ÍNDICE

• El sistema de energía eléctrica

La electricidad es una de las formas de energía más versátil y fácil de transportar. Su mayor inconveniente reside en que no se puede almacenar. Las formas indirectas de almacenar energía eléctrica son:

• Potencial electroquímico: Pilas y baterías.

• Potencial hidráulico: centrales hidroeléctricas de bombeo.

Figura 1.1. Central de bombeo con embalse inferior y superior

La energía eléctrica necesita de un sistema global de generación, transporte y distribución. A este sistema se le denomina SISTEMA ELÉCTRICO.

Figura 1.2. Sistema eléctrico

En el sistema eléctrico, la energía eléctrica se genera (Realmente la energía no se genera sino que se transforma a partir de otro tipo de energía. El término generación de energía es una forma adoptada técnicamente) y se lleva hasta el punto de consumo. Para ello ha de sufrir diferentes etapas de adaptación, transformación y maniobra.

Para garantizar este tratamiento de la electricidad dentro de unos márgenes técnicos de seguridad y legalidad es necesario contar con dispositivos que regulen, maniobren y protejan de la electricidad. A estos dispositivos se les conoce con el nombre de aparamenta eléctrica.

La aparamenta de protección y maniobra principalmente protegen contra sobrecargas y cortocircuitos.

El mordisco de una rata o el bloqueo del motor hacen que la protección actúe, evitando que la avería se propague hacia la instalación (aguas arriba).

La protección protege aguas arriba.

En las líneas de transporte la aparamenta (maniobra y protección) está al principio y al final de la línea; llevan aparamenta de exteriores.

Figura 1.3. Diferentes tipos de aparamenta eléctrica

La generación de energía eléctrica normalmente se efectúa en lugares relativamente alejados de los centros de consumo, por tanto tendrá que transportarse a distancias relativamente grandes.

Para llevar a cabo este transporte, la energía eléctrica habrá de transformarse a unas condiciones particulares.

Una vez puesta en los lugares de consumo, de nuevo habrá que transformarse la energía eléctrica a unas características aptas para el consumo.

Actualmente la energía eléctrica se genera y transporta en forma de corrientes alternas trifásicas.

Las razones para utilizar, de forma generalizada, este tipo de corriente son:

Figura 1.4. Modelo matemático simplificado del sistema eléctrico

Ejemplo:

Los elementos del sistema eléctrico son subsistemas que van a conformar el sistema eléctrico general.

Las principales características que definen a un sistema eléctrico son las siguientes:

• Se expresa en voltios.

• Es la principal característica del sistema eléctrico.

• Determina el nivel de aislamiento del sistema eléctrico.

Figura 1.5. Tensiones normalizadas del sistema eléctrico según el R.A.T.

• Se expresa en hertzios (ciclos/segundo).

• 50Hz para Europa y 60Hz para EEUU y algunos países sudamericanos.

• Normalmente redes trifásicas con o sin neutro.

• En los sistemas de transporte y distribución en alta y media tensión no se utiliza el hilo neutro.

El sistema eléctrico se puede subdividir en:

• Centrales

• Parques eólicos

El tope de generadores está en 2MW.

• Estaciones transformadoras elevadoras

Se eleva la tensión para que para la misma potencia halla menos intensidad, lo que produce menos pérdidas de energía en el transporte.

• Líneas de transporte

• Subestaciones transformadoras

• Redes de reparto (redes de distribución en alta tensión)

• Estaciones transformadoras de distribución

• Redes de distribución en media tensión

• Centros de transformación

• Redes de distribución en baja tensión

En baja tensión, de la caja de protección hacia arriba es propiedad del usuario.

Figura 1.6. Esquema general del sistema eléctrico

La generación se realiza en las centrales generadoras. Su misión es la de transformar un determinado tipo de energía (calorífica, hidráulica, eólica, fotovoltaica) en energía eléctrica.

Las tensiones más habituales que se utilizan en generación están entre 3 y 25kV. Las potencias de generación oscilan entre 500 y 1.000 MVA.

Las centrales generadoras suelen estar alejadas de los principales centros de consumo. Para facilitar el transporte de la energía eléctrica se recurre al uso de líneas de alta tensión.

Se configuran en forma de redes, formadas a su vez por líneas eléctricas aéreas que unen estaciones elevadoras con subestaciones transformadoras.

Las tensiones que utilizan estas líneas suelen estar entre los 220 y 400 kV. Las tensiones de las líneas se corresponden con las tensiones secundarias de los transformadores de las estaciones elevadoras.

Están situadas en torno a los grandes centros de consumo. Los valores de las tensiones suelen estar en torno a 132, 66, 45 ó 30 kV. Suelen ser redes aéreas, aunque en los núcleos urbanos, por prescripciones técnicas, legales y de seguridad, dichas redes suelen ser subterráneas.

Su misión es la de adaptar la tensión de reparto a la tensión de distribución en media tensión: 20, 15 ó 10KV.

Son las líneas que unen las estaciones transformadoras de distribución con los abonados en media tensión (instalaciones importantes o industrias) o bien con los centros de transformación que se encargan de reducir a baja tensión.

Transforman los valores de media tensión a valores de baja tensión. Pueden ser propiedad de la empresa de distribución de energía eléctrica o bien, si el abonado lo es en media tensión, también puede ser propietario del centro de transformación. Las tensiones usuales son 230/400 V.

Son las líneas que unen los centros de transformación con las acometidas de los usuarios de baja tensión. Pueden ser aéreas o subterráneas.

Todos ellos suelen ser máquinas eléctricas o dispositivos que transforman energía eléctrica en otro tipo de energía (receptores) o viceversa (generadores). Los transformadores adecuan la energía eléctrica a otros valores de tensión e intensidad.

Los generadores que se utilizan actualmente suelen ser máquinas síncronas. Utilizan como motores de arrastre turbinas de vapor, de gas hidráulicas o motores diesel. Últimamente se están utilizando generadores asíncronos en parque eólicos y minicentrales hidroeléctricas. Los generadores están alojados en las centrales eléctricas, excepto cuando se trata de parques eólicos. Tanto el generador como el motor de arrastre están controlados por el sistema de regulación y control de la central. Los bornes del generador están unidos al parque de transformadores de la central. Dicho parque de transformadores de la central está compuesto por:

• Transformadores de potencia

• Embarrados

Barras de cobre.

Bus = embarrado

• Equipos de medida

Trafos de medida.

Para saber en que valor de intensidad estoy con respecto a la nominal, e utilizan trafos de intensidad.

• Sistema de tierras

Son básicamente utilizados como un referente y para protección.

• Aparamenta de alta tensión

Las estaciones transformadoras juegan un papel fundamental en el sistema eléctrico, siendo el transformador de potencia su pieza clave.

Según sea el papel que juegue el transformador en el sistema eléctrico, se habla de estaciones transformadoras elevadoras, subestaciones transformadoras, estaciones transformadoras de distribución y centros de transformación. Toda estación transformadora cuenta como mínimo con el siguiente equipamiento:

• Transformador de potencia

• Embarrados

• Equipos de medida

• Sistema de tierra

• Aparamenta de alta tensión (aparatos de corte, transformadores de medida y protección, elementos de protección y elementos de apoyo y sustentación).

Básicamente los elementos de la central están en las subestaciones, exceptuando los generadores y sus instalaciones.

Las líneas eléctricas es el subsistema eléctrico que conecta estaciones transformadoras y receptores.

Una red eléctrica es una serie de líneas unidas entre sí que conforman una topología más o menos complicada. Se pueden distinguir varios tipos de redes eléctricas.

• Líneas de reparto

Normalmente son redes aéreas. Están formadas por:

• Conductores desnudos

• Cadenas de aisladores

• Apoyos

• Sistema de tierras

• Aparamenta de alta tensión, compuesto de aparatos de corte y sistema de protección (autoválvulas, hilo de guarda).

• Redes de distribución

Normalmente son redes subterráneas que atraviesan núcleos urbanos. Están compuestas por:

• Conductores aislados

• Sistema de tierras

• Aparamenta de alta tensión, formada por aparatos de corte, sistema de protección (autoválvulas y dispositivos de protección), elementos de apoyo (sustentación y transición, toma de arranque, terminales, pasamuros, etc.).

• Redes de baja tensión.

Las redes de baja tensión pueden ser subterráneas o aéreas. Las redes de baja tensión aéreas de conductores desnudos están cada vez más en desuso, limitándose al ámbito rural. Las redes de distribución en baja tensión más habituales en el ámbito urbano son las llamadas redes trenzadas.

• Preguntas importantes

Alta tensión:

Se considera alta tensión toda tensión nominal superior a 1KV.

Central eléctrica:

Lugar y conjunto de instalaciones, incluidas las construcciones civiles y edificios necesarios, utilizados directa o indirectamente en la producción de energía eléctrica.

