cortocircuito que circulen por la subestación.

    S51.- ¿qué son los conectores? ¿qué requisitos deben cumplir?

    Sirven para conectar los diferentes tramos de tubos que forman una barra, tb se emplean como elementos de unión de las derivaciones que alimentan los aparatos y otras barras

    Pueden tener distintas formas dependiente del uso; rectos, en forma de T, acodados, etc...

    Los requisitos que deben tener son:

  • buena resistencia mecánica

  • alta conductibilidad eléctrica

  • bajo incremento de la temperatura

  • la trayectoria de la corriente será la mas corta y directa posible

  • la resistencia eléctrica debe ser igual o menor que la longitud equivalente de los conductores que conecta

  • baja resistencia de contacto

  • S52.- Enumera los factores secundarios que se consideran en le diseño de barras colectoras de subestaciones. ¿cuáles son los métodos mas comunes par prevenir la corrosión del Cu y Al?

  • efecto corona

  • efecto superficial

  • efecto proximidad

  • vibraciones

  • corrosión

  • los métodos mas comunes para prevenir la corrosión son:

    • sellar las superficies de contacto con cromato de zinc

    • insertar una placa bimetálica de Cu y Al entre las superficies

    • recubrir las superficies de contacto con estaño, cadmio o zinc

    • soldar las dos superficies del Al y Cu

    S53.- ¿qué tipos de electrodos se pueden emplear en los sistemas de puesta a tierra?¿cuál es la configuración de electrodo mas empleado en subestaciones de tipo intemperie?

    Los electrodos pueden ser:

  • picas hincadas en el terreno

  • varillas, barras, cables enterrados, dispuestos en forma radial, mallada o anular

  • placas enterradas

  • En el caso de subestaciones de tipo intemperie la configuración mas logia para el electrodo de puesta a tierra es la malla rectangular, compuesta por conductores desnudos de Cu con secciones de 70,95 o 105 mm2 enterrados a una profundidad de 60 cm y alcanzando su extensión a la totalidad de las zonas de la subestación

    S54.-¿Qué finalidad tiene la red de puesta a tierra en una subestación?. ¿Qué otras misiones cumple?.

    Su finalidad principal es la de proporcionar protección contra las sobretensiones.

    Cumple otras misiones como:

    • proporcionar un circuito de muy baja impedancia para la circulación de las corrientes a tierra, a causa de un cortocircuitos o descarga de un pararrayos.

    • Evitar que se produzcan diferencial de potencial entre distintos puntos de la subestación.

    • Facilitar la eliminación de las faltas a tierra.

    • Aumentar la fiabilidad y continuidad del suministro eléctrico.

    A la red de tierra se conectan los neutros de los transformadores, pararrayos, los cables guarda, las estructuras metálicas, las cubas de los trafo, cualquier parte metálica que deba estar al potencial de tierra.

    S55.-Enumera los pasos a seguir en procedimiento de diseño en la instalación de tierra en una subestación.

    Seguirá el siguiente procedimiento:

    • Investigación de las caracteristicas del suelo.

    • Determinación de las corrientes máximas de puesta a tierra y del tiempo máximo correspondiente a la eliminación del defecto.

    • Diseño preliminar de la instalación de tierra.

    • Cálculo de la resistencia del sistema de tierra.

    • Cálculo de las tensiones de paso en el exterior de la instalación.

    • Cálculo de las tensiones de paso y contacto en el interior de la instalación.

    • Comprobar que las tensiones de paso y contacto calculadas en los puntos 5 y 6 son inferiores a los valores máximos definidos en MIE-RAT 13.

    • Investigación de las tensiones transferidas al exterior por tuberías, raíles, vallas, conductores de neutro, blindaje de cables etc.

    • Corrección y ajuste del diseño inicial estableciendo el definitivo.

    S56.-¿Cuándo no es imprescindible efectuar la medida de la resistividad del terreno?. ¿En caso de que sea necesario qué método se suele emplear?. Explicalo.

    No es necesario en el caso de instalaciones de tercera categoría cuya intensidad de cortocircuito a tierra sea inferior o igual a 16 KA, bastando con hacer un examen visual del terreno a partir del cual se estimará la resistividad mediante tablas, las cuales nos darán valores orientativos, esta estimación puede dar lugar a grandes errores, con lo que es aconsejable hacer en todos los casos el estudio de la resistividad por cualquier método conocido.

