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Seguridad, operación y mantenimiento de

Interruptores de Potencia (Versión 1, Abril de 2009)

Andrés Granero

Seguridad, Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia

ÍNDICE

CAPÍTULO 1 1 Características de la aparamenta de maniobra 1.1 Características de una red de distribución de A.T.. 1.2 Efectos de la corriente nominal en los interruptores 1.3 Corrientes de cortocircuito 1.4 Efectos de las sobreintensidades y cortocircuitos en los interruptores 1.5 Cálculo de la corriente de cortocircuito 1.6 Cálculo de potencias y corrientes de cortocircuito por el método porcentual 1.7 Cálculo de la potencia de cortocircuito en sistemas de AT 1.8 El arco eléctrico 1.9 Principios de extinción del arco 1.10 Cambio de régimen de un circuito 1.11 El corte de corrientes de carga y de cortocircuito 1.12 Sobretensiones debidas a la maniobra de transformadores

5 5 13 15 22 23 29 32 38 41 44 47 63

CAPITULO 2 2 Las técnicas de corte en Alta Tensión 2.1 Historia. 2.2 Las técnicas de corte 2.3 Procedimientos de extinción del arco eléctrico 2.3.1 Parachispas o apagachispas 2.3.2 Desconexión del arco por ruptura mecánica brusca 2.3.3 Extinción del arco por soplado magnético 2.3.4 Dispositivo de electrodos 2.3.5 Extinción del arco por soplado de aire 2.3.6 Extinción del arco eléctrico en aceite 2.3.7 Extinción del arco en hexafluoruro de azufre 2.3.8 La ruptura en el vacío 2.3.9 Ruptura estática 2.4 Conclusión

68

68 69 70 70 71 72 77 78 82 86 95 100 101

CAPITULO 3 3. Funciones y aplicaciones de la aparamenta de maniobra 3.1 Generalidades. 3.2 Definiciones: 3.3 Aparamenta de maniobra abierta 3.3.1 Seccionadores. 3.3.2 Seccionadores de puesta a tierra 3.3.3 Interruptores-seccionadores 3.3.4 Fusibles de Media Tensión 3.3.5 Interruptores automáticos 3.4. Comparativo de las distintas técnicas de corte 3.5 Aparamenta de maniobra cerrada en envolvente metálica

103 103 106 107 107 118 120 131 141 153 156

3.5.1 Tipos de aparamenta de MT 3.5.1.1 Celdas modulares 3.5.1.2 Celdas compactas o RMU 3.6 Protección de circuitos 3.7 Enclavamientos y operaciones condicionadas

156 156 164 169 170

CAPITULO 4 4. Interruptores de Baja tensión 4.1 El interruptor automático BT 4.2 Sus funciones. 4.3 Tecnología 4.4 Particularidades de los interruptores automáticos BT 4.5 Los parámetros del corte o ruptura 4.6 Las exigencias de la distribución eléctrica en B.T. 4.7 Coordinación entre interruptores 4.7.1 La filiación, “efecto cascada” o protección de acompañamiento 4.7.2 La selectividad 4.7.3 La limitación 4.8 Técnicas de selectividad 4.8.1 Selectividad amperimétrica 4.8.2 Selectividad cronométrica

174 174 175 176 181 186 187 195 195 196 198 205 205 206

4.8.3 Selectividad lógica o “Zona selectiva lógica (ZSI)”

207

4.9 Las reglas de selectividad 4.9 Tecnología de los polos 4.10 Reglas generales de la selectividad (en distribución) 4.11 La aparamenta de protección contra las sobreintensidades 4.11.1 Los fusibles 4.11.2 Relés de control de las sobreintensidades

208 211 218 227 227 231

CAPITULO 5 5. Mantenimiento e inspección de Aparamenta 5.1 Mantenimiento, inspección y puesta en marcha de C.T’s y Subestaciones. 5.2 Técnicas operativas de mantenimiento predictivo 5.3 Operaciones y procedimientos para el mantenimiento en función de los diferentes elementos componentes de los C.C.T.T y Subestaciones 5.3.1. Operaciones básicas 5.4. Disyuntores de Media Tensión (interruptores automáticos) 5.4.1 Pruebas funcionales 5.4.2 Localización de averías en Disyuntores (interruptores automáticos) 5.5 Puesta en servicio y mantenimiento de interruptores de Baja Tensión

245 245 253 259 259 263 263 280 284

CAPITULO 6 6. Seguridad, trabajos y maniobras en instalaciones de AT y BT 6.1. Definiciones. 6.2. Prescripciones generales. 6.3. Instalaciones de baja tensión. 6.4. Instalaciones de alta tensión. 6.5. Canalizaciones eléctricas subterráneas. 6.6 Normas complementarias relativas a los centros de transformación y subestaciones. 6.7. Trabajos en baterías de condensadores estáticos y acumuladores. 6.8. Empleo y conservación del material de seguridad.

288 288 289 290 293 301 304 306 307

6.9. Normas diversas. 6.10. Trabajos no eléctricos en la proximidad de instalaciones en tensión.

311 313

CAPITULO 7 7. Maniobras en Líneas, Transformadores y Barras 7.1 Vocabulario 7.2 Orden de operación en los aparatos de corte.. 7.3. Enclavamientos y bloqueos en los aparatos de corte. 7.4 Realización de maniobras. 7.4.1 Maniobras de explotación en líneas. 7.4.2 Maniobras para trabajos en líneas. 7.4.3 Maniobras en transformadores. 7.4.4 Maniobras en barras.

315 315 321 323 325 326 332 335 341

CAPITULO 8 8. Mantenimiento correctivo de interruptores de potencia 8.1 Interruptores de pequeño volumen de aceite. 8.1.1 Interruptores automáticos A.E.G., tipo EKU. 8.1.2 Interruptor automático LESA GARDY. TIPO T.30. 8.1.3 Interruptores automáticos ISODEL HIP-300 8.1.4 Interruptores automáticos ISODEL HPF-307g 8.2 Interruptor en hexafluoruro de azufre SF6 8.2.1 Interruptor FLUARC FB4 MERLIN GERIN

BIBLIOGRAFÍA

344 344

347 358 363 371 380 380

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia

1. Características de la aparamenta de maniobra

Actualmente no existe ningún acuerdo internacional sobre los límites precisos para definir la “alta” tensión; aunque en España se considera alta tensión (AT) a toda tensión nominal superior a 1 kV. RAT ITC 01. El término “Media Tensión” (MT) se aplica para tensiones entre 1 kV y 36 kV; (52 y 72 kV) aunque no es una definición normalizada. En este texto, denominaremos sistemas de distribución de media tensión aquellos que necesitan una etapa de transformación reductora de tensión para poder alimentar redes de baja tensión, ya que por motivos económicos y técnicos, la tensión nominal de estos sistemas supera en raras ocasiones los 36 kV. Sin embargo, en la práctica se acostumbra a clasificar los distintos niveles de tensión de la forma siguiente: - B.T.: hasta 1000 V en c.a. y 1500 V en c.c - M.T.: de 3 a 36 kV ( 52 y 72,5 kV) - A.T.: de 45 a 220 kV ( 80 a 220 kV) - M.A.T.: de 250 a 800 kV.

1.1 Características de una red de distribución de A.T. Los sistemas de distribución en AT son por lo general trifásicos con 3 conductores de fase y sin conductor de neutro, a menos que se indique lo contrario. A continuación se detallan algunas definiciones relacionadas con la tensión y basadas en el RAT:

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Tensión de servicio: Es el valor de la tensión realmente existente en un punto cualquiera de una instalación en un momento determinado. Tensión más elevada de una red trifásica: Es el valor más elevado de la tensión entre fases, que puede presentarse en un instante y en un punto cualquiera de la red, en las condiciones normales de explotación. Este valor no tiene en cuenta las variaciones transitorias (por ejemplo, maniobras en la red) ni las variaciones temporales de tensión debidas a condiciones anormales de la red (por ejemplo, averías o desconexiones bruscas de cargas importantes). Tensión más elevada para el material (Um): Es el valor más elevado de la tensión entre fases para el que material (aparamenta, transformador, etc.), está especificado en lo que respecta a su aislamiento, así como a otras características relacionadas con esta tensión en las normas propuestas para cada material. También se le llama tensión nominal para el material. 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 expresada en kilovoltios, se designa por Un. Tensión nominal de una red trifásica: Es el valor de la tensión entre fases por el cual se denomina la red, y a la cual se refieren ciertas características de servicio de la red. Tensión nominal para el material: Es la tensión más elevada para el material (aparamenta, transformador, etc.) asignada por el fabricante. Tensión soportada: Es el valor de la tensión especificada, que un aislamiento debe soportar sin perforación ni contorneamiento, en condiciones de ensayo preestablecidas.