Centro de transformación:

Instalación provista de uno o varios transformadores reductores de alta tensión a baja tensión, con la aparamenta y obra complementaria precisas.

Circuito:

Conjunto de materiales eléctricos (conductores, aparamenta, etc) alimentados por la misma fuente de energía y protegidos contra sobreintensidades por él o los mismos dispositivos de protección. No quedan incluidos en esta definición los circuitos que forman parte de los aparatos de utilización o receptores.

Frecuencia nominal:

Frecuencia que figura en las especificaciones del aparato, de la que se deducen las condiciones de prueba y las frecuencias límites de utilización de esta máquina o de este aparato.

Instalación eléctrica:

Conjunto de aparatos y de circuitos asociados, previstos para un fin particular: producción, conversión, rectificación, transformación, transmisión, distribución o utilización de la energía eléctrica.

Subestación:

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

• Transformación de la tensión, frecuencia o número de fases

• Rectificación

• Compensación del factor de potencia

• Conexión de dos o más circuitos

Quedan excluidos de esta definición los centros de transformación.

Subestación de maniobra:

Es la destinada a la conexión entre dos o más circuitos y su maniobra.

Tensión:

Diferencia de potencial entre dos puntos. En los sistemas de C.A. se expresará por su valor eficaz, salvo otra indicación.

Tensión nominal:

Valor convencional de la tensión con la que se denomina un sistema o instalación y para el que ha sido previsto su funcionamiento y aislamiento.

La tensión nominal se expresa en KV y se designa por .

Transformador para distribución:

Es el que transforma un sistema de corriente en A.T. en otro en B.T.

Sobrecarga:

Mucha intensidad. 1, 2, 3 veces la nominal.

Cortocircuito:

Muchísima intensidad. 70, 80 veces la nominal.

¿Se puede coger un aparamenta de interior y ponerla en el exterior (aparamenta de las mismas características)?

No, de exterior a interior si se podría pero normalmente la aparamenta de exterior suele ser mucho más voluminosa y no conviene.

Protección:

El concepto de protección es evitar que la avería se siga propagando.

¿En una línea de 20KV puede haber más de 20KV?

Si, durante la conexión y desconexión de aparamenta (maniobra) y cuando hay sobretensiones atmosféricas se producen sobretensiones en la línea.

Estas sobretensiones de maniobra y atmosféricas duran poco.

¿Como se elimina la inducción electromagnética?

Con D.C.; el problema es que no se pueden utilizar los transformadores.

¿Dónde hacer centros de transformación?

En interior normalmente.

¿Dónde hacer una subestación?

Las subestaciones grandes se suelen hacer en descampados, debido a que la obra civil sería demasiado grande; aunque existen subestaciones de interior (zonas urbanas como New York).

¿Por qué se utilizan cables desnudos?

Porque tienen mejor refrigeración, mayor capacidad de transporte (comparándola con líneas aisladas y de la misma sección), más baratos, etc.

Autoválvula pararrayos

Es una protección incorporada a lasa líneas eléctricas, encargada de despejar las sobretensiones de origen atmosférico. Para una línea de 20KV, la Autoválvula debe de actuar cuando llegue a los 24KV.




• Fenómeno de ruptura del arco eléctrico

• Generalidades sobre el arco eléctrico

Cuando se abre un circuito con un aparato de corte, por el que circula una corriente, aparece de una chispa o un arco entre las piezas en contacto.

Si la potencia cortada es pequeña, aparece una chispa y no se dañan los contactos; si la potencia cortada es grande, aparece el arco eléctrico y pueden dañarse los contactos.

El núcleo de arco puede alcanzar los 6.000 y los 10.000°C. Las superficies de contacto del arco con los electrodos aparecen igualmente incandescente.

Para que exista arco la temperatura del cátodo debe estar por encima de un valor determinado, para que se mantenga cebado el arco; la temperatura del ánodo es secundaria.

Los iones de la columna del arco son producidos por choque de las moléculas con los electrones que emite el cátodo. Esta ionización por choque que tiene lugar durante todo el tiempo que dura el arco, equilibra las recombinaciones de iones y electrones que se tienen constantemente a lo largo y en el interior del plasma.

Figura 2.1. Esquema general del sistema eléctrico

Los arcos eléctricos son conductores extremadamente móviles que se desplazan fácilmente bajo el efecto de corrientes de aire, de campos magnéticos, y si en sus desplazamientos se encuentran con piezas metálicas a distinta tensión, se ceban en ellas, pudiendo provocar arcos permanentes de cortocircuito, y si alcanzan a alguna persona, la electrocución de ésta.

El arco en todos los casos tiende a subir, por soplado magnético.

Con todo esto, se puede asegurar que los problemas de la ruptura de un circuito eléctrico son esencialmente problemas de arcos.

• La caída de tensión en el arco eléctrico.

Figura 2.2. Distribución de tensiones en la caída de tensión del arco eléctrico entre electrodos

Existen dos zonas de muy corta longitud y elevadas caídas de tensión, UA anódica y UC catódica, en las proximidades de los electrodos. UL representa la caída de tensión del resto de espacio entre los electrodos, es una caída de tensión menos acusada y sensiblemente proporcional a la longitud de dicho espacio.

El valor de UA y el de UC dependen de la intensidad de corriente.

La energía absorbida por el arco durante la ruptura del mismo viene expresada por la siguiente fórmula:

Donde ia es la corriente del arco, UL la caída de tensión en la columna del arco y t el tiempo.

Esta energía se disipa por convección, por radiación y por conducción calorífica, así como por descomposición del medio que rodea arco.

A más tensión de arco, menos intensidad en el arco.

Una elevada conductividad térmica y una mejora de las condiciones de refrigeración de la zona del arco harán reducir, a igualdad de corriente, la temperatura e incrementará la caída de tensión, ayudando a la extinción del arco. El aumento de presión del medio actúa en igual sentido.

Si la energía desarrollada por el arco no es eliminada, la temperatura del medio ambiente aumentará, y si se trata de un medio de capacidad fija, también crecerá la presión en él, lo que puede producir fenómenos de descomposición de dicho medio con la consiguiente producción de gases, que pueden llegar a provocar la explosión de la cámara de ruptura del arco.

La naturaleza del medio en que se produce el arco, y más concretamente la conductividad térmica del gas que rodea el arco tiene una influencia primordial en el valor de caída de tensión unitaria, resultando ésta aproximadamente proporcional a la conductividad térmica del gas. Para igual presión del medio y los mismos electrodos, la del arco en el SF6 es de 5 a 10 veces inferior a la tensión del arco en el aire a causa de que la energía de ionización por choque de la molécula de SF6 es muy inferior a la del N2 y a la del O2.

Energía de ionización pequeña, gran caída de tensión en el arco.

• Temperatura del arco

En el núcleo del arco, cuya trayectoria es aproximadamente rectilínea entre los dos electrodos, se alcanzan temperaturas muy elevadas.

La temperatura en la superficie de los electrodos es igualmente elevada, de forma que ésta aparece incandescente.

Figura 2.3. Gráfica de distribución de temperatura a lo largo de la sección de la columna gaseosa del arco.

Figura 2.4. Reparto de la temperatura a lo largo del arco

• Potencia y energía del arco

La potencia absorbida por el arco es evidentemente igual al producto de la corriente del arco i por la caída de tensión total del mismo, Ua , y la energía absorbida por el arco será la integral de este producto por dt extendida a todo el tiempo de duración del arco, Ta.

Es esta energía la que determina la fatiga principal de muchos de los aparatos de ruptura. Si la energía desarrollada por el arco no es disipada convenientemente, la temperatura del medio se incrementará, y si se trata de un medio confinado se elevará asimismo la presión en su interior, lo que puede dar lugar a nuevos fenómenos de descomposición, e incluso a la explosión del recinto.

La energía calorífica de la columna del arco en los interruptores se cede al medio ambiente por conducción y convección principalmente, pues la pérdida por radiación es relativamente pequeña, así como por disociación del medio ambiente (aceite, autoformación de gases...).

• Característica del arco

El arco eléctrico se caracteriza por poseer una relación tensión/corriente decreciente, la cual resulta totalmente distinta de la que se tiene en los conductores metálicos.

En conductores metálicos la tensión es proporcional a la corriente, siendo su característica una recta, mientras que la tensión que cae entre los electrodos, Ua, cuando se establece el arco, decrece mientras aumenta la corriente hasta un valor límite.

El aumento de la corriente hace que aumente la temperatura y la ionización del medio que rodea al arco, aumentando en consecuencia la conductividad de la columna del arco, lo que hace que se reduzca la tensión del mismo (Ua).

Cuanto mayor es la longitud del arco, mayor es la tensión de arco necesaria.