    Método Wenner de las cuatro piquetas, consiste en clavar cuatro electrodos o picas de pequeño tamaño, en línea recta hasta alcanzar una profundidad (b) y espaciadas entre si la misma distancia (a),se hace circular una corriente a través de los electrodos externos y se mide la tensión V que aparece entre los dos electrodos centrales. La resistividad del terreno viene dada por:

    S57.-¿Qué distintas interpretaciones tiene (L) en las expresiones de las tensiones de paso y contacto dependiendo de cómo esté configurada la malla de tierra?. ¿Qué condiciones debe cumplirse para que la malla de tierra calculada sea válida?. En el caso de no ser válida, ¿Qué medidas se pueden adoptar?.

    La longitud (L) tiene las distintas interpretaciones:

    Cuando la malla está constituida por un solo conductor, el valor el valor de L será la longitud en metros de dicho conductor, añadiendo las conexiones enterradas que se deriven de él.

    Si la malla se combina con picas y éstas se encuentran repartidas por la parte central y alejadas del perímetro de la misma, la longitud L a considerar será: L = L (malla) + L (picas).

    Si las picas están en el perímetro de la malla L (malla) + 1.5L (picas).

    Que los valores de tensión de paso y de contacto de la malla proyectada sea inferior o igual a la exigida por el reglamento.

    Las medidas que podemos adoptar son; aumentar la longitud del conductor enterrado o incrementando el numero de picas; Modificando la resistividad superficial del terreno s disponiendo una capa superficial de grava de 10 cm de espesor.

    S58.- ¿Qué efectos produce la corriente eléctrica en el ser humano?.

    1) Físicos. Desarrolla calor y fuerza electromagnética.

    2) Químicos. Electrólisis.

    3) Biológicos. Contracción muscular, excitación nerviosa, acción cardiaca.

    S59.- Diferencia entre corriente de desfase a tierra y corriente de puesta a tierra.

    La intensidad de defecto a tierra se produce cuando se produce un defecto a tierra en un punto. La corriente de puesta a tierra es la corriente que de deriva por la instalación de p.a.t. Siendo ésta la que eleva el potencial de la instalación de p.a.t.

    S60.-Al determinar la distancia de diseño o distancias entre partes activas y entre estas y otras no sometidas a tensión, ¿Qué orden se sigue?.

    • Distancia entre fases.

    • Distancia entre fase y tierra.

    • Altura de los equipos sobre el nivel del suelo.

    • Altura de barras colectoras sobre el suelo.

    • Altura de apoyo final de las líneas que llegan a la S.T.

    • Distancias de seguridad.

    S61.- Efectos que produce la contaminación en los aisladores.

    • Disminución del nivel de aislamiento.

    • Deformación del gradiente de tensión.

    • Aparición del efecto corona.

    • Interferencias en Radio y TV.

    • Interrupciones por arco en los aisladores.

    • Aumento de las pérdidas.

    • Corrosión de las partes metálicas y aislantes.

    Para disminuir estos efectos: lavado de aisladores y aplicación de silicona.

    S62.- Baterías.

    Pueden ser de ácido o alcalinas. Tienen por misión principal almacenar la energía suficiente para el disparo de los interruptores y para:

    • Protecciones.

    • Lámparas piloto.

    • Sistema contra incendios.

    • Aparatos registradores.

    • Sistema de onda portadora.

    • Control interruptores.

    • Control seccionadores.

    • Alarmas.

    • Alumbrado de emergencia.

    S63.- ¿cómo se mide la capacidad de una batería de los servicios auxiliares de una subestación?¿es la batería la que suministra el consumo permanente de los servicios auxiliares?

    La capacidad de una batería se mide por la cantidad de amperios-hora que puede suministrar en condiciones de trabajo normal

    Quien debe suministrar el consumo permanente son los cargadores, en caso de que el cargador este suministrando toda la carga y aparezca un pico, será la batería quien suministre la diferencia

    Solo en caso de fallo en el suministro eléctrico la batería suministrara toda la carga hasta que establezca el suministro de alterna.