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia Tensión soportada nominal a los impulsos tipo maniobra o tipo rayo: Es el valor de cresta de la tensión soportada a los impulsos tipo maniobra o tipo rayo prescrita para un material, al cual caracteriza el aislamiento de este material en lo relativo a los ensayos de tensión soportada. Tensión soportada nominal a frecuencia industrial: Es el valor eficaz más elevado de una tensión alterna sinusoidal a frecuencia industrial, que el material considerado debe ser capaz de soportar sin perforación ni contorneamiento durante los ensayos realizados en las condiciones especificadas. Aparamenta En la aparamenta de alta tensión se emplea, según la norma UNE-EN 60694, el concepto de “valor asignado”, que es un valor que queda fijado, por lo general por parte del fabricante, para unas condiciones de funcionamiento específicas de un componente, dispositivo o equipo: Tensión asignada (Ur): La tensión asignada señala el límite superior de la tensión más alta de la red para la que está prevista la aparamenta. Los valores normalizados coinciden con los de la “tensión más elevada para el material” que se ha definido anteriormente. Nivel de aislamiento asignado se define por los valores de tensión soportada asignada: • De corta duración a frecuencia industrial. • Con impulso tipo rayo (onda normalizada 1,2/50 μs). Los aparatos que son seccionadores, es decir, que aseguran una distancia de seccionamiento, deben satisfacer un nivel de aislamiento superior en posición abierto (en la distancia de seccionamiento). La Instrucción Técnica Complementaria RAT – 12 “Aislamiento” puntualiza que el nivel de aislamiento de los equipos que se emplean en las instalaciones de Alta Tensión debe adaptarse a los valores normalizados indicados en la norma UNE 21062 salvo casos especiales debidamente justificados por el proyectista de la instalación. En la misma normativa se dan los valores de los niveles de aislamiento nominales de los aparatos de A.T. reunidos en tres grupos: • Grupo A. Tensión mayor de 1 kV y menor de 52 kV. • Grupo B. Tensión igual o mayor de 52 kV y menor de 300 kV. • Grupo C. Tensión igual o mayor de 300 kV. Niveles de aislamiento nominales para materiales del Grupo A.

TABLA 1

TENSIÓN MÁS ELEVADA PARA EL MATERIAL (Um)

TENSIÓN SOPORTADA NOMINAL A LOS IMPULSOS TIPO RAYO Lista 1

TENSIÓN SOPORTADA NOMINAL DE CORTA DURACIÓN A FRECUENCIA INDUSTRIAL

Lista 2

kV eficaces

kV eficaces kV cresta

3,6 7,2 12 17,5 24 36

20 40 60 75 95 145

40 60 75 95 125 170

7

10 20 28 38 50 70

Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia La lista 1 se utilizará en las instalaciones con el neutro a tierra, bien directamente o a través de una impedancia de pequeño valor, y cuando el neutro este puesto a tierra a través de una bobina de extinción o en redes equipadas con una protección suficiente contra las sobretensiones (véase UNE 21-062 Coordinación de aislamiento). La lista 2 se utilizará en los demás casos o cuando sea necesario un alto grado de seguridad. Este es el caso de redes extensas de cables en las que puede ser necesario el empleo de pararrayos capaces de descargar la capacidad de los cables. Niveles de aislamiento nominales para materiales del Grupo B.

TABLA 2

Esta tabla asocia uno o más niveles de aislamiento recomendados a cada valor de Um. No se utilizarán tensiones de ensayo intermedias. El nivel más elevado es el conveniente en redes provistas de bobina de extinción o en las que el coeficiente de puesta a tierra sea superior a 1,4. En este grupo, la elección del material es función primordial de las sobretensiones de maniobra que se esperan de la red y el nivel de aislamiento del material se caracteriza por las tensiones soportadas a los impulsos tipo maniobra y tipo rayo. En una misma red pueden coexistir varios niveles de aislamiento, correspondientes a instalaciones situadas en diferentes lugares de la red o a diferentes materiales pertenecientes a una misma instalación.

8


Niveles de aislamiento nominales para materiales del Grupo C.

TABLA 3

Transformadores La Tabla 4, se ha obtenido de la UNE-EN 60076. El significado de las listas 1 y 2 es el mismo que para la tabla de aparamenta, es decir, la elección depende del grado de exposición a las descargas, etc. Otros componentes Es evidente que el nivel del aislamiento de otros componentes de AT (p. ej., porcelana o aislantes de cristal, cables de AT, transformadores de medida y protección, etc.), debe ser compatible con el de la aparamenta y transformadores a los cuales van asociados. Los ensayos a realizar en estos componentes se facilitan en las normas correspondientes. Las normas nacionales (UNE) se armonizan con las normas europeas (EN) e internacionales (IEC). Nota general: Las normas IEC están pensadas para su aplicación internacional y por consiguiente incluyen una amplia gama de niveles de tensiones y corrientes. Reflejan las distintas prácticas adoptadas en países de diferentes requisitos meteorológicos, geográficos y económicos.

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Tabla 4: Niveles de aislamiento asignados para transformadores.

Corrección de altitud Según la disposición a la intemperie o la protección contra ella del trayecto de aislamiento contemplado en un aparato eléctrico, se habla de aislamiento exterior o interior. La resistencia eléctrica de la envolvente exterior depende de las características del aire libre que rodea a esta envolvente (densidad del aire, humedad, etc.). Con mayor altura sobre el nivel del mar disminuye la densidad del aire y con ello su resistencia eléctrica, debiéndose considerar esto al dimensionar el aislamiento de equipos de emplazamiento superior a 1000 metros sobre el nivel del mar. La corrección mediante un factor de altitud se refiere bien a la tensión nominal o bien al poder de aislamiento del aparato en cuestión. Procedimiento de corrección Método 1: Conociendo la altitud del emplazamiento se obtiene de la figura 1.1 el factor correspondiente de altitud k. Luego se dividen por el factor k los valores de las tensiones de ensayo alternas y de choque, que corresponden a la tensión nominal del aparato. Las nuevas tensiones de ensayo valen para los ensayos en laboratorios de alta tensión situados a menos de 1000 metros sobre el nivel del mar, y determinan el dimensionamiento del aislamiento. Método 2: Obtenido el factor de altitud k correspondiente, se divide la tensión nominal de la red respectiva por este factor, resultando la nueva tensión nominal que determina el aparato que debe elegirse. Ejemplo: Altitud de emplazamiento 3000 m. Factor de corrección obtenido k = 0,8; tensión nominal de la red 24 kV. Tensiones de ensayo:

Fig. 1.1: Curva para determinar el factor de altitud k, partiendo de la altitud H (según IEC 71 A).

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Tensión de choque Us = 125 kV; valor efectivo de la tensión alterna de ensayo Up = 50 kV. El nivel de aislamiento requerido para una altitud de emplazamiento de 3000 m. Sobre el nivel del mar es, por lo tanto:


125kV = 157 kV 0,8 50kV = 62,5kV Tensión alterna de ensayo: Up = 0,8

Tensión de choque: Us =

Por consiguiente el aislamiento de los aparatos respectivos debe resistir una tensión de choque de 157 kV y una tensión alterna de ensayo de 62,5 kV, siempre que estos ensayos se realicen en laboratorios situados a menos de 1000 m sobre el nivel del mar. Tensión nominal: Obtenido el factor de altitud k = 0,8 se divide la tensión nominal de la red respectiva (24 kV) por este factor, resultando la nueva tensión nominal, determinante para la elección del aparato:

UH =

24kV = 30kV 0,8

Los aparatos para emplazamientos a 3000 m. De altitud deben haber sido dimensionados para Um = 36 kV. Intensidad nominal La intensidad nominal o asignada se define como “el valor eficaz de la corriente que se puede transportar continuamente a la frecuencia nominal con un aumento de temperatura que no supere el especificado por la norma del producto correspondiente”. Los requisitos de intensidad nominal para los aparatos se deciden en la etapa de diseño de la subestación o centro de transformación. La especificación de intensidad asignada más común para la aparamenta eléctrica de MT es de 400 o 630 A. En las áreas industriales y distritos urbanos de gran densidad de carga, los circuitos de 630 A son a veces necesarios, mientras que en las subestaciones de alimentación de gran potencia que alimentan las redes de MT, la aparamenta de 800A - 1250A - 1600A - 2000A - 2500A - 3150A 4000A - 5000A – 6300 A se prescribe para los circuitos de entrada, juego de barras y acoplamiento de barras. Los transformadores de MT/BT con una intensidad de servicio de hasta 60 A aprox., se pueden proteger con fusibles combinados con interruptor. Para intensidades de servicio superiores, la combinación de interruptor-fusible no tiene el rendimiento necesario. No existen tablas de especificaciones de corriente normal recomendadas por IEC para la combinación en estos casos. La especificación real la proporciona el fabricante del interruptorfusible, de acuerdo con las características del fusible del transformador, tales como: • Intensidad en servicio normal. • Máxima intensidad itida y su duración. • Pico máximo y duración de la intensidad magnetizante de entrada de puesta en tensión del transformador. • Posición del cambiador de tomas del transformador tal y como se indica en el ejemplo del anexo A de la IEC 62271-105. En un esquema de estas características, el interruptor de corte en carga debe estar diseñado adecuadamente para abrir automáticamente, p. ej., por relés, a niveles de corriente de defecto bajos que deben cubrir (con un margen adecuado) la corriente de corte mínima especificada de los fusibles de AT. De esta forma, los valores de la corriente de defecto que superan la capacidad de corte del interruptor de carga se eliminarán por los fusibles, mientras que los valores de la corriente de defectos bajos, que los fusibles no pueden eliminar correctamente, se eliminan por el interruptor de corte de carga dirigido por el relé.