• Característica estática del arco

Se define como característica estática del arco a la función Ua = f (i), para una longitud de arco determinada y con electrodos concretos. Esta curva parte para el valor inicial de Ua, cuando la corriente vale cero, hasta el valor límite de corriente donde la tensión alcanza su valor más bajo.

• Característica dinámica de arco

Se define como característica dinámica del arco a la misma función Ua = f(i), para una longitud de arco determinada y con electrodos concretos, cuando una vez alcanzado el

valor mínimo de tensión entre los electrodos, se hace disminuir la corriente obteniendo unos valores de tensión inferiores a los de la característica estática, es decir, la característica dinámica queda por debajo de la característica estática del arco como se puede apreciar en el gráfico adjunto.




Figura 2.5. Característica del arco

• El arco en un circuito de corriente alterna

• Tensión de reencendido Ur

Es la tensión entre electrodos necesaria para reencender el arco al extinguirse éste, por el paso natural de la corriente por cero.

• Tensión permanente de arco Ua

Es la tensión entre electrodos durante el tiempo de permanencia estable del arco.

• Tensión de extinción Ue

Se denomina así el pico de la tensión del arco que se tiene al aproximarse la intensidad a su valor nulo.

La tensión de extinción es menor que la de reencendido.




Figura 2.6. Gráficas de tensión y corriente, con respecto al tiempo, del arco que se establece entre electrodos alimentado con corriente alterna

Cabe destacar, y a la vista de las gráficas de la Fig. 2.6, que el electrodo de cobre es más utilizado que el electrodo de carbón, pues la diferencia entre las tensiones de reencendido (Ur) y extinción (Ue) con los electrodos de cobre es mayor que con los electrodos de carbón. Con esta mayor diferencia de tensión entre el reencendido y la extinción del arco se garantiza que, una vez extinguido el arco, la posibilidad de reencendido sea prácticamente nula dado el elevado valor adicional de tensión requerido.

Desde el punto de vista del reencendido del arco, los contactos sería mejor hacerlos en cobre, porque aguantan más temperatura y necesitan más tensión para que se reencienda el arco (tensión que limita la fuente).

• Apertura de un circuito de corriente alterna

Lo bueno relativamente de la AC son los pasos por cero de la intensidad, si cortamos justo en ese instante no se produce arco; la realidad es que para elevadas potencias se hace imposible. Para potencias relativamente bajas (electrónica y experimental en electricidad) mediante interruptores en estado sólido se consiguen cortes sin arco pero con mucha generación de calor.

• Constante de tiempo de desionización

Caracteriza la velocidad de desionización máxima en un instante dado.

• La extinción del arco en un circuito de corriente alterna

Son básicamente dos:

• Aumentar la tensión entre los bornes

Lo que se consigue aumentado los valores de  y de  en la fórmula de Ayrton o caída de tensión del arco.

Donde a, b, ,  son funciones de la naturaleza de los electrodos y del medio en el que se tiene el arco, así como de la presión del medio.

Si la corriente es muy elevada, obtenemos:

Se puede observar que lo más fácil para elevar la tensión es incrementar rápidamente la longitud l a base de imprimir una elevada velocidad a la separación de los contactos, o incrementar, para una longitud constante, los valores de a y . Esta forma de extinción tiene gran importancia en corriente continua y en baja tensión con corrientes elevadas, y lo aplican muy bien los interruptores de soplado magnético.

• Conseguir una rápida desionización del medio

Representa el medio más utilizado en media y alta tensión. Cuando la corriente se anula en el paso por cero, los iones deben dejar de circular, ya que el arco está compuesto de electrones e iones positivos que van de un electrodo al otro. Sabemos que el estado conductor es motivado por la ionización del medio circundante, a causa de la elevada temperatura que alcanza y de los electrones liberados por el cátodo.

La caída de tensión en el arco aporta, por efecto Joule, la potencia necesaria para mantener las altas temperaturas, equilibrando las pérdidas de calor del arco por conducción, convección y radiación, siendo éstas últimas prácticamente despreciables.

Debido a que el medio no se enfría en el instante del paso de la corriente por cero, sino que existe una inercia térmica, el arco no pierde calor y no se produce una recombinación inmediata de iones y electrones, lo que favorecería una disminución de la conductividad del recorrido del arco. Por ello se dice que el arco posee una inercia, o lo que es lo mismo, que existe un retardo a la desionización del medio, concepto muy a tener en cuenta en la teoría de la ruptura. El objetivo en el corte de arcos es, de manera general, conseguir medios propios para asegurar la desionización del trayecto del arco, a una velocidad y a un nivel que permita hacer frente, en cada instante, a la tensión de reencendido del circuito.

• Ruptura dieléctrica

La posibilidad de que se reencienda un nuevo arco, o de su definitiva extinción, depende de la velocidad de crecimiento de la tensión transitoria de reencendido y de la rigidez dieléctrica que presenta la zona del arco en aquel momento.

La trayectoria del arco debe adquirir en un tiempo muy breve una rigidez dieléctrica suficiente para resistir la tensión de reencendido o reestablecimiento entre los electrodos.

Cuanto más rápidamente se restablece la tensión, menos tiempo tiene la trayectoria del arco para recuperar la rigidez dieléctrica.

La velocidad de crecimiento o aumento de la tensión transitoria de reestablecimiento, VATTR, juega un papel muy importante en el valor del poder de ruptura de un interruptor.

Por otra parte, la velocidad de reestablecimiento de la rigidez dieléctrica del medio del arco constituye una característica de interruptor, pues depende de las condiciones de refrigeración, de la rapidez de desionización de la zona del arco y de la velocidad de separación de los contactos.

Enfocado así el problema, éste se reduce a una especie de carrera de velocidad entre dos tensiones: la de rigidez dieléctrica y la transitoria de reestablecimiento. Si la segunda no alcanza a la primera, la ruptura es definitiva; si la alcanza, se produce el reencendido dieléctrico del arco y debe esperarse al próximo paso por cero de la corriente.

Figura 2.7. Ruptura dieléctrica del medio

• Ruptura de un circuito resistivo

Se puede decir que el corte de los circuitos resistivos no presenta, en general, grandes dificultades, aun cuando la velocidad de crecimiento de la rigidez dieléctrica del medio no sea muy alta. Evidentemente, la adición de un potente medio de refrigeración de la zona del arco permitirá obtener un mayor efecto de extinción y por tanto un mayor poder de corte.

• Ruptura de un circuito inductivo

La ruptura de corrientes de carga inductiva puede producir sobretensiones en la red.

Están provocadas por el corte de la corriente antes de su paso natural por cero.

Esa sobretensión en la red produce una elevación de tensión en los bornes del interruptor, aumentando considerablemente los reencendidos, es decir, el tiempo de duración del arco y la energía calorífica de éste.

Debido a las sobretensiones se puede deteriorar el aislamiento de las instalaciones.

Un método muy utilizado es el de conectar resistencias de valor óhmico elevado en paralelo con la descarga del interruptor.

En la protección de transformadores contra las sobretensiones de origen atmosférico, nos encontramos con un grave problema, debido a la enorme inductancia de éstos. Así, se hace necesario el empleo de pararrayos conectados lo más cerca posible de los bornes del transformador.

• Ruptura de un circuito capacitivo

Se trata de un proceso de ruptura importante por cuanto corresponde en la práctica a la desconexión de líneas en vacío, o la de baterías de condensadores eléctricos, maniobras voluntarias y frecuentes en la explotación de redes eléctricas.

Pese al reducido valor de las corrientes capacitivas a cortar, esta maniobra es difícil para la aparamenta, a causa de las elevadas sobretensiones que se pueden producir entre sus bornes después de la interrupción de la corriente, si hay reencendido. Sobretensiones que pueden alcanzar valores superiores a los que se tienen en la ruptura de un circuito inductivo.

En segundo lugar, tenemos que el valor de la corriente capacitiva suele ser muy pequeño. Esto resulta problemático en algunos casos de interruptores, en particular los de baño de aceite. Puede ser causa de un insuficiente autosoplado del arco e impedir una rápida regeneración dieléctrica del plasma.

• Preguntas importantes

¿Qué es el plasma?

Es un gas con partículas sólidas.

Orden de magnitud

A 20KV no es normal 100A.

2MVA es mucha potencia (400 viviendas electrificación básica).

El corte de los aparatos de corte está sobre los 8-10ciclos.

Tensión entre dos electrodos

Tensiones altas entre dos electrodos, vuelven al aire muy conductor.

Aire

80% de Nitrógeno y 10-20% de Oxígeno (principalmente).

Efecto termoiónico

Cuando se calienta un cable a una determinada Tª, algunos electrones cogen tall energía que tienden a salir del cable al exterior, en este caso el aire, para líneas desnudas.