    S64.- Cargadores.

    Son rectificadores estáticos construidos con tiristores que regulan la tensión de flotación de las baterías intermedias a un valor de carga nominal. En caso de fallo en el suministro de c.a. la batería suministra toda la carga y cuando el suministro se restablezca el cargador debe ser capaz de suministrar la demanda normal y recargar la batería hasta el valor de flotación.

    S65-. ¿qué tipos de canalizaciones se emplea en el tendido de los cables y control en subestaciones?

  • canalizaciones bajo tubo. Se emplean para llevar a los conductores que parten de diferentes elementos de protección y maniobra hasta las canalizaciones principales que se comunican con los cuadros ubicados en el edificio de mando y control. Se colocan en una zanja cuyo fondo se dispone de un lecho de arena fina lavada o mortero de cemento y se recubre con hormigón, se cierra la zanja con tierra procedente de la excavación.

  • Directamente enterrado en zanja. Es el sistema mas barato pero la protección mecánica y eléctrica de los conductores es muy deficiente y de baja seguridad.

  • En bandeja. En el interior del edificio de mando y control de la subestación el tendido de conductores se realiza sobre bandejas perforadas en las paredes de galerías de servicios previstas para el fin.

  • Canalizaciones prefabricadas de hormigón. Son una especie de zanja con paredes y fondo de hormigón armado

  • S66.- ¿qué elementos y subsistemas componen los servicios auxiliares de las subestaciones?¿qué tensiones primaria se emplea para alimentar a los trafos de servicios auxiliares?

    Los servicios auxiliares están formados por las siguientes partes o subsistemas:

  • servicios de subestación: Trafos, baterias y cargadores

  • alumbrado: interior y exterior

  • sistema contra incendio

  • Se suele alimentar con la tensión secundaria de los trafos de potencia excepto en caso de una central elevadora primaria. Esta tensión suele ser de 380-220v y la conexión de sus devanados es en triangulo-estrella con neutro de la estrella puesta a tierra.

    S67.- ¿Cómo se efectúa el control del alumbrado?

    El alumbrado puede ser manual o automático, si la subestación tiene operador de control se realiza desde el cuadro de alumbrado, si la subestación es automática o semiautomática puede efectuarse automáticamente mediante un temporizador a células fotoeléctricas

    S68.-¿Cuál es la finalidad del alumbrado de una subestación?. ¿Cuáles son sus funciones?.

    Las subestaciones deben estar dotadas de alumbrado para que el personal de operación, mantenimiento y vigilancia puedan desarrollar sus respectivos trabajos. Tiene como propósito básico:

    • Seguridad en la operación del equipo.

    • Tránsito sin peligro.

    • Inspección del equipo.

    • Trabajos de mantenimiento.

    Las funciones del alumbrado son:

    • En transformadores: Permite ver los niveles de aceite en los pasatapas y demás indicadores de nivel, apreciar las fugas de aceite, verlos medidores de presión y temperatura del depósito conservador.

    • Interruptores: Permite ver las fugas de aceite, observar los dispositivos de control de compresores o bombas.

    • Seccionadores: Permite ver los indicadores de posición, el dispositivo de operación manual, salto de arco eléctrico o excesivo calentamiento.

    • Pararrayos: Observar el indicador de soplado y contador de descargas.

    S69.-¿En que consiste la protección de sobre intensidad en barras de M.T.?

    Consiste en levar a un relé de sobreintensidad la corriente suma de todos los terminales de entrada a barras; el relé de sobreintensidad suele ser un relé a tiempo dependiente con elementos de medida en fases y neutro. La protección actúa como protección principal para faltas en barras de A.T. y como protección de reserva para faltas en barras y salidas de M.T. los elementos de disparo se ajustan por encima de la máxima Icc en M.T. de forma que solo opera para cortocircuitos en barras y en el primario de los trafos de potencia de la S.T.

    S70.-¿En que consiste la protección del interruptor de acoplamiento entre barras de A.T.?