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Intensidad isible de corta duración asignada Es el valor eficaz de la corriente que puede soportar un aparato mecánico de conexión en posición de cierre, durante un corto periodo especificado y en las condiciones prescritas de empleo y funcionamiento. Valores normales: 6,3KA - 8KA - 10KA - 12,5KA - 16KA - 20KA - 25KA - 31,5KA - 40KA - 50KA - 63KA - 80KA -100KA Nota: El valor elegido de entre los anteriores, debe ser compatible con cualquier otra característica de cortocircuito asignada al aparato mecánico de conexión. Valor de cresta de la intensidad isible asignada de corta duración Es el valor de cresta de la intensidad de la primera onda de la corriente de corta duración isible que un aparato mecánico de conexión puede soportar en las condiciones prescritas de empleo y funcionamiento. El valor normal de cresta de la intensidad isible es igual a 2,5 veces el valor de la intensidad de corta duración isible. Duración isible asignada de la intensidad de cortocircuito Es el intervalo de tiempo durante el cual un aparato mecánico de conexión puede, en posición de cierre, soportar la intensidad asignada de corta duración isible. El valor normal de la duración de cortocircuito asignada es de 1s. Si es necesario un valor superior a 1s, se recomienda el valor de 3s. Influencia de la temperatura ambiente en la corriente nominal Las especificaciones de intensidad asignada se definen para todos los aparatos eléctricos; los límites superiores se deciden en función del aumento de temperatura aceptable causado por la I2R (vatios) disipados en los conductores (donde I = intensidad eficaz en amperios y R = la resistencia del conductor en ohmios), junto con el calor producido por la histéresis magnética y las pérdidas de corriente de Foucault en motores, transformadores, etc., y las pérdidas dieléctricas en cables y condensadores, cuando proceda. Un aumento de temperatura superior a la temperatura ambiente depende principalmente de la velocidad con la que se elimina el calor. Por ejemplo, las grandes corrientes pueden atravesar los devanados de motores eléctricos sin que éstos se sobrecalienten, simplemente porque un ventilador de refrigeración fijado al eje del motor elimina el calor a la misma velocidad a la que se genera, por lo que la temperatura alcanza un valor estable por debajo de la que podría dañar el aislamiento y quemar el motor. Los transformadores de refrigeración de aire o aceite se encuentran entre los ejemplos más conocidos de estas técnicas de “refrigeración forzada”. Los valores de intensidad asignada recomendados por la IEC se basan en temperaturas ambientes comunes en climas templados a altitudes que no superan los 1.000 metros, de forma que los elementos que dependen de la refrigeración natural por radiación y convección de aire se sobrecalientan si funcionan a la intensidad asignada en un clima tropical o a altitudes superiores a los 1.000 metros. En tales casos, se debe reducir el valor nominal/asignado del equipo, es decir, se debe asignar un valor inferior de intensidad asignada. El caso del transformador se trata en la norma UNE-EN 60076-2. En el caso de los transformadores con refrigeración forzada, suele ser suficiente contar con pantallas solares y aumentar las superficies del radiador de refrigeración del aceite, la cantidad del aceite de refrigeración, la potencia de las bombas de circulación de aceite y el tamaño de los ventiladores de circulación de aire, para mantener la especificación original de las normas. Para la aparamenta eléctrica, se debe consultar al fabricante acerca de la reducción de intensidad asignada que se debe aplicar de acuerdo con las condiciones de funcionamiento reales.

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1.2 Efectos de la corriente nominal en los interruptores Todo circuito eléctrico recorrido por una corriente eléctrica es un foco de desprendimiento de calor [efecto térmico]. Bajo esta influencia se calientan los elementos activos de los interruptores, estableciéndose el régimen de equilibrio cuando la cantidad de calor cedido al exterior es igual a la suma de pérdidas en el interior de los mismos.

Fig. 1.2 : Efecto de la corriente nominal sobre un interruptor. El valor de las pérdidas Por efecto Joule se determina mediante la fórmula: Q = 0,24 R . I2 . t de donde

Q = cantidad de calor expresado en calorías. R = resistencia en ohmios. I = intensidad de la corriente en amperios. t = tiempos en segundos.

La temperatura máxima alcanzada no debe sobrepasar unos limites bien definidos, pues de otro modo se producirla: a) La oxidación de los os. b) La destrucción de los elementos aislantes. c) Modificaciones de la elasticidad de muelles y resortes. En resumen, se incrementarían las pérdidas de energía por el aumento de la resistencia R. La resistencia interna R de un interruptor es la suma de dos resistencias parciales: a) Resistencia propia de las piezas conductoras. b) Resistencia de los os.

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Resistencia de las piezas conductoras La resistencia propia de las piezas conductoras es función de la resistividad del metal empleado, de la longitud y de su sección según la fórmula:

R =ρ ⋅ donde:

l s

R = resistencia en ohmios. 2 ρ = coeficiente de resistividad en ohmios por mm /m. l = longitud en metros. s = sección en mm

Resistencia de o Se llama resistencia de o a la resistencia que presenta la superficie común a dos elementos consecutivos de un mismo polo. El paso de la corriente a través de esta superficie viene siempre acompañado de una caída de tensión debida a la resistencia de o. Esta resistencia es relativamente elevada con relación a la resistencia propia de las piezas conductoras y es la principal causa del calentamiento en la polos de los interruptores. El o se puede producir entre partes fijas (6 con 11 y 3 con 12. Figura 1.3 ) y entre partes móviles (6 con 4 y 4 con 3. Figura 1.3 ). La caída de tensión y por tanto la resistencia de los os es función de la. superficie de los mismos. de la naturaleza del metal y de la presión ejercida sobre las superficies. La resistencia total de un interruptor, se obtiene midiendo en los bornes del mismo (11 y 12. Figura 1.3 ) con un medidor de pequeñas resistencias especifico (equipos de inyección de alto valor de intensidad). En el capitulo de pruebas podemos ver un ejemplo de esta medición. Esta resistencia debe ser tanto más reducida cuanto más elevada sea la intensidad, a fin de que las pérdidas se mantengan dentro de unos limites Fig. 1.3 : Sección de un polo de interruptor aceptables. de pequeño volumen de aceite, para 52 kV. Dada la necesidad prioritaria de garantizar el suministro de energía eléctrica, se han introducido distintas técnicas para la detección de puntos calientes, las cuales nos permiten revisar los elementos de la instalación con ésta en servicio (ver figura 1.4 – Medida con Pirómetro óptico).

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Fig.1.4 : Detección por radiación de calentamientos anormales en un interruptor.

1.3 Corriente de cortocircuito Los valores asignados del poder de corte en cortocircuito de los interruptores automáticos se indican normalmente en kiloamperios (kA). Estos valores se refieren a una condición de cortocircuito trifásico y se expresan como el valor eficaz (en kA) del componente periódico (CA) de cortocircuito en corriente en cada una de las tres fases. Para los interruptores automáticos de los niveles de tensión nominal considerados en este documento, la Tabla 5 proporciona las especificaciones estándar del poder de corte de cortocircuito.

Tabla 5: Valores del poder de corte asignados en cortocircuito.

Caracterización Existen 2 tipos de equipos de aparamenta eléctrica en función de su comportamiento cuando se produce un defecto. Equipo pasivo Esta categoría incluye todos los equipos que, debido a su función, deben tener la capacidad de soportar tanto la corriente normal como la corriente de cortocircuito. Equipos pasivos son: cables, líneas, barras conductoras, seccionadores, interruptores, transformadores, reactancias serie, condensadores y transformadores de medida y protección. Para estos equipos, la capacidad para soportar un cortocircuito sin sufrir daños se define como sigue:

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia • La resistencia térmica (límite térmico) que refleja la disipación de calor máxima permitida viene definida por la “corriente isible asignada de corta duración”, que es el valor eficaz de la corriente (en kA) que el equipo (en posición cerrado para la aparamenta de maniobra) es capaz de soportar durante un breve intervalo de tiempo que debe ser definido entre 1 y 3 s (el valor preferente suele ser 1 s). • La resistencia electrodinámica (límite dinámico) refleja la resistencia mecánica de los conductores (fuerzas de atracción o repulsión) debida al paso de una fuerte intensidad. Esta resistencia viene definida por el “valor de cresta de la corriente isible asignada” que es el valor de cresta (en kA cresta) de la corriente asociado a la primera onda de la corriente isible de corta duración que el equipo (en posición cerrado para la aparamenta de maniobra) es capaz de soportar. Equipo activo Esta categoría incluye los equipos diseñados para eliminar las corrientes de cortocircuito, p. ej., interruptores automáticos y fusibles. Esta propiedad se expresa mediante el poder de corte asignado y, si fuera necesario, el poder de cierre cuando se produce un defecto al cerrar un aparato. Poder de corte y poder de cierre Para abrir una corriente determinada, siempre se establece un arco eléctrico cuyos efectos térmicos es necesario eliminar. Mientras que en el corte están presentes los efectos térmicos, en el cierre lo están los efectos electrodinámicos de la corriente, al cebarse el arco, que impide o distorsiona la conexión, por lo que ésta deberá ser lo más rápida posible mediante elementos (resortes) adecuados al afecto. • Poder de corte asignado en cortocircuito (ver Figura 1.5): El poder de corte asignado en cortocircuito es el valor más elevado de la corriente (en kA eficaces) que la aparamenta de corte debe poder cortar bajo su tensión asignada.