Cobre y aluminio

El cobre tiene una Tª máxima de 800-900ºC.

El problema el aluminio es que se prende fuego.

Contactos en AC y en DC

Los contactos para cortar arco en DC son más robustos y caros que en AC, debido a que en DC no hay pasos por cero de la corriente.

Soplado magnético

Cuando circula una corriente por un tubo (arco), se crea un campo magnético alrededor de él, apareciendo una fuerza que lo intenta desplazar.

El soplado magnético tiene la característica de aumentar la longitud efectiva del arco, a costa de reducir su sección; es repercute en el aumento de la resistencia del arco hasta su total extinción.

¿Por qué aparecen chispas entre los contactos de los seccionadores cuando se abren líneas de transporte que están en vacío?




Si quitamos E instantáneamente, cuando A-B están cerrados, la bobina sigue cargada magnéticamente y se descarga a través del circuito.

Esta es la razón por la que al desconectar líneas de transporte largas en vacío (sin E) se produce un pequeño arco entre los contactos de los seccionadores; es debido a la energía magnética almacenada en las bobinas.

Circuitos resistivos en BT y en AT

En BT termos, hornos resistivos, plancha, etc.

En AT casi no hay nada.

¿Dónde podemos encontrar circuitos RL en AT?

Motores, transformadores, líneas de transporte, etc.

Arco en alta y media tensión

Es más difícil cortar un arco en AT que en MT, porque la energía a cortar es mayor.

¿Qué pasa si la I se corta pero el plasma sigue caliente?

Puede volverse a reencender el arco.

Energía de ionización

Energía necesaria para desplazar un electrón a otro.

Corte por encima y por debajo de la nominal

Si cortamos corrientes nominales o por debajo de las nominales estamos haciendo maniobra; en cambio si cortamos corrientes por encima de la nominal estamos protegiendo el sistema eléctrico aguas arriba del interruptor.

Medio para apagar el arco

Para apagar el arco utilizaremos un medio que tenga una alta rigidez dieléctrica (aislante) y una alta conductividad térmica (aceite, SF6, vacío, etc).

¿Por qué al elevar la tensión en bornes del arco, éste tiende a extinguirse?

Porque su característica es decreciente, es decir, para una misma resistencia si subimos la tensión del arco, la corriente baja.

¿A que valor porcentual puede llegar una VATTR para una línea de 20KV?

¿Dónde hay más probabilidad de que se produzca un cortocircuito?

En las líneas de transporte y distribución, porque están al alcance de lo “enteraos”.

Cortos lejos y cerca del generador

En los cortos lejos del generador la impedancia es mayor y el como consecuencia el corto es menos dañino y viceversa.

Cortos en CT

Suelen ser debidos a gatos, ratas, etc.




• Aparamenta eléctrica

Se entiende como aparamenta eléctrica al conjunto de aparatos de maniobra, regulación, control y medida, incluidos los accesorios de las canalizaciones eléctricas utilizadas en las instalaciones cualquiera que sea su tensión.

No se incluye en este concepto los dispositivos o sistemas de generación, transformación, transporte y utilización de la energía eléctrica.

La aparamenta eléctrica se puede clasificar de la siguiente manera:

a) Según su función

• Maniobra.

• Protección.

• Regulación.

• Control.

• Bobinas de reactancia y condensadores.

b) Según su tensión

c) Según su emplazamiento

• De montaje interior.

• De montaje exterior o de intemperie.

d) Según su utilización en redes eléctricas

• De baja tensión (BT).

• De media tensión (MT).

• De alta tensión (AT).

• De muy alta tensión (MAT).

e) Según su protección

• No protegida o abierta.

• Protegida (con envolventes metálicos puestos a tierra).

• Características generales de la aparamenta de alta tensión

Las condiciones de funcionamiento de la aparamenta de alta tensión son dos:

• Condiciones nominales

• Condiciones anormales (sobretensiones, sobrecorrientes, cortocircuitos,..)

Estas condiciones deben ajustarse a determinados valores de las magnitudes que afectan principalmente a la aparamenta eléctrica, como son:

• Tensión

• Corriente

• Temperatura

• Presión barométrica

• Etc.

Los valores característicos figuran en cada aparato en la llamada placa de características.

Para aparamenta de corte añadimos:

• Poder de corte (I que puede cortar sin dañar el dispositivo).

• Poder de cierre (I que puede cerrar sin dañar los contactos).

• Intensidad de corriente de corta duración admisible (I que pueden soportar los contactos durante un tiempo corto).

• Secuencia de maniobra

• Intensidad límite térmica

• Intensidad límite dinámica

• Tensión nominal

Es el valor de la tensión que se ha previsto para el funcionamiento normal de un dispositivo eléctrico.

• Tensión más elevada para el material

Se designa como Um. Es el valor más elevado de la tensión entre fases especificado para el material que forma parte de la aparamenta, en lo que respecta a su aislamiento.

• Niveles de aislamiento nominales

Los niveles de aislamiento están en función de las tensiones nominales soportadas y las solicitaciones de rigidez dieléctrica.

Las principales solicitaciones que se exigen de un material o dispositivo son las siguientes:

• Tensión soportada nominal a los impulsos tipo rayo.

• Tensión soportada nominal a corta duración a frecuencia nominal.

• Tensión soportada nominal a impulsos tipo maniobra.

Los niveles de aislamiento vienen definidos en [MIE-RAT], instrucción 12, siendo los siguientes:

• Niveles de aislamiento nominal para materiales Grupo A: 1KV <U " 52KV

• Niveles de aislamiento nominal para materiales Grupo B: 52KV <U " 300KV

• Niveles de aislamiento nominal para materiales Grupo C: U KV > 300KV

Estos niveles de aislamiento son tanto para los aislantes de los conductores, como para las carcasas de los equipos (trafos, generadores, etc.).

Utilizando los niveles de aislamiento para materiales del grupo adecuado para nuestra instalación, estamos asegurando que nuestra instalación se mantiene aislada incluso ante situaciones anormales.

• Impulso de tipo rayo normalizado

Las ondas de tensión producidas por los rayos pueden ser representadas por una onda unidireccional aperiódica de frente abrupto y amortiguada.

La duración del frente de onda es de 1´2 s.

Figura 3.1. Impulso tipo rayo

• Impulso de tipo maniobra normalizado

En las redes de alta tensión y muy alta tensión, la apertura o cierre de los circuitos de las mismas pueden dar origen a sobretensiones cuya forma de onda es unidireccional, de frente abrupto y amortiguado.

Figura 3.2. Impulso tipo maniobra

• Corriente nominal

Es la corriente que asigna el fabricante a un determinado dispositivo eléctrico que funciona en condiciones nominales de empleo.

Con la corriente nominal, dicho dispositivo debe ser capaz de trabajar sin alcanzar un calentamiento superior al que fija el fabricante.

• Principales características de la aparamenta de corte o maniobra.

Aparamenta de maniobra, corte controlado.

Aparamenta de protección, corte automático.

• 3.1.8.1. Poder de corte, ruptura o desconexión

Representa el valor eficaz máximo de corriente que puede cortar un interruptor automático o disyuntor con total seguridad, deteriorándose sus contactos lo menos posible.

El poder de corte viene expresado normalmente en kiloamperios (KA). También se puede expresar en kilovoltioamperios (KVA), expresándose la potencia de ruptura que es capaz de desarrollar el dispositivo.




• Poder de conexión nominal

Es el valor instantáneo máximo que puede alcanzar la corriente de cortocircuito en el momento de cierre de un interruptor con las debidas garantías de seguridad.

• Corriente de corta duración admisible

Es el valor máximo de corriente que puede soportar el aparato durante un tiempo especificado.

• Secuencia de maniobra

Es la serie de secuencias de maniobra de apertura y cierre que es capaz de realizar un aparato en condiciones de cortocircuito sin que se produzca deterioro del mismo.

• Intensidad límite térmica

Es el valor de corriente a partir del cual los efectos térmicos de su paso por la aparamenta dejan de ser admisibles.

• Intensidad límite dinámica.

Es el valor de corriente a partir del cual los esfuerzos electrodinámicos que se producen sobre la aparamenta dejan de ser admisibles.

• Principales características de la aparamenta de medida y protección

• Clase de precisión.

Se define como el error porcentual en la medida referido al fondo de escala o rango de medida o protección.

• Problemas fundamentales de la aparamenta eléctrica

Los principales problemas que aparecen en la aparamenta eléctrica son:

• Calentamiento (se produce principalmente por conducción y convección, afecta al aislamiento).

• Aislamiento (se consigue por alejamiento de las partes en tensión de los chasis de la aparamenta o utilizando materiales con una rigidez dieléctrica mayor).

• Esfuerzos mecánicos (debido a los cortocircuitos, al paso de la corriente sobre un conductor se crea un campo magnético, que interaccionando con dicha corriente produce una fuerza que trata de desplazar a dicho conductor).