    Se utiliza cuando se produce una falta en barras en el sistema de barras partidas, en este caso actuamos sobre el interruptor para evitar que la falta afecte a los terminales correspondientes de la sección de barra sana. Consiste en instalar a un lado del interruptor de acoplamiento un relé de mínima impedancia, no direccional, de un solo escalón de medida cuyo ajuste a de ser mayor que el mayor de los primeros escalones de las diversas protecciones de distancia, con el fin de evitar disparos innecesarios. Esta siendo sustituido

    S71.- Enumera los diferentes métodos de protección contra incendios que se emplean en una subestación. Separación entre bancos de transformadores. Muros no combustibles. Fosos. Sistema de agua a presión.

    Los diferentes métodos de protección contra incendios son:

    • Separación adecuada entre trafos.

    • Colocación de muros no combustibles entre trafos.

    • Fosos apaga fuegos.

    • Sistemas fijos de polvo químico.

    • Sistemas fijos de halón.

    • Sistemas fijos de CO2.

    • Sistemas de agua pulverizada.

    Se aconseja una separación de 8 m entre tafos, suficiente para evitar la propagación del fuego a los demás aparatos. La distancia debe aumentarse con forme se incrementa la potencia de los trafos.

    Se colocan unos muros de material no combustible entre trafos, con el fin de proteger las unidades adyacentes. La altura de estos debe sobrepasar en 1.5 la altura de la tapa del trafo. Long horizontal debe sobrepasar unos 60 cm la long del trafo, incluyendo los radiadores.

    CAPACIDAD DEL TRAFO / CANTIDAD DE TRAFOS / DISTANCIA LIBRE ENTRE TRAFOS / NECESIDAD DE MURO

    30--50 -100 MVA o (+) 2 o mas >12m/<12m No/ Si

    Construcción de un foso debajo de cada trafo, cuyo volumen es igual al volumen del aceite contenido en la cuba, el fondo del foso debe estar en contacto directo con la tierra, para que el agua de lluvia sea absorbida, este se llena de piedras cuya función es enfriar el aceite y ahogar la combustión apagándose el incendio. Muy utilizado.

    Es el sistema más utilizado en la protección de trafos. Y consiste en una red de tuberías en cuyos extremos se colocan unos rociadores cuya descarga de agua fina pulverizada abarca toda la superficie de cada transformador.

    S72.- Explica el sistema contraincendios de agua a presión empleado en una subestación.

    Consiste en una red de tuberías en cuyos extremos se colocan unos rociadores cuya descarga de agua fina pulveriza abarca todo la superficie del trafo.

    El agua es suministrada por una bomba impulsada por un motor diesel, la cual la extrae de un tanque o bien emplea un sistema hidroneumático de actuación automática

    En el caso del motor diesel, es necesario una vigilancia del nivel de combustible en el motor, además de la carga de las baterías de arranque. Son necesarios tb la ejecución de pruebas frecuentes que garanticen la disponibilidad del equipo en caso de emergencia, además de una reserva de agua mas elevada si se efectúa el almacenamiento en un tanque abierto

    El sistema hidroneumático es sumamente seguro y simple, requiere poco mantenimiento y no necesita arranque periódicos

    S73.- Enumera las protecciones que se suelen emplear para barras de MT en una subestación. Describe una de ellos

  • Protección de sobreintensidad. Consiste en llevar a un rele de sobreintensidad la corriente suma de todos los terminales de entrada a barras. La protección actúa como protección de reserva para faltas en barras y salida de MT. Los elementos de disparo se ajustan por encima de la máxima Icc en MT de forma que solo operara para cortocircuitos en barras y en le primario de los transformadores de potencia de la subestación transformadora.

  • Protección de cuba. En las subestaciones de MT construidas con cabinas modulares metálicas pueden emplearse una protección en barras semejante a la protección de cuba empleada en transformadores de potencia. Para el correcto funcionamiento del sistema es suficiente un aislador superior a 25 . Esta protección no detecta las faltas polifásicas que no incluyan un contacto a tierra.

  • Protección diferencial. Las barras pueden protegerse sumando las corrientes de todos los terminales afectados, utilizando T/I cuando sea necesario, el rele diferencial suele ser un rele de sobreintensidad a tiempo dependiente con un elemento de medida en fases y neutro. El sistema de protección produce un disparo de todos los interruptores al detectar la falta a tierra, siempre que existan interruptores de unión entre barras deberá intentarse que las desconexiones afecte al mínimo de interruptores, instalando discriminadores en las fases y neutro de los terminales de entrada.