Fig. 1.5: Poder de corte asignado de un interruptor automático cortando un cortocircuito según IEC 60056.

Se caracteriza por dos valores: El valor eficaz de su componente periódico (CA), denominado de forma abreviada: “poder de corte asignado en cortocircuito”. El porcentaje del componente aperiódico (CC) correspondiente a la duración de apertura del interruptor automático (ver Tabla 5).

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia Según la IEC, un interruptor automático debe poder cortar el valor eficaz del componente periódico del cortocircuito (su poder de corte asignado) con un porcentaje de asimetría definido por unas curvas determinadas. El poder de corte depende de otros factores, a saber: Tensión. Relación R/X del circuito interrumpido. Frecuencia natural del sistema de alimentación. Secuencia o ciclo de maniobra asignado en cortocircuito: A - C/A - C/A (A = A = apertura, C = cierre). Estado del dispositivo tras los ensayos. La capacidad de corte es una característica relativamente complicada para definirla y por lo tanto no es de extrañar que al mismo dispositivo se le puedan asignar diferentes capacidades de corte en función de la norma que lo define(1). • Poder de cierre en cortocircuito: El poder de cierre es el valor máximo de la corriente de cortocircuito (en valor de cresta expresado en kA cresta) que la aparamenta de corte es capaz de establecer y de mantener en una instalación. Debe ser superior o igual al valor de cresta de la intensidad de corta duración asignada. Así, por ejemplo, según la norma IEC 62271-100, un interruptor automático utilizado en un sistema de 50 Hz debe poder soportar una corriente de cresta establecida igual a 2,5 veces el poder de corte (2,6 veces para sistemas de 60 Hz). La capacidad de cierre también es necesaria para interruptores y en algunas ocasiones para desconectores, incluso si estos dispositivos no pueden eliminar el defecto. • Máxima intensidad de corte limitada: Algunos dispositivos tienen la capacidad de limitar la corriente de defecto que se va a interrumpir (p. ej., los fusibles limitadores de corriente). La máxima intensidad de corte limitada depende del valor eficaz de la intensidad que se hubiese alcanzado en consumir del dispositivo limitador. Sobreintensidades y cortocircuitos Las sobreintensidades más importantes que pueden producirse en un sistema eléctrico son las debidas a cortocircuitos, o sea disminuciones bruscas de impedancia en un determinado circuito, motivadas normalmente por fallos en el aislamiento. Habitualmente representan intensidades muy superiores a las de servicio. Teniendo en cuenta que los efectos térmicos y dinámicos de la corriente aumentan cuadráticamente con el valor de la misma, se comprende que la determinación de la magnitud de las corrientes de cortocircuito es esencial para la elección y previsión de los aparatos de maniobra y de los elementos de paso de corriente (cables, barras, etc.). Todo aparato de maniobra, debe de poder soportar Fig. 1.6 : Presentación gráfica de los dos casos la máxima corriente de cortocircuito que pueda extremos de una corriente de cortocircuito, simétrica y asimétrica. presentarse en el punto de la red donde se encuentra instalado. A continuación se expondrán, a título de resumen, los conceptos principales que afectan a la aparamenta de maniobra.

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia •

Curso temporal i = f(t) de la corriente de cortocircuito.

Según sea el valor de la tensión (senoidal) en el momento de producirse el cortocircuito, el curso de la intensidad puede ser simétrico respecto al eje de abscisas (cuando la tensión es máxima) o bien inicialmente asimétrico respecto a dicho eje (cuando la tensión es nula) Figura 1.6 . En adelante, sólo se considerará este último caso por ser el más desfavorable.

Fig.1.7: Contribución a la corriente total de cortocircuito Icc (e) de: a) la reactancia subtransitoria c) la reactancia permanente b) la reactancia transitoria d) la componente unidireccional

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia •

El cortocircuito puede producirse en un punto eléctricamente cercano al generador (o generadores) o en un punto lejano a los mismos.

Se entiende por cortocircuito cercano al generador, cuando la corriente inicial (subtransitoria) de cortocircuito tripolar es igual o superior al doble de la corriente nominal del generador. Cortocircuito lejano es aquel cuyo valor inicial, en caso de cortocircuito trifásico, no alcanza el doble de la intensidad nominal del alternador. •

•

Cuando el cortocircuito es cercano, o sea está directamente alimentado por el alternador, la corriente sigue un curso temporal amortiguado, o sea, empieza con un valor inicial denominado subtransitorio que se va reduciendo hasta el valor final permanente pasando por un valor intermedio denominado transitorio Figura. 1.7. Cuando el cortocircuito se produce en un punto suficientemente lejano (eléctricamente) de los generadores, la corriente inicial no se amortigua. Se trata pues de un cortocircuito no amortiguado.

Este caso se da frecuentemente en sistemas de MT alimentados por transformadores AT/MT, cuando la potencia de alimentación de la red AT es suficientemente grande en comparación con la de los transformadores AT/MT que alimentan la red MT.

Fig.: 1.8 a) Cortocircuito amortiguado (cortocircuito cercano al generador). b) Cortocircuito no amortiguado (cortocircuito lejano del generador).

• En las figuras 1.8 y 1.9 se representan el curso de la corriente de cortocircuito asimétrico y amortiguado y la de cortocircuito asimétrico pero no amortiguado. Se indican también los valores característicos de la corriente de cortocircuito. Se observa pues que la corriente inicialmente asimétrica de cortocircuito (amortiguado o no) está formada por una componente unidireccional aperiódica (llamada también de corriente continua) y otra componente alterna senoidal de frecuencia igual a la de servicio. La componente unidireccional decrece en forma exponencial a partir del momento inicial hasta hacerse

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia prácticamente cero al cabo de un cierto tiempo. Subsiste pues sólo la componente senoidal que entretanto queda simetrizada respecto al eje de referencia. En los cortocircuitos amortiguados la componente alterna también decrece desde un valor inicial (llamado subtransitorio) hasta el final (permanente) pasando por un intermedio (transitorio). Esta disminución sigue también una ley exponencial (véase la curva envolvente de los máximos de la componente senoidal -figura 1.9).

Fig. 1.5 : Factor c

Fig. 1.9 : Detalles En los cortocircuitos lejanos a la fuente esta componente senoidal no se amortigua. A los efectos del cálculo de cortocircuitos y sus efectos dinámicos y térmicos los valores más importantes son: Is: corriente de choque de cortocircuito. Es el valor máximo instantáneo de la corriente, después de ocurrir el cortocircuito. Se expresa por su valor de cresta. I''K: corriente alterna subtransitoria de cortocircuito. Es el valor eficaz de la corriente alterna de cortocircuito en el instante en que este ocurre.

20

Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia Su magnitud depende esencialmente de las impedancias de la red, en el trayecto del cortocircuito, y de la reactancia inicial X''K (reactancia subtransitoria longitudinal) de los generadores. • La relación entre I''K e I''s es

Is = χ 2 ⋅ I ′′k . El factor c depende de la proporción de resistencia R y de reactancia X en la impedancia del trayecto del cortocircuito (impedancia de cortocircuito Z) y puede tomarse de la curva representada en la figura 1.10. En los sistemas de MT la relación R/X acostumbra a ser inferior a 0,1, por tanto es usual tomar para χ el valor 1,8. Con ello la fórmula anterior resulta:

Fig. 1.10: Factor c

Is = 2,54 ⋅ I ′′k ≈ 2,5 ⋅ I ′′k El valor IS (corriente de choque de cortocircuito) es el utilizado para el cálculo de los efectos dinámicos (mecánicos) del cortocircuito. El valor I''K (corriente alterna subtransitoria de cortocircuito) es el valor base, para el cálculo de los efectos térmicos del cortocircuito. (También interviene el citado factor χ).