• Aparamenta de maniobra y corte

La aparamenta de maniobra y corte tiene la misión de realizar la conexión y desconexión de la energía eléctrica en los circuitos de alta tensión del sistema eléctrico.

Están destinados a realizar un servicio continuo en condiciones normales de explotación, permitiendo la maniobra tanto para el aislamiento de circuitos donde se desea realizar trabajos de mantenimiento como para la conexión de circuitos alternativos, así como proteger las instalaciones y personas en casos de accidentes eléctricos de diversa índole.

• Seccionadores

El seccionador es un aparato de maniobra que permite aislar tramos de circuito de forma visible cuando las circunstancias de explotación así lo requieren.

Los circuitos que deben interrumpir los seccionadores deben estar libres de corrientes.

El seccionador debe maniobrar cuando el circuito eléctrico está en vacío.

Los seccionadores deben soportar corrientes nominales, sobreintensidades y corrientes de cortocircuito durante un tiempo especificado.

Los seccionadores aseguran que los tramos de líneas en que éstos estén abiertos, se hallen libres de tensión para que el operario pueda operar en ellos.

Figura 3.3. Seccionadores en el sistema eléctrico

La apertura de un circuito eléctrico mediante seccionadores se debe realizar en estado de vacío, aunque hay excepciones para las bajas potencias.

Figura 3.4. Seccionadores de baja potencia

• Seccionadores de cuchillas giratorias.

Los seccionadores de cuchillas giratorias se aplican en media tensión, tanto en exterior como en interior.




Figura 3.5. Seccionador de cuchillas giratorias

Existen seccionadores de cuchillas giratorias con puesta a tierra y sistemas de bloqueo para impedir maniobras erróneas (cerrar un seccionador cuando alguien está trabajando en la línea que protege es una maniobra errónea, utilización de candados para bloqueo).

• Seccionadores de cuchillas deslizantes

Necesitan menos espacio para maniobrar pues sus cuchillas se desplazan longitudinalmente. Son adecuados para locales reducidos o estrecho.

Figura 3.6. Seccionador de cuchillas deslizantes

La capacidad de desconexión es inferior en un 70% a los seccionadores de cuchillas giratorias.

• Seccionadores de columnas giratorias

Se utilizan en intemperie, porque son grandes y para tensiones de servicio superiores a 30 KV.

• De columna giratoria central

La cuchilla está montada en una columna giratoria central. Al girar dicha columna central permite la doble apertura del circuito.

Las tres cuchillas giran a la vez para permitir el cierre o apertura de las tres fases y evitar desequilibrios en la red.

Pueden estar dotados de puesta a tierra y enclavamiento para evitar falsas maniobras. Suelen estar aplicados a redes con tensiones de servicio entre los 45 y 400KV, oscilando la corriente nominal entre los valores de 630A y 1.250A.

• De dos columnas giratorias

Poseen dos pares de columnas, siendo dos de ellas giratorias. Se aplican en redes con tensiones de servicio de hasta 110KV y corrientes nominales comprendidas entre los 800A y 2.000A. Pueden estar equipados con puesta a tierra y enclavamiento.

• Seccionadores de pantógrafo

Su aplicación es exclusivamente de intemperie. Unen líneas aéreas con sistemas de barras a diferentes alturas. El contacto se establece entre las líneas y la columna del seccionador. Se utilizan en redes con tensiones de servicio entre 132 y 400 kV y corriente entre 800 A y 1.600 A.

• Mando de los seccionadores

Para efectuar la apertura o cierre de los contactos, el seccionador necesita de una serie de dispositivos que permitan la maniobra. Estos dispositivos se conocen con el nombre de mando del seccionador.

Los diferentes tipos de mando del seccionador existentes en el mercado, son los siguientes:

• Mando por pértiga

• Mando mecánico a distancia

• Mando por servomotor

• Interruptores

Un interruptor automático o disyuntor es un dispositivo que permite ejecutar la apertura y cierre de los circuitos en carga. Es decir, es una aparamenta que posee un poder de corte significativo.

La corriente que puede cortar un interruptor automático puede ser superior a la corriente nominal.

Los interruptores automáticos pueden cortar corrientes en condiciones de cortocircuito.

El interruptor automático o disyuntor, al abrir el circuito, debe pasar de una impedancia prácticamente nula a una impedancia de valor infinito. Es decir, pasa de ser conductor a convertirse en aislante.

Para pasar de ser impedancia casi nula a ser infinita, el interruptor utiliza energía. En corriente alterna, el menor gasto de energía se produce en las proximidades del paso por cero de la corriente. En la práctica no hay dispositivo que sea lo suficientemente rápido para lograr esto.

Por todo ello, el interruptor cortará la corriente a través de un arco eléctrico. El interruptor tratará de aminorar los efectos del arco con el mínimo consumo de energía.

Las formas de eliminar el arco eléctrico, debido al agente extintor del mismo, se pueden clasificar de la siguiente manera:

• Técnica de ruptura en aire.

• Técnica de ruptura en aceite.

• Técnica de ruptura en hexafluoruro de azufre (SF6).

• Técnica de ruptura en vacío.

• Técnica de ruptura mediante semiconductores o estática.

La elección de la técnica de extinción estará en función del coste, tamaño y solicitaciones eléctricas.

• Interruptores de ruptura en aire

Se emplea aire para extinguir el arco eléctrico. Es la técnica de extinción del arco más antigua.

Las ventajas son las siguientes:

• Mantiene las propiedades dieléctricas.

• Constante alta de ionización.

• Se renueva constantemente.

• Es gratis.

La característica dieléctrica del aire es:

La rigidez dieléctrica depende de la presión atmosférica y la temperatura, la elección del interruptor viene condicionada por esos dos parámetros.

La técnica de ruptura mediante aire se basa en la desionización de los gases mediante enfriamiento aplicando aire frío.

El gran inconveniente es la elevada disipación de energía en el momento del corte del mismo. Esto hace que el diseño de los interruptores sea voluminoso.

Dentro de los interruptores de ruptura por aire cabe distinguir varios tipos de métodos para lograr tal ruptura:

• Por alargamiento del arco

• Confinamiento del arco

Si se encierra el arco en un canal estrecho, es necesario aumentar la tensión para mantener dicho arco. Además, a mayor presión atmosférica, mayor tensión para mantener dicho arco.

• Enfriamiento del arco

• División del arco

Los sistemas más comunes utilizados para interrumpir el arco en el aire son los siguientes:

• Ruptura brusca

Se basa en la desionización del plasma de gases por enfriamiento del aire. Se trata de separar bastante los contactos del interruptor. Esto se hará para lograr el enfriamiento brusco del arco.

Normalmente existe un contacto principal y uno auxiliar.

El riesgo que se corre es que el proceso se ralentice y el arco se cebe en las partes metálicas adyacentes del interruptor.

Su uso está limitado a la protección de transformadores de distribución en áreas rurales.

• Soplado magnético

Consiste en alargar el arco mediante la acción de un campo magnético creado por la propia corriente que se pretende interrumpir. El arco se alarga rápidamente y es conducido a una cámara de extinción de material aislante y refractario. La ruptura óptima se produce al confinar el arco en la cámara de extinción.

El inconveniente de este sistema es que su funcionamiento es nulo cuando la corriente pasa por cero, por o cual su uso es limitado en tensiones muy altas.

En serie con los contactos del interruptor se conecta una bobina de soplado constituida por un núcleo de hierro y varias vueltas de hilo o de pletina de cobre. La corriente que circula por la bobina produce un flujo magnético que circula por el núcleo.

Al formarse el arco eléctrico, éste produce un campo magnético alrededor y que se ve repelido por el campo creado por la bobina, con lo cual el arco sufre un empuje hacia arriba, haciéndolo cada vez más largo hasta que se corta.

El objetivo es enfriar lo más rápidamente el arco.

Las ventajas del interruptor de soplado magnético son:

• Robustez de los equipos.

• Facilidad de mantenimiento.

• Elevado número de maniobras.

• Sobretensiones de corte limitadas.

• Mayor seguridad al confinar el arco en la cámara de extinción.

Los inconvenientes más importantes son:

• Desproporcionadas dimensiones cuando se utiliza en muy altas tensiones

• Soplado magnético nulo al paso por cero de la corriente alterna.

• Autoformación de gases extintores

Su funcionamiento se basa en laminar el arco entre placas gasógenas. Dichas placas, al ser barridas por el arco, se descomponen dando lugar a la aparición de gases de desionización. Estos gases absorben el calor del arco y originan altas presiones, lo que da lugar a la que se necesiten tensiones más altas para mantener el arco.

Los materiales de que está fabricadas las placas son melamina y plexiglás.