  • S74.- Enumera los sistemas de protección de barras de AT. Describe uno de ellos

  • protección de sobretension y subtension

  • protección en el interruptor entre barras

  • protección diferencial

  • protección de fallo de interruptor

  • Protección diferencial

    Cuando se trata de una protección de barras partidas sin interruptor de acoplamiento, se trata como una barra sola y mediante la utilzacion de contactos auxiliares de los seccionadores se desglosa en dos la protección diferencial

    En el caso de tener un interruptor de acoplamiento se dispone de una protección para dada sección

    Si dispone de barras dobles o triples es necesario instalar una protección diferencial para cada uno de los terminales y que sean selectiva, asi solo se desconectara la barra afectada por la falta. Para conseguir esto, es necesario que las protección diferenciales tengan información sobre la posición de los seccionadores de manera que las intensidades que comparten y las ordenes emitidas afecten solo a los terminales conectados a la barra que protegen. Esto se realiza mediante reles biestables controlados por los contactos auxiliares de los seccionamientos de barras y las intensidades secundarias son conducidas por los contactos del rele a la protección

    S75.- Enumera las protecciones que se emplean en las baterías con condensadores de alta tensión. Describe uno de ellos.

  • protección de sobreintensidad

  • protección de sobre y subvención

  • protección de desequilibrio

  • La protección de sobreintensidad tiene la misión de desconectar al interruptor cuando se produce en la batería un cortocircuito entre fases o tierra, esta protección es insensible a las averias internas de los elementos que compone la batería

    la protección esta constituida por dos reles de fase y un rele de neutro a tiempo inverso o dependiente con elementos instantáneos en los reles de fase, para evitar el disparo de estos elementos durante la desconexión se ajustara por encima de la corriente máxima de conexión.

    El rele neutro se ajustara para valores bajos de intensidad de arranque ya que solo puede aparecer corriente de neutro en caso de falta en la propia batería, si la red a la que se conecta la batería tiene neutro aislado no es necesario el rele de neutro.

    Cuando la batería se compone de varios escalones, cada uno dispondrá de su propia protección, y si existe suna protección en el interruptor principal esta tiene que ser selectiva.

    S76.- ¿De que tipo pueden ser los transitorios detectados en los cables de control de una subestación?¿qué métodos existen para eliminar estos fenómenos transitorios?

    Debido a las altas tensiones que existen en las subestaciones, se genera fuertes campos magnéticos y eléctricos que dan lugar a señales de alta frecuencia al producirse las maniobras de apertura y cierre de interruptores. La energía liberada por estos fenómenos es transferida a los cables de control que a su vez afectan a los reles de protección.

    Estos transitorios pueden ser de tres tipos:

  • inyectadas directamente en los circuitos de apertura o cierre de interruptores a circuitos altamente inductivos

  • los ocasionados por el acoplamiento con circuitos de control adyacentes

  • los generadores por tensiones incluidas de los campos electromagnéticos derivados de la apertura y cierre de interruptores

  • Existen varios métodos para limitar estos fenómenos transitorios, la mayoría de ellos dependen de tipo de subestación, de nivel de tensión, y del diseño físico de la misma, debiendo realizarse un estudio del método mas adecuado durante la fase de diseño

    S77.- ¿por qué los efectos de las faltas en barras son mas graves que los debido a faltas que tienen lugar en líneas y generadores?

    Se deben a varios factores:

  • los sistemas eléctricos se diseñan siguiendo las regla N-1, es decir la desconexión de uno de los elementos que componen el sistema eléctrico no deben afectar a su funcionamiento global, esta norma es de muy difícil cumplimiento ya que una avería en una barra supone la perdida de servicio de varias líneas y equipos

  • las redes de M.A.T y A.T, se ven muy afectadas por grandes potencias de corto en barras que podrían ocasionar graves desperfectos sobre la aparamenta en el caso de no actuar la protección

  • toda falta en barra obliga a la rápida desconexión de todos los terminales que aportan corriente a la falta

  • Subestaciones - Preguntas cortas Autor: Juan Miguel Granados Gómez

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