Fig. 1.11: Porcentaje de la componente aperiódica de función de τ, en circuitos con constante de tiempo X/R =40 ms

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1.4 Efectos de las sobreintensidades y cortocircuitos en los interruptores El paso de una sobreintensidad produce dos efectos distintos: a) Efectos electrodinámicos. b) Efectos térmicos. Las características que indican la capacidad de los interruptores ante los efectos de una sobreintensidad se identifican por medio de la intensidad nominal isible de corta duración y del valor de cresta de la intensidad nominal isible. Efectos electrodinámicos Estos pueden ser lo suficientemente elevados como para deformar y averiar los aparatos y provocar la apertura de los os.

Fig.1.12 : Aprovechamiento de las fuerzas electrodinámicas F. Todo conductor recorrido por una corriente eléctrica y situado en un cuerpo magnético está sujeto a una fuerza proporcional a la intensidad de la corriente que lo recorre y al valor del campo magnético. Estos esfuerzos que se miden en Kg., pueden dar lugar a un esfuerzo de repulsión si las corrientes que recorren los conductores son de sentido contrario y a un esfuerzo de atracción cuando tengan el mismo. En algunos os se aprovecha este esfuerzo para reforzar la presión de los mismos cuando tiene lugar una sobreintensidad o cortocircuito (ver Figura: 1.12 ). Efectos térmicos Pueden producir tales deterioros en las piezas conductoras como para provocar la soldadura de los os. La duración de una sobreintensidad isible en un interruptor. es función de las temperaturas limites isibles que pueden soportar en funcionamiento normal sin sufrir deterioros ni deformaciones excesivas. El dimensionamiento de las partes conductoras, lo determinan los esfuerzos electrodinámicos y térmicos.

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1.5 Cálculo de la corriente de cortocircuito Las reglas para calcular las corrientes de cortocircuito en las instalaciones eléctricas se indican en la norma IEC 60909. El cálculo de las corrientes de cortocircuito en varios puntos de un sistema de alta tensión puede convertirse rápidamente en una tarea difícil si la instalación es complicada. La utilización de software especializado acelera los cálculos. Esta norma general, aplicable a todos los sistemas radiales y mallados, de 50 o 60 Hz y hasta 550 kV, es extremadamente precisa y conservadora. Se puede utilizar para tratar diferentes tipos de cortocircuitos (simétricos o asimétricos) que se pueden producir en una instalación eléctrica: • Cortocircuito trifásico (las tres fases), que por lo general es el que genera las corrientes más elevadas. • Cortocircuito bifásico (entre dos fases), con corrientes inferiores a los defectos trifásicos. • Cortocircuito de dos fases a tierra (entre dos fases y la tierra). • Cortocircuito de fase a tierra (entre una fase y la tierra), el tipo más común (el 80% de los casos). Cuando se produce un defecto, la corriente de cortocircuito transitoria es función del tiempo e incluye dos componentes (ver la Figura 1.13). • Un componente de CA, que se reduce hasta un valor constante (régimen permanente), provocado por las diferentes máquinas giratorias y en función de la combinación de sus constantes de tiempo. • Un componente de CC, que se reduce a cero, provocado por el inicio del cortocircuito y que es función de las impedancias del circuito. Desde el punto de vista práctico, se deben definir los valores de cortocircuito que resultan útiles para seleccionar los equipos de una instalación y sus protecciones:

Fig. 1.13: Representación gráfica de los parámetros de un cortocircuito según IEC 60909.

Simplificaciones de cálculo A fin de facilitar el cálculo de las corrientes de cortocircuito y hacerlo menos laborioso, es usual itir ciertas hipótesis simplificativas. En el cálculo de cortocircuitos en sistemas de MT y AT, la principal simplificación consiste en despreciar los valores de resistencia óhmica R frente a los de la reactancia X, o sea considerar Z ≈ X.

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia Esta simplificación está itida por las normas para MT y AT (no así para BT). En efecto, según lo antes indicado, en los sistemas MT la relación R/X suele ser del orden de 0,1 ó menos, o sea X ≥ 10 R. Asimismo es usual considerar: • • •

impedancia de falta (punto de o, o arco de cortocircuito) nula, o sea, supuesto de defecto totalmente franco, prescindir de las corrientes de carga previas al cortocircuito (salvo casos especiales), impedancias (reactancias) de red constantes (independientes de la corriente).

Según se ha visto, la impedancia inversa Z2 sólo difiere de la impedancia directa Z1 en los alternadores de polos salientes. En transformadores, reactancias, líneas y cables, no hay diferencia entre ambas. En alternadores de rotor cilíndrico, se ha dicho que la impedancia inversa Z2 es de igual valor que la reactancia inicial (subtransitoria longitudinal) X''d. Precisamente, para el cálculo de la corriente de cortocircuito en generadores, se toma dicha reactancia inicial X''d, pues por ser menor que la transitoria X'd y la permanente Xd, es la que arroja una intensidad mayor. Por tanto, si, según lo indicado, se desprecia la resistencia R, puede igualarse X2 = X1 = X, en transformadores, reactancias, líneas y cables, respectivamente; y X2 = X''d en generadores de rotor cilíndrico. Esto representa pues otra interesante simplificación en el cálculo del cortocircuito. Incluso, es usual considerar también X2 = X''d en los alternadores de polos salientes, prescindiendo de la diferencia entre ambos. Obsérvese que todas las simplificaciones indicadas conducen a operar con valores de impedancia algo menores que los reales, por lo cual, las intensidades resultantes de estos cálculos simplificados, son algo mayores que los que se obtendrían con un cálculo más riguroso (y más laborioso). Esta diferencia en más, viene a representar un margen de seguridad por mayor cobertura en el dimensionado de los elementos, que, hasta cierto punto, puede ser incluso deseable. Fórmulas de cálculo En la Tabla 6 siguiente figuran agrupadas en 2 columnas, las fórmulas de la intensidad correspondiente a los diversos casos de cortocircuito (se prescinde del caso de doble o a tierra). En la primera columna están las fórmulas completas sin simplificaciones. Las fórmulas de la segunda columna son ya con las simplificaciones explicadas (Z2 = Z1 = Z y Z = X). Estas últimas son las usualmente utilizadas. Por otra parte, en las 2 columnas se considera nula la impedancia de falta (o sea, suposición de defecto totalmente franco). Hay aún una tercera columna con la relación comparativa entre el cortocircuito tripolar y los restantes casos. De estas relaciones se desprende: • •

la corriente de cortocircuito bipolar sin o a tierra es siempre menor que la del tripolar. Basta pues considerar el cortocircuito tripolar, para los efectos térmicos y dinámicos de la corriente. en el cortocircuito bipolar con o a tierra, hay que distinguir entre la corriente por los conductores defectuosos I''K2PE, y la corriente por el conductor de tierra, y por la tierra I''K2PE.

Para Z0/Z = 1, ambas corrientes son iguales entre sí, e iguales a la del cortocircuito tripolar (I''K3P). Para Z0/Z > 1, estas corrientes son menores que las del cortocircuito tripolar.

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia Para Z0/Z < 1, las corrientes resultantes son mayores que la del cortocircuito tripolar; y de entre ellas, la corriente por los conductos defectuosos es superior a la del conductor de tierra, y por la tierra, o sea I''K2PE > I''KE2PE. • -

En el cortocircito unipolar, se tiene: para Z0/Z =1, la corriente del cortocircuito unipolar es igual a la del tripolar. para Z0/Z >1, resulta I''K1PE < I''K3P. para Z0/Z <1, resulta I''K1PE > I''K3P.

Obsérvese pues, que para la evaluación comparativa de las corrientes de cortocircuito, es decisoria la relación Z0/Z (X0/X) entre la impedancia (reactancia) homopolar, y la directa. En este sentido, en el valor de la impedancia homopolar Z0, tiene un peso preponderante el sumando de la impedancia entre el punto neutro y tierra ZE, pues según lo indicado Z0 = ZA + 3ZE, llamando ZA a la impedancia homopolar del resto del circuito (transformador, línea, generador, etc.). Por tanto, la forma de conexión a tierra del neutro de los transformadores y de los alternadores determina básicamente el valor de la corriente de cortocircuito unipolar o bipolar a tierra, frente a la de cortocircuito tripolar. En realidad, aún en el caso de neutro aislado, la impedancia Z0 no es infinita, puesto que siempre existe una capacidad C entre conductores y tierra y entre los arrollamientos de transformadores y alternadores y masa (tierra). Las capacidades a tierra de las tres fases (supuestas prácticamente iguales) forman una estrella de reactancias capacitivas con su punto neutro a tierra. Se trata normalmente de impedancias de valor elevado, de forma que en estos casos Z0/Z >> 1. Resumen Salvo en los casos de neutro rígidamente puesto a tierra en que Z0/Z < 1, la corriente de cortocircuito de mayor valor es la correspondiente al cortocircuito tripolar, y basta calcular ésta para el dimensionado de los aparatos de maniobra del sistema. Como excepción, puede darse el caso de puesta a tierra a través de una bobina de reactancia XL de valor tal que, con la reactancia capacitiva XC (negativa respecto a XL) dé una reactancia homopolar resultante X0 < X, o bien dé una X0 negativa (capacitiva) de valor tal que 2X - X0 < 3X (en valores absolutos), en este caso la corriente del cortocircuito unipolar será mayor que la del tripolar, o también si X - 2X0 < 3X (en valores absolutos), en cuyo caso podría ser la corriente del cortocircuito bipolar con o a tierra mayor que la del tripolar. Ahora bien, se trata de una combinación de valores de XL y XC poco frecuente. Contribución a la corriente de cortocircuito Al calcular la corriente de cortocircuito, hay que tener en cuenta que, además de los generadores (directamente o a través de los transformadores), ciertos receptores pueden también aportar corriente de cortocircuito al punto de defecto, o sea que se comportan en aquel momento como generadores. Estos receptores son: • los motores síncronos y los compensadores síncronos que se comportan como alternadores síncronos y por tanto se consideran como tales en los cálculos.