Este tipo de interruptor requiere un mantenimiento mínimo. Es adecuado para instalaciones de mediana potencia y para maniobra y redes de distribución con bajo mantenimiento.

Su rango está entre los 24KV y potencia de ruptura del orden de 200 MVA.

• Soplado autoneumático (ruptofusibles)

Se basa en soplar la zona del arco aplicando un chorro de aire, contenido en un cilindro y que es impulsado por un pistón.

Este mecanismo está ligado al funcionamiento de los contactos móviles del interruptor. El chorro de aire provoca un enfriamiento y desionización del espacio que hay entre los contactos que, junto con la alta velocidad de apertura de los contactos, impide el reencendido del arco.

Se construye para tensiones comprendidas desde los 20-66KV y poder de corte de hasta 1KA.

Su baja capacidad de ruptura (poder de corte) es uno de los mayores inconvenientes.

Es por ello que se suelen fabricar acompañados de un fusible. Se emplean mucho en pequeños centros de transformación.

Se almacena energía potencial y se convierte en energía cinética.

• Interruptores de ruptura en aceite

Estos interruptores surgen con la necesidad de interrumpir circuitos de altas o muy altas tensiones y gran potencia, cosa bastante complicada de lograr con interruptores de ruptura en aire.

Si las corrientes de aire no eran capaces de extinguir el arco formado entre los contactos, entonces, al sumergir dichos contactos en el interior de un baño de aceite dieléctrico, al abrirse, el arco se ve cortado por el aceite que le rodea.

Los contactos sumergidos en aceite, u otro material, no consiguen extinguir totalmente el arco, pero si absorben gran cantidad de energía del mismo al evaporarse o descomponerse el aceite.

Además, dentro del aceite se necesitan tensiones de encendido y reencendido del arco mucho mayores que en el aire.

El aceite procede de la destilación del petróleo. Posee una gran rigidez dieléctrica.

Las principales características del aceite dieléctrico son las siguientes:

Las ventajas que presenta la interrupción del arco en baño de aceite son:

• Menor separación necesaria entre contactos.

• Mejor aislamiento entre piezas en tensión y entre estas y masa.

Entre los inconvenientes cabe citar:

• Riesgo de inflamabilidad del aceite.

• Posibilidad de explosión por existencia de gases.

• Mantenimiento riguroso a causa de la polución que sufre el aceite con el carbón formado en el corte del arco (formación de carbonilla).

• No son adecuados para corriente continua pues no hay paso por cero de la corriente, con lo cual el arco tarda más en extinguirse y se deteriora antes el aceite.

Existen dos tipos de ruptura del arco en baño de aceite:

• Ruptura libre en aceite

• Ruptura controlada en aceite

• Interruptores de gran volumen de aceite

Se suelen utilizar a muy altas tensiones y en intemperie. Cuando se utilizan en grandes tensiones y grandes capacidades de ruptura, cada polo del interruptor va en una cuba separada, aunque el accionamiento de los mismos es simultáneo.

En Europa prácticamente están en desuso, fabricándose aun en Estados Unidos y el Reino Unido para tensiones de entre 220KV y 380KV.

• Interruptores de pequeño volumen de aceite

El interruptor de pequeño volumen de aceite necesita del orden de 20 veces menos aceite que el de gran volumen para las mismas condiciones nominales. La gama de utilización del interruptor de pequeño volumen de aceite va desde los 7,2 a 525KV con intensidades nominales de entre 250 y 6.300 A, siendo los poderes de corte de hasta 50KA y capacidad de ruptura de 2.500MVA. Las ventajas de los interruptores de pequeño volumen de aceite son:

• Desionización rápida del trayecto del arco (0,002 sg).

• Caída de tensión en el arco muy baja (menor riesgo de sobretensiones en la extinción del mismo).

• Mínima disipación de energía.

• Limitada carbonización del aceite.

• Elevada vida media de los contactos.

Se utilizan en tensiones y potencias medianas.

• Interruptores de ruptura mediante aire comprimido (dentro de una cámara)

En este tipo de interruptores se utiliza aire comprimido para extinguir el arco. Se basan en el hecho de que la tensión disruptiva del aire crece sensiblemente con la presión.

La extinción del arco se produce cuando el chorro de aire comprimido barre violentamente el arco, logrando desionizarlo. Los rangos de presión a los que trabaja este tipo de interruptor son los siguientes:

Figura 3.7. Ruptura por aire comprimido

Las ventajas que presentan los interruptores de aire comprimido son:

• Bajo costos y disponibilidad de aire.

• Rapidez de la operación.

• Aumento de la capacidad de ruptura en función de la presión del aire.

• Pocas posibilidades de incendio.

• Abarca todas las tensiones y potencias de ruptura.

Los inconvenientes son:

• Menor rigidez dieléctrica que el SF6.

• Mayor presión de trabajo.

• La constante térmica es 100 veces mayor que la constante térmica del

• SF6 para la misma presión.

• En cortocircuitos próximos al interruptor se pueden producir sobretensiones muy altas (hay que instalar resistencias de apertura).

• Cuando se ha producido la apertura, el aire se ha quedado ionizado y hay que liberarlo.

• Son ruidosos al expulsar el aire comprimido por las toberas.

• Interruptores de ruptura mediante hexafluoruro de azufre (SF6)

Son interruptores cuya cámara de extinción está rellena de un gas llamado hexafluoruro de azufre (SF6). El SF6 tiene unas propiedades dieléctricas superiores a otro tipo de dieléctricos utilizados en la extinción del arco.

El SF6 no existe e estado natural, por lo cual se deberá obtener mediante síntesis.

Las principales ventajas de la apertura dentro de SF6 son:

• Gran capacidad de evacuación del calor producido por el arco.

• Disolución reversible del SF6.

• Es el mejor gas aislante y extintor de arco conocido.

• El desgaste de los contactos es muy pequeño, lo cual le da una larga vida media a la aparamenta.

• No son necesarias las resistencias de ruptura para evitar el recebado del arco debido a la rápida regeneración del plasma post-arco.

El campo de aplicación es:

• Estaciones transformadoras primarias y secundarias de distribución.

• Plantas industriales con alto riego de explosión.

• Subestaciones en centros urbanos.

• Para la maniobra de equipos de mejora del factor de potencia (baterías de condensadores).

• Industrias de procesos continuos que requieren interruptores fiables y de larga duración.

• Centros de transformación y distribución sin asistencia personal

El MT tensión se utiliza en forma de gas y en AT en forma de líquido.

• Interruptores de ruptura en el vacío

Son interruptores cuya cámara de extinción se encuentra en las proximidades del vacío absoluto. La rigidez dieléctrica es del orden de 199 kV/cm.

Pese a todo, al abrir los contactos se generan vapores metálicos con material de éstos.

Para evitar que esto ocurra en exceso se hace girar rápidamente el arco mediante un campo magnético, evitando el excesivo calentamiento y desgaste de los mencionados contactos.

Las ventajas de los interruptores de ruptura en el vacío son las siguientes:

• Aislamiento e interrupción garantizada por la ampolla de vacío.

• Rápida extinción del arco (15 milisegundos).

• Elevada rigidez dieléctrica.

• Rápida desionización del espacio entre contactos.

• Menor energía de maniobra debido al corto recorrido de los contactos móviles.

• Caídas de tensión en el arco muy pequeñas (20 a 200 V).

• Rápida extinción del arco con pequeña energía liberada (mayor vida útil).

• Idóneo para realizar conexiones rápidas y repetidas.

• Sistema muy simple.

• Aplicación a centros de transformación tanto urbanos como industriales.

Los inconvenientes de los interruptores de ruptura en el vacío son las siguientes:

• Su aplicación está limitada a tensiones inferiores a 50KV.

• La pérdida del vacío en la cámara de extinción, hace que el arco puede reventar dicha cámara ya que la separación entre contactos no permite su extinción.

• Debido a la rapidez de ruptura, pueden aparecer elevadas sobretensiones entre los

• contactos y ligera emisión de rayos X.

• Ruptura estática

Está basada en las propiedades de los semiconductores. No hay partes metálicas en movimiento (apertura de contactos) con lo cual no se produciría el arco. Se aproxima al interruptor ideal.

Las ventajas que presenta la ruptura estática son:

• Obtención de rupturas ideales sin sobretensiones de maniobra.

• Ausencia de desgaste y mantenimiento.

• Posibilidad de predeterminar las características del conductor.

• Ínfimo consumo de energía.

Los inconvenientes que presenta la ruptura estática son:

• La baja inercia térmica de los semiconductores los hace incapaces de soportar fuertes sobrecargas, aunque el tiempo de sobrecarga sea breve.

• Sólo existen prototipos en fase de estudio y experimentación.

• Fusibles

La técnica de protección mediante fusible no es una técnica de ruptura del arco propiamente dicha.