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Tabla 6 con fórmulas de cálculo.

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Motores asíncronos trifásicos Los motores asíncronos de tensiones nominales superiores a 1 kV aportan un incremento de corriente de cortocircuito alterna subtransitoria I''K y de corriente de choque IS, cuando se trata de cortocircuitos tripolares y bipolares (sin circuito a tierra). Cuando se trata de cortocircuitos unipolares, puede despreciarse la aportación de los motores asíncronos. El valor de la corriente I''K que aportan los motores asíncronos se calcula con las fórmulas especificadas anteriormente para el cortocircuito tripolar y el bipolar sin o a tierra, tomando como impedancia (reactancia) del motor ZM ≈ XM:

XM =

Un 3 ⋅ I AR

siendo: Un = la tensión nominal del motor, IAR = la corriente de arranque directo del motor, o sea a tensión nominal y rotor en cortocircuito.

Fig.1.14: Motores asíncronos trifásicos en los cortocircuitos.

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia Como es sabido, la corriente de arranque directo de los motores asíncronos, acostumbra a valer de 5 a 7 veces el valor de su corriente nominal. Si se tuviera que calcular la aportación al cortocircuito bipolar (normalmente no es necesario, pues es inferior al tripolar) puede tomarse para la reactancia inversa X2 = X1 = XM. La aportación de corriente de choque IS se calcula también según lo antes indicado: ''

I S = χ 2 ⋅ I K′′ Para el factor χ se toman los siguientes valores (motores de tensión nominal superior a 1 kV): χ = 1,65 para motores de potencia superior a 1 MW por par de polos, χ = 1,75 para motores de potencia inferior a 1 MW por par de polos. Para motores de tensión menor de 1 kV (motores de BT) cuando haya que tenerlos en cuenta a estos efectos de cortocircuito, se tomará χ = 1,4. Obsérvese pues que la velocidad del motor tiene influencia sobre la aportación de corriente de cortocircuito de choque ΙS. Según las normas alemanas VDE-0102, cuando los motores asíncronos están conectados al sistema afectado de cortocircuito, a través de transformadores de potencia (figura 1.14), podrá dejarse de tener en cuenta su aportación de corriente de cortocircuito, cuando:

Siendo:

Σ PN.mot = suma de la potencia nominal en MW de todos los motores de tensión superior a 1 kV y los de BT que según la figura deban tenerse en cuenta también. Σ SNT = suma de la potencia nominal de todos los transformadores que alimentan los citados motores. S''K = potencia de cortocircuito inicial del sistema afectado por el cortocircuito (sin contar la aportación de los motores asíncronos al cortocircuito).

S K′′ = 3 ⋅ UI K′′ siendo U la tensión de servicio. Conceptos complementarios. Factor 1,1 Obsérvese que en las fórmulas de cálculo de la corriente de cortocircuito, la tensión nominal U viene multiplicada por 1,1. Significa pues que se calcula con una tensión 10% mayor que la nominal. Es por lo siguiente: • Por una parte en el momento del cortocircuito, la tensión que actúa sobre el circuito en corto, es la fuerza electromotriz subtransitoria «E» del alternador, la cual es igual a la tensión en bornes del alternador UG, más la caída de tensión interna debida a la reactancia inicial (subtransitoria) X''d o sea:

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en donde son: I = la corriente de carga del alternador, ϕ = el ángulo de desfase entre UG e I(depende del grado de excitación del alternador). • Por otra parte, hay que tener en cuenta que la tensión nominal del alternador es habitualmente un 5% superior a la tensión nominal de la red UN. Las normas indican que, por el conjunto de los dos conceptos, basta multiplicar por 1,1 la tensión nominal de la red UN sin necesidad de más cálculos (salvo casos especiales). Potencia de cortocircuito La potencia inicial alterna (subtransitoria) de cortocircuito S''K o más comúnmente denominada, por brevedad, «potencia de cortocircuito» es S K′′ = 3 ⋅ U ⋅ I K′′ siendo U la tensión de servicio de la red. Expresa pues en forma de una potencia (normalmente en MVA) la magnitud del cortocircuito. La comparación de esta potencia de cortocircuito con la potencia o potencias nominales del sistema permite formarse rápidamente una idea de la magnitud del mismo. Es una forma de evaluar los cortocircuitos muy extendida pues es práctica. Por otra parte, es la base para el cálculo de cortocircuitos, por el método porcentual, también muy utilizado por su sencillez. Corriente alterna de desconexión Ia Es el valor eficaz de la corriente alterna que pasa por el interruptor en el instante que se separan por primera vez los os. Puede suceder que en aquel momento la componente unidireccional (componente de corriente continua) no se haya aún anulado del todo, por lo que deberá tenerse en cuenta. En general Ia será menor que la corriente inicial de cortocircuito I''K pues los interruptores tienen un tiempo propio de actuación (retardo de actuación) por lo que en el momento de la separación de os la corriente inicial I''K ha tenido tiempo de amortiguarse en una cuantía, que depende del citado tiempo retardo, del tipo de cortocircuito (tripolar o bipolar) y de la relación entre I''K e IK (intensidad nominal del alternador). 1.6 Cálculo de potencias y corrientes de cortocircuito por el método porcentual Tensión e impedancia de cortocircuito Supóngase un transformador con sus bornes de salida (secundario) cerrados en cortocircuito. Si en estas condiciones se aplica al primario una tensión de valor tal que haga circular por el transformador una corriente igual a la nominal del mismo, a esta tensión se la denomina «tensión de cortocircuito» (Ucc) de aquel transformador (figura 1.15). El esquema equivalente puede verse en la figura 1.16. Por tanto, la relación entre esta tensión de cortocircuito y la intensidad nominal es una impedancia que se denomina «impedancia de cortocircuito»:

Ucc = Zcc In Esta impedancia de cortocircuito es pues una característica constructiva de aquel transformador. Evidentemente, si ahora a este transformador, con su salida secundaria cerrada en cortocircuito, se le aplica la tensión nominal primaria Un, se producirá una corriente de cortocircuito, Icc que referida a la intensidad nominal In, valdrá:

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Icc =

Un Un = ⋅ In Zcc Ucc

Fig.1.15: Tensión de cortocircuito La tensión de cortocircuito suele expresarse en tanto por ciento o en p.u. de la nominal. Supóngase un generador síncrono (alternador) que está funcionando en vacío con su f.e.m. nominal, En, en bornes. Si en aquel momento se produce un cortocircuito totalmente franco en sus bornes de salida, se producirá una corriente de cortocircuito cuyo valor inicial se denomina, corriente inicial de cortocircuito I''cc (subtransitoria). La relación entre la tensión nominal En y la corriente de cortocircuito I''cc, es evidentemente, una impedancia, que se denomina «impedancia inicial (subtransitoria) de cortocircuito»:

Z ′′cc =

En I ′′cc

Esta impedancia Z''cc es pues también una característica constructiva de aquella máquina. Al producto de la intensidad nominal In por la impedancia inicial de cortocircuito Z''cc se le denomina «tensión de cortocircuito inicial»: U''cc = In . Z''cc Suele expresarse también en tanto por ciento o en p.u. de la nominal. Supóngase ahora un cable o una línea a la que se le ha asignado una intensidad nominal de paso In.

Fig.1.16:Tensión de cortocircuito Si esta línea se cierra en cortocircuito por uno de sus extremos y se le aplica por el otro extremo una tensión de valor tal que haga circular la intensidad nominal, a dicha tensión se la llama «tensión de cortocircuito»: Ucc. La relación

Ucc = Zcc es la «impedancia de cortocircuito» de In

aquel tramo de cable o línea. Es también una característica constructiva (figura 1.17).