Para sobrecargas o cortocircuitos.

El fusible funciona mediante la fusión de un alambre embutido dentro de una cápsula y colocado en serie con el circuito. El paso de la corriente de determinado valor hace que el alambre se caliente en exceso y llega a fundirse, eliminando la falta.

Los fusibles están diseñados para que se fundan en un tiempo determinado al paso de una determinada corriente.

La relación corriente-tiempo se determinan mediante dos curvas fundamentales:

• Curva mínima de fusión

Indica el mínimo tiempo de fusión.

• Curva máxima de fusión

Indica el tiempo máximo despeje de la falta.

Figura 3.8. Curvas características de fusible

En ambos casos aparece la llamada zona de dispersión, en la cual no hay certeza de la fusión o no-fusión del fusible. Esta zona viene determinada por la temperatura inicial del hilo en el momento de iniciarse la sobreintensidad. A medida que aumenta la intensidad, el tiempo de fusión decrece.

Los siguientes conceptos son importantes para entender la adecuada utilización de los fusibles.

• Tiempo de fusión

Es el tiempo necesario para que el fusible funda. Comienza al iniciarse la sobrecorriente y cesa al fundirse el alambre, apareciendo el arco eléctrico.

• Tiempo de arqueo

Es el tiempo necesario para extinguir el arco.

• Tiempo de despeje de la falta

Es el tiempo necesario para eliminar totalmente la sobrecorriente

Tiempo de despeje = Tiempo de fusión + tiempo de arqueo

• Intensidad nominal del fusible (In)

Valor de la corriente que puede soportar el fusible sin deteriorarse en las condiciones de uso que indica el fabricante del fusible.

• Intensidad mínima de fusión (If)

Es el valor de corriente por el cual se produce la fusión del alambre en el cartucho del cortacircuitos fusible. El tiempo varía según el calibre del fusible. La relación de intensidades está en la siguiente relación:

Los dos tipos de fusibles más utilizados en alta tensión son:

• Fusible de Alto Poder de Ruptura (APR).

• Fusible cortacircuitos de expulsión.

• Fusibles APR

Los fusibles llamados de ruptura rápida se caracterizan por la alta velocidad de ruptura (tiempo de despeje de la falta muy corto).

Debido a esta característica, la corriente de pico o cresta no alcanza un valor demasiado elevado. Son limitadores de corriente.

La gran rapidez de despeje de falta que se obtiene con los fusibles APR se debe a que la corriente de falta se reparte entre varios hilos conductores fabricados en plata y colocados en paralelo.

La ventaja de utilizar plata en vez de cobre estriba en que la plata no se oxida a altas temperaturas mientras que el cobre si lo hace. Al oxidarse el hilo de cobre, éste reduce su sección eficaz con lo cual falla el calibrado del fusible.

Los hilos conductores de plata se alojan en el interior de un tubo de material aislante y refractario, a base de cerámica o porcelana. En los extremos de dicho tubo se sitúan los contactos metálicos. Entre dichos contactos metálicos va colocados los hilos fusibles. El interior del tubo se rellena de un material encargado de extinguir el arco. Este material suele ser arena de cuarzo o/y sílice.

Al producirse una sobrecorriente, la plata se evapora y se mezcla con la arena haciendo que el camino a seguir por el arco sea muy resistivo, facilitando pues la extinción del mismo.

Figura 3.9. Interior fusible APR

Para apreciar que el fusible se ha fundido, existe un percutor en el extremo del fusible que sale al exterior.

Los fusibles APR tienen los siguientes campos de aplicación:

• Baterías de condensadores.

• Motores de alta tensión.

• Línea de media tensión.

• Transformadores de media tensión.

• Fusibles cortocircuitos de expulsión

Constan de un tubo protector en cuyo interior está dispuesto el elemento fusible y, unido a él, una trencilla de conexión. Cuando se produce el arco se funde el elemento fusible y la trencilla es expulsada al exterior de forma visible. Los gases producidos son los que han impulsado la trencilla y ha apagado el arco.

Son de uso exclusivo en instalaciones exteriores debido a la expulsión de gases que se producen cuando despejan la sobrecorriente. Se utilizan en sistemas de hasta 36KV. Se utilizan en la protección de transformadores sobre poste, baterías de condensadores, y en los pasos de líneas aéreas a subterráneas.

Cuando se están protegiendo transformadores o líneas, los elementos fusibles están en el interior de tubos portafusibles. Estos tubos portafusibles van montados en un armazón adecuado.

Cuando se produce la fusión del elemento fusible, la base portafusible se suelta de la conexión superior, dejando de forma visible la apertura del circuito. Para reponer el fusible se abre el portafusible.

Figura 3.10. Fusible de expulsión

• Contactores y relés

Se trata de un aparato mecánico de conexión con una sola posición de reposo (monoestable), que puede ser la de abierto o cerrado, accionado por cualquier forma de energía menos la manual y capaz de soportar, establecer o interrumpir en condiciones normales de funcionamiento del circuito, incluida las condiciones de sobrecarga.

Los contactores se pueden clasificar de la siguiente manera:

• Clasificación en función de la energía utilizada para su funcionamiento

• Contactor electromagnético.

El esfuerzo lo suministra un electroimán.

• Contactor neumático.

El esfuerzo proviene de un dispositivo de aire comprimido, sin utilizar medios eléctricos.

• Contactor electroneumático.

El dispositivo de aire comprimido es maniobrado por electroválvulas.

• Contactor de retención.

Es aquel contactor que posee un sistema de enclavamiento mecánico, magnético, neumático o similar.

• Clasificación por la disposición de sus contactos

• Contactores al aire.

La apertura de los contactos se produce en el aire.

• Contactores en vacío.

La apertura de los contactos se produce en el vacío.

• Contactores en aceite.

La apertura de los contactos se produce en el seno de un baño de aceite. Para grandes potencias se usaban contactores en baño de aceite, caracterizados por sus buenas propiedades mecánicas, ya que el aceite refrigeraba los contactos y proveía un efecto amortiguador que aseguraba una larga duración mecánica y un funcionamiento silencioso. La mejora tecnológica de los contactores al aire hizo que aquellos dejaran de utilizarse, pues resultaban de mayor costo y requerían la renovación periódica del aceite.

• Clasificación por la clase de corriente

• Contactores para corriente alterna.

• Contactores para corriente continua.

• Clasificación por el nivel de tensión

• Contactores de baja tensión.

Hasta 1000 V.

• Contactores de alta tensión.

Más de 1000 V.

• Clasificación por la característica de la carga

• Contactores de potencia.

Utilizados para la conexión de circuitos de potencia.

• Contactores auxiliares.

Utilizados para la conexión de circuitos auxiliares.

Los contactores generalmente pueden operar corrientes del orden de 6 a 12 veces la intensidad nominal. Se caracterizan por su poca inercia mecánica y rapidez de respuesta; resultando elementos indispensables en las tareas de automatización.

• Funcionamiento del contactor electromagnético

Cuando la bobina del contactor se excita por la circulación de corriente, el núcleo atrae a la armadura y arrastra los contactos principales y auxiliares, estableciendo el circuito entre la red y el receptor. Este desplazamiento puede ser:

• Por rotación, pivote sobre su eje.

• Por traslación, deslizándose paralelamente a las partes fijas.

• Combinación de movimientos, rotación y traslación.

• Características de utilización

• Corriente de servicio

• Clase de servicio

La clase de servicio está relacionada con la vida útil del contactor, generalmente expresada en miles o millones de maniobras.

• Categoría de servicio

La categoría de servicio está relacionada con el poder de ruptura del contactor.

• Tensión de servicio

• Relés

Son parecidos a los contactores, la diferencia e que son más rápidos.

• Preguntas importantes

En una aparamenta de BT nos encontramos una placa de características con estos datos, 5A y 6KA ¿de que condiciones se trata?

5A condiciones normales de funcionamiento.

6KA condiciones de cortocircuito.

Hacemos un cálculo de cortocircuito y nos da 5A y 6KA ¿Qué pasa si ponemos una protección con poder de corte 10KA? ¿Y una de 3KA?

Una de diez vale pero estamos sobredimensionado la instalación.

La de tres no es válida porque cuando se produzca un cortocircuito de 6KA la protección se rompe y no vale para nada.

¿Por qué se insiste en que no se perfore el aislamiento de las bobinas de los trafos?

Porque éstas están aisladas con barniz y es más probable que se perfore el aislamiento.

¿Quién está obligado a resistir la potencia de ruptura?

La aparamenta de corte (corte se refiere a cortar corriente).

Los seccionadores son aparamenta de maniobra y los interruptores son de corte y maniobra.

¿Físicamente que es el poder de corte?

La resistencia del material de los contactos, a resistir el arco eléctrico.