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia La «potencia de cortocircuito» Scc es el producto de la intensidad de cortocircuito Icc por la tensión nominal (tensión de servicio) y el factor de fases (

3 en los sistemas trifásicos). Así, en un

sistema trifásico, se tiene: Scc = 3 ⋅ U ⋅ Icc , que se expresa, como potencia aparente, en kVA o en MVA. Según indicado, U''cc = In . Z''cc, siendo Zcc una característica constructiva. Por tanto, el valor de Ucc es función del de In. En efecto, sea, por ejemplo, un transformador de una potencia nominal Sn y por tanto una

intensidad nominal In =

Sn 3 ⋅U

. Su tensión de cortocircuito será:

Supóngase que se dota a este transformador de una ventilación adicional de forma que se le puede atribuir ahora un 30% más de potencia, sin que sobrepase el calentamiento isible. Su potencia nominal y su intensidad nominal pasan a ser:

S n′ = 1,3S y I n′ = 1,3In Pero su impedancia de cortocircuito Zcc sigue siendo la misma ya que su parte activa (núcleo magnético y arrollamientos no ha variado). La tensión de cortocircuito será pues ahora:

es decir, también un 30% mayor. En general pues, si una tensión de cortocircuito Ucc correspondiente a una intensidad o potencia nominales In o Sn, tiene que referirse a otro valor de corriente o potencia nominal I'n o S'n, el nuevo valor U'cc de aquella tensión de cortocircuito, será:

es decir, la tensión de cortocircuito de una máquina o elemento, de impedancia de cortocircuito Zcc determinada, varía proporcionalmente a la potencia o intensidad nominal atribuida a aquella máquina o elemento.

Fig 1.17: Tensión de cortocircuito de una línea

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1.7 Cálculo de la potencia de cortocircuito en sistemas de AT Datos de partida: • Transformadores: - potencia nominal (MWA). - tensión de cortocircuito en % o en p.u. • Generadores: - potencia nominal (MVA). - tensión de cortocircuito inicial subtransitoria (en % o en p.u.). • Cables - reactancia por Km. Es un dato que figura en los catálogos. • -

Líneas Aéreas: puede calcularse a base de una reactancia de 0,33 a 0,45 ohm/km.

En el cálculo de las corrientes y potencias de cortocircuito en sistemas de media tensión, se desprecia el valor de la resistencia óhmica Rcc, de forma que se hace Zcc ≈ Xcc; por tanto Ucc ≈ UX, ya que UX = In Xcc. Marcha de cálculo: Se calculan todas las tensiones de cortocircuito UX, referidas a una sola potencia común o de referencia, que puede ser la de una de las máquinas del sistema o bien otra potencia cualquiera, por ejemplo 10 MVA o 100 MVA, etc. Cada transformador, generador o línea queda sustituido en el esquema por Ux, ya referida a la potencia común. Se tiene así un esquema de reactancias, expresadas por su valor de tensión de reactancia, que están conectadas en serie y/o en paralelo según sea en cada caso la configuración (esquema unifilar) del sistema. Se calcula la tensión de reactancia resultante, en la forma habitual, sumando las que están en serie y componiendo las que están en paralelo (inversa de la suma de inversas). Con la tensión de reactancia total resultante Uxr y la potencia común de referencia Sr, se calcula:

S cc′ = Sr ⋅

100 ⋅ 1,1 X xr

si Uxr está en % o bien,

S cc′ = Sr ⋅

1,1 U xr

si Urs está dada en tanto por uno (p.u.). El valor de la intensidad de cortocircuito será, en valor eficaz,

I cc′′ =

Scc 3 ⋅ Un

Siendo Un la tensión de servicio en aquel punto del sistema trifásico. El valor inicial de la intensidad de cortocircuito, expresado en valor cresta, será:

Is = 1,8 ⋅ 2 ⋅ I cc′′ ≅ 2,54 ⋅ Icc El valor I''cc en valor eficaz es el utilizado para el cálculo de los efectos térmicos del cortocircuito.

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia El valor Is = 2,5 I''cc es el utilizado para el cálculo de los efectos dinámicos (mecánicos) del cortocircuito. Ejemplo 1: Sistema formado por una línea de llegada a 132 kV y un transformador 15 MVA, 132/25 kV, Ucc = 8% Calcular Scc en la salida a 25 kV. Pueden suceder dos casos: • A) que se desconozca la potencia de cortocircuito que tiene el sistema de 132 kV en el punto de acometida a este transformador (figura 1.18), • B) que este valor sea conocido. - En el primer caso puede considerarse «potencia infinita», o sea, Ux = 0. Por tanto el cálculo se reduce a:

- En el segundo caso: La potencia de cortocircuito en el punto de acometida 132 kV es, por ejemplo 3000 MVA. Se calcula la Ux equivalente, referida a la potencia del transformador. En efecto (figura 1.19) :

Scc = Sn ⋅

110 Ux

Por tanto:

Xcc = 100 ⋅

Sc Scc

En el presente caso:

Ux = 100 ⋅

15 = 0,5% 3000

El esquema es pues el de la figura 1.20.

Obsérvese que, cuando la potencia de cortocircuito en el punto de acometida es grande respecto a la potencia de transformador, la diferencia en el resultado respecto a considerar «potencia infinita», es relativamente pequeña.

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Fig.1.18: Ejemplo 1, caso A

Fig.1.19: Ejemplo 1, caso B

Fig.1.20: Ux%

Ejemplo 2: Calcular la corriente de cortocircuito en los siguientes puntos del esquema de la figura 1.21 • Datos -

Punto A con el interruptor D cerrado y abierto Punto B con los interruptores D y DM abiertos Punto C con el interruptor D cerrado Aportación a la corriente de cortocircuito en el punto B cuando el motor de 3 MW está funcionando (int. MD cerrado).

• Resolución Se ha elegido 10 MVA como potencia de referencia y se calculan todas las tensiones porcentuales de cortocircuito referidas a dicha potencia. Se anotan en el esquema de reactancias: -

Red 132 kV - Se conoce la potencia de cortocircuito Scc (dato) y debe calcularse su tensión de cortocircuito referida a 10 MVA.

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-

Transformadores:

-

Transformador T-1

-

Transformador T-2

-

Tensión de cortocircuito resultante de los dos transformadores acoplados en paralelo (AP) o sea, con interruptor D cerrado.

-

Transformador T-3

Transformador T-4

• Líneas de cable L-1 y L-2 Se considera una reactancia X de 0,12 Ω/Km Intensidad correspondiente a la potencia de referencia 10000 kVA y tensión 21 kV.

-

Línea L-1

-

Línea L-2

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• Cálculos finales: -

Punto A interruptor D cerrado

-

Punto A interruptor D abierto

-

Punto B Interruptor D abierto

-

Punto C Interruptor D cerrado

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Fig.1.21: Esquema ejemplo 2º

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia • Aportación del motor 3 MW a la corriente de cortocircuito calculada en el punto B cuando el interruptor DM está cerrado (motor funcionando). Lo que aporta el motor al punto de cortocircuito es su corriente de arranque (dato de catálogo o del fabricante). Si no se conoce, la norma CEI-909 indica tomar 5 veces su intensidad nominal Iar = 5 In. Esta corriente se amortigua, con relativa rapidez, en forma aproximadamente exponencial de constante de tiempo aprox. 7 a 8 ms. Su duración es pues del orden de 30 ms. En consecuencia solamente incrementa el efecto mecánico de la corriente de cortocircuito. Se suma pues a la corriente inicial cresta Iˆs del cortocircuito asimétrico. Su aportación es pues:

IˆM = 2 ⋅ I arc ⋅ χ ⋅ Acresta . Según CEI-909 se toma para χ el correspondiente a R/X = 0,42 o sea aprox. 1,33 (ver curva figura nº 3). En el presente caso, resulta en total una intensidad: Iˆs = 15548 +

2 ⋅ 5 ⋅ 360 ⋅ 1,33 = 18933 A

1.8 El arco eléctrico En la apertura de un circuito por el que circula una corriente se constata que entre las piezas que se separan (os) se produce una chispa o un arco. La aparición de un arco, en general, puede observarse por dos procesos distintos: - Elevando suficientemente la diferencia de potencial entre dos conductores. - Separando los os que mantenían la continuidad del circuito. 1º proceso: Con la ayuda de un generador de tensión variable se puede establecer una diferencia de potencial entre dos conductores metálicos o electrodos muy próximos. Observando los fenómenos que se producen al elevar progresivamente la tensión, se puede apreciar que para una determinada separación entre electrodos y un cierto valor de la tensión se originan “efluvios”. Es característica de este fenómeno el ruido en los aisladores de una línea de alta tensión en día de niebla y una débil luminosidad limitada a la zona que rodea los os. Aumentando progresivamente la tensión, el fenómeno mencionado anteriormente degenera y aparecen unos destellos “chispas” entre los electrodos, siguiendo un trazado más o menos sinuoso. Este fenómeno persistirá mientras la intensidad de la corriente no sobrepase cierto valor. Si se continua aumentando la tensión y, por tanto, la corriente, el metal de los electrodos se pone incandescente y una columna gaseosa luminosa – o arco eléctrico – aparece siguiendo un trazado rectilíneo entre los electrodos. Esta secuencia de fenómenos se obtiene exclusivamente utilizando material apropiado que nos permita especialmente controlar la intensidad de la corriente. En la práctica, las potencias eléctricas existentes consiguen la aparición instantánea del arco eléctrico. Fig. 1.22: Formación del arco eléctrico por separación de os