¿Por qué está en desuso la aparamenta de corte unipolar?

Porque crea desequilibrios.

¿Cuándo actúan los interruptores?

Cuando hay corrientes superiores a la nominal.

¿Por qué los interruptores son la aparamenta más complicada?

Porque tienen que cortar el arco eléctrico.

Cortos y sobrecargas

La corriente de cortocircuito y la velocidad de aparición son mayores que en las sobrecargas.

¿Qué haría para cambiar las propiedades dieléctricas?

Cambiar la temperatura, humedad, salinidad, presión, etc.

Constante dieléctrica alta

La cantidad de energía que se necesita por m³ del medio que se hable para ionizarlo (hacerlo más conductor), el alta.

¿Qué es la constante térmica?

Cuanto calor puede transmitir.

¿Por qué el SF6 se transforma de gas a líquido?

Por la presión y la energía interna.

Bobinas de reactancia

Bobinas que se van a colocar en trafos que tienes conectadas líneas subterráneas o submarinas importantes, para disminuir el efecto capacitivo.

¿Por qué se ponen las bobinas de reactancia?

Si no las tuviera y la línea se quedará en vacío, del trafo hacia atrás subirían las tensiones, pudiendo dañar la instalación.

¿Si un conductor tiene un aislamiento desproporcionado a que se debe?

Porque el material empleado como aislante tiene una rigidez dieléctrica muy grande.

Cuando el aislante no es ni de tipo A, ni B, ni C ¿de que tipo es?

El aislante es el aire, el problema es el espacio.

¿Para que sirve la In?

Para determinar el calibre.

¿Para que sirve la Icc?

Para determinar el poder de corte de la aparamenta.

Inercia térmica

Se va acumulando el calor.

¿Trafos de medida en AT y BT?

En AT se mide para facturar y para avisar a las protecciones.

En BT se mide para facturar.

¿A quién se le va a exigir mayor clase de precisión?

A los devanados de medida.

¿Por qué se hable de KA en valor eficaz para la aparamenta de corte?

Por que es a partir del 6-8 ciclo cuando empieza a abrir.

Valor eficaz es calor, cuanto más ciclos se hagan más calor.

¿Por qué se quieren saber los KA instantáneos?

Para los esfuerzos electrodinámicos.

Clase de un contactor

El número de maniobras eléctricas que pueden hacer.

¿Para que se pueden utilizar contactores en MT?

Para motores en MT.

¿Por qué se cogen contactores en vez de interruptores?

Por el número de maniobras.

¿En que contactores hay cámara apagachispas?

En los de potencia.

¿Por qué se diferencian contactores en AC y DC?

Por los contactos, en DC es más difícil apagar el arco y para grandes potencias, los contactos serás más robustos.

¿Qué es un punto caliente?

Un mal contacto.

• Centros de trasformación

Se dice que es un centro de transformación cuando la transformación tiene lugar desde niveles de tensión de las redes de distribución y BT.

Clasificación

• Tipo constructivo

De interior o intemperie (rurales).

• Tipo de alimentación

Subterránea (zonas urbanas), aérea (rurales) y mixta (paso de rural a urbana).

• Posición relativa a la línea de alimentación

• Punta (al final de una línea radial donde hay más transformadores conectados) sólo tienen entrada de la línea de alimentación.

• Paso (en la parte intermedia) tienen entrada y salida de la línea de alimentación.

• Anillo, la alimentación les puede llegar por ambos lados, tienen mayor seguridad de servicio en caso de avería. Normalmente el anillo funciona abierto en un punto P cuya localización puede variar en función de las necesidades del servicio.

• Independientes, disponen de una sola alimentación y son los únicos existentes en la línea.

• Punto donde se realice la medida de la energía

• Medida en media tensión

• Medida en media y baja tensión (alumbrado público)

• Medida en baja tensión

• Propietario

• Propiedad del abonado

• Propiedad del abonado, pero el mantenimiento a cargo de la empresa suministradora (a largo plazo la empresa se convertirá en propietaria del CT).

• De la compañía suministradora.

• Composición general de un CT

• CT de interior

Los elementos que componen el CT estará alojados en celdas, pudiendo ser o obra o prefabricadas de envolvente metálica.

Las celdas prefabricadas son conjuntos prefabricados de aparamenta bajo evolvente metálica, que el fabricante suministra montados y ensayados.

Las celdas de obra son normalmente semicerradas.

• CT de intemperie

Se les denomina también CT sobre poste. So CT usualmente de poca potencia en los que el trafo y los equipos protección y maniobra van colocados sobre apoyos metálicos, guardando las partes en tensión una distancia al suelo adecuada.

Los aparatos de maniobra pueden colocarse en el poste anterior al del trafo. En el mismo poste del trafo se instala el cuadro de baja tensión.

• Tipos de celdas y elementos que la integran

• Celdas de línea

Se suelen denominar celdas de entrada y salida. En algunos casos pueden haber tres celdas de línea (entrada salida y derivación), dos (entrada salida) o una (entrada).

En CT particulares, la forma de las celdas viene determinada por la compañía suministradora, siendo ésta la única en tener acceso a ellas.

En el caso de alimentación subterránea cada celda dispone normalmente de un interruptor seccionador y de un seccionador de puesta a tierra del cable subterráneo (cuando está desconectado es cuando único se puede poner a tierra).

La función principal de estas celdas es la maniobra, apertura o cierre del interruptor seccionador. Normalmente no tienen la capacidad de realizar la función de protección, puesto que no disponen de interruptor automático ni fusibles.

Los seccionadores de puesta a tierra disponen normalmente de un enclavamiento mecánico que impide su accionamiento cuando la línea está conectada.

Cuando la entrega sea aérea se dispondrán de los correspondientes pararrayos autoválvulas para evitar las sobretensiones de origen atmosférico.

• Celda de protección

Van alojados los elementos de protección contra sobrecargas y cortos de la instalación y los elementos que la integran, fundamentalmente el trafo.

Como es lógico, sobre el dispositivo de corte actuarán los diferentes relés necesarios para la protección del trafo.

En el caso de existir varios trafos en un mismo CT, se dispondrá de una celda de protección general y una celda de protección para cada trafo.

La protección se puede realizar de dos formas, con interruptor seccionador y fusibles combinados (hasta 630-800KVA) y con interruptor automático.

• La protección con interruptor seccionador y fusibles asociados

Normalmente el fusible protege contra cortocircuitos, y para sobrecargas se utiliza un relé que acciona al interruptor seccionador para que dispare. Cuando se funde el fusible, se abre también el aparato de maniobra.

El relé de protección contra sobrecargas puede ser directo o indirecto. El relé directo ha sido y es comúnmente empleado, pero tiene el inconveniente de su relativa baja fiabilidad; por lo que recientemente se están instalando en los CT relés indirectos.

La protección directa es cuando el interruptor automático tiene su propio trafo de intensidad y relé.

La protección indirecta es cuando se utiliza la celda de medida para disparar el interruptor automático.

Cuando la instalación se hace de forma que al fundir el fusible, el I. automático no salte y se quede la instalación sin esa fase, se le denomina interruptor con fusible asociado.

• Protección con interruptor automático

En este caso el interruptor automático protege contra sobrecargas y cortocircuitos, además de poder ofrecer el disparo mediante la bobina que es accionada por los diferentes relés de protección de la instalación.

• Celda de medida

A esta celda solamente tendrá acceso la compañía suministradora, irá precintada y estará completamente cerrada.

En ella se alojan los trafos de intensidad y de tensión, colocándose en primer lugar los de intensidad.

Los contadores y aparatos complementarios estarán situados fuera de la celda de medida y lo más cerca posible de los trafos de medida. Los elementos se colocarán en armarios completamente cerrados y precintados, provistos de cristales para su fácil visualización.

• Celda del transformador

Se trata de la celda dónde se aloja el trafo.

Para trafos en baño de aceite, la celda dispondrá de una cuba en la parte inferior del mismo para recoger el líquido (aceite); en trafos secos no hace falta.

El cuadro de baja tensión irá colocado lo más próximo al trafo.

• Preguntas importantes

¿Qué es lo que dice si o no a la celda de medida?

Un estudio de tarifa, para medida en MT se pone la celda.

Para menos de 100KVA hay que justificar la utilización de celdas de medida.

Trafos secos y en baño de aceite

Un trafo seco es más grande que una en baño de aceite, para la misma potencia.

¿CT prefabricado o de obra?

El CT prefabricado es más fiable.

Protección redundante

Cuando no te fías de una protección y pones otra.

Tierra de protección

A ella van unidas todas las masas metálicas y el mallazo electrosoldado (NUNCA LAS PUERTAS Y PERSIANAS QUE DAN AL EXTERIOR).

Tierra de servicio

A ella va unido el neutro del secundario del trafo.

II

5