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia 2º Proceso: Supongamos que una corriente eléctrica continua recorre un circuito eléctrico cerrado por los os C1 y C2 (Figura. 1.22 ) Si se separan ligeramente los os C1 y C2, se inicia entre ellos la formación de un arco eléctrico, la corriente sigue circulando mientras el arco no desaparece. Puesto que el sentido de la corriente va del electrodo C1 hacia el electrodo C2, el electrodo C1 es positivo y se denomina ánodo, mientras que el electrodo C2 o cátodo, es negativo; las superficies de o del arco y de los electrodos se encuentran en estado incandescente; la del cátodo está prácticamente fija, la del ánodo se desplaza desordenadamente. Mediciones de temperatura del arco permiten trazar la curva de la Figura 1.22 .en la que se observan temperaturas máximas que varían entre 5000 y 8000 ºC, cuando se trata de electrodos metálicos, la temperatura de los os alcanza de 2000 a 3000 ºC, mientras que, cuando son de carbón, su temperatura se eleva de 3000 a 4000 ºC. El arco eléctrico transforma la energía eléctrica en calor. Por El cebado de un arco va siempre acompañado por un sonido característico: una especie de detonación seca o crujido más o menos ruidoso originados por la fortísima dilatación de los gases que rodean los electrodos, como consecuencia de su calentamiento. Efectos del arco eléctrico La elevación de temperatura que, como consecuencia del arco, se alcanza en los os de los aparatos de corte, puede oxidar estos os y deformarlos. Esta deformación puede originar un cierre defectuoso del aparato, con un aumento de resistencia y grandes riesgos de calentamiento que incluso pueden provocar la soldadura entre os. Según como este fabricado el aparato de desconexión, el calentamiento creado por el arco eléctrico puede provocar la modificación de las propiedades de las piezas y metales de los que esta fabricado: el cobre se endurece en frío y pierde sus propiedades de conductor así como su elasticidad; los aislantes envejecen por fatiga térmica alternada e incluso se carbonizan. Por lo tanto, en los aparatos de corte es indispensable: -

-

Separar los órganos o piezas de o que aseguren la continuidad del circuito de los destinados específicamente al corte del arco en el disparo del aparato (parachispas, apagachispas). Asegurar un enfriamiento eficaz de las piezas que cortan el arco. Puede esto conseguirse aumentando la velocidad de apertura y la inercia calorífica de los os.

En la Figura 1.23 se exponen los efectos y consecuencias producidas por un arco eléctrico parasitario en el personal operario y en las instalaciones. Los efectos producidos por el arco parasitario estarán en función de la potencia de dicho arco eléctrico. Esta última será el producto obtenido de la corriente del arco eléctrico, de la tensión y del tiempo acumulado. Las instalaciones deberán ser dimensionadas de acuerdo con este cálculo previo.

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Fig. 1.23 : Efectos y consecuencias de un arco eléctrico

Fig. 1.24: Riesgos debidos a los efectos de un cortocircuito

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia En una instalación prefabricada resistente al arco interno, no deben: 1 2 3 4 5 6

Abrirse puertas que estén correctamente cerradas o bien enclavadas. Salir proyectadas piezas (válvulas de expansión, ventanillas, etc.) Producirse en las paredes de cierre exteriores perforaciones, astillamientos o desgarros causados por el arco. Inflamarse los indicadores verticales a causa del escape de gases calientes. Inflamarse los indicadores horizontales. Quedar sin efectividad ninguna puesta a tierra.

Los cortocircuitos con arco eléctrico pueden ser provocados por sobretensiones, por un aislamiento defectuoso, por aparatos de mando averiados, o por una manipulación inadecuada. Una vez el arco se enciende calienta el aire ambiente de forma explosiva, debido a su elevadísima temperatura. Esto producirá en un volumen cerrado – referido a una celda o bien a una cámara de un interruptor – un aumento de presión. Este aumento de la presión llegaría hasta los límites de carga mecánica de la celda, si esta no estuviese equipada con las correspondientes válvulas de expansión. Estas se abren después de aproximadamente 5 ... 6 ms descendiendo a continuación de forma paulatina la presión. 1.9 Principios de extinción del arco La atmósfera del arco En la Figura 1.22 se había establecido el arco tras separar los os C1 y C2, creándose cierta tensión entre dichos electrodos, siendo necesario separarlos a una determinada distancia para que el arco eléctrico se interrumpa. El medio “Inter.-electrodos”presenta cierta resistencia al paso del arco. Para conseguir la extinción, la caída de tensión en el arco deberá ser superior a la tensión de alimentación. Puede llevarse a cabo la misma prueba en un medio distinto del aire, como, por ejemplo, en aceite o en agua. En estas condiciones, la separación entre electrodos, para obtener la interrupción del arco, presenta un valor inferior para una misma tensión de alimentación. Se emplea la palabra “ionizada” para calificar la mezcla de gas procedente del medio ambiente con los vapores producidos por la volatilización de los electrodos. Por consiguiente, si se desea conseguir, en los aparatos de corte, una extinción rápida del arco, es necesario renovar la atmósfera existente entre os. Por ello y para que las posibilidades de desconexión del dispositivo no se vean reducidas, se recomienda no volver a conectar de inmediato ciertos disyuntores que acaban de eliminar un defecto importante. Electrodos La temperatura de los electrodos representa asimismo un importante papel en el buen mantenimiento del arco. Los aparatos de desconexión están diseñados de manera tal que se pueda conseguir un enérgico enfriamiento de los os en el momento de la Fig. 1.25 desconexión, o bien que las masas metálicas existentes sean suficientemente importantes como para que su inercia calorífica retrase el momento en que los electrodos alcancen la incandescencia. Puede obtenerse el mismo fin aumentando la velocidad de separación de los os, es decir, disminuyendo la duración del arco eléctrico

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Arco Supongamos que se establece un arco eléctrico entre el ánodo A (+) y el cátodo C (-). Si se aproxima al arco un electrodo E unido eléctricamente al ánodo A. Se podrá desplazar la extremidad positiva del arco del electrodo A al electrodo C por medio de un imán. .Esta propiedad del arco es utilizada en ciertos aparatos de desconexión, en los que la separación de los electrodos E y C es superior a la de los electrodos A – C. Este alargamiento del arco es el que permite obtener la extinción (Figura 1.25) Principios de extinción dadas las características del circuito a) Circuito que no presenta autoinducción (self inducción).

Fig. 1.26

Supongamos un circuito eléctrico de acuerdo al esquema que se representa en la Figura 1.26 ; una fuente S alimenta a un arco eléctrico a través de las resistencias R1 y R2, encontrándose los electrodos A y C separados por la distancia d. Siendo la fuerza electromotriz de la fuente igual a E y teniendo una resistencia interna R, es posible aplicar al circuito la ley de Ohm:

E = ( R + R1 + R2 ) ⋅ I + U d en la que Ud constituye el valor de la tensión del arco para una separación d de los electrodos. Se demuestra experimentalmente que la tensión Ud aumenta a medida que lo hace la separación d; sin embargo y para una separación casi igual a 0, el valor de la tensión necesaria de arco debe ser, por lo menos, de 30 V. Cualquiera que sea el valor de I de la corriente cortada, es imposible cebar el arco con valores inferiores a la mencionada tensión. Si la tensión es de 110 V, no puede darse el cebado con una intensidad de corriente inferior a 0,5 A. Asi pues, se puede llevar a cabo la apertura de un circuito eléctrico cuya tensión sea superior a 30 V – y ello sin cebado de arco – abriendo simultáneamente varios os dispuestos en serie. El esquema de la Figura 1.27 consta de tres os que se abren simultáneamente, y permite abrir sin cebado un circuito eléctrico recorrido por una corriente cualquiera y que presenta una diferencia de potencial de 30 V x 3 = 90 V en los bornes extremos de los os. Este principio ha sido aplicado en ciertos disyuntores.

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Fig. 1.27

b) Circuito que presenta autoinducción (Self inducción):

Fig. 1.28

Tomemos el circuito representado en la Figura 1.28 que consta de una bobina de resistencia despreciable cuyo coeficiente de autoinducción es L. Cuando el interruptor K está cerrado, el circuito alimentado bajo la tensión U se ve recorrido por una corriente I =

U . R

La corriente I crea en la bobina un flujo Φ constante igual a : Φ = LI. Al abrirse el interruptor K, dicho flujo pasa del valor LI a un valor nulo cuando se corta el circuito. La variación de flujo en la bobina origina una fuerza electromotriz de inducción cuya acción se opone a la variación que la origina. El valor de la fuerza electromotriz es función de la velocidad de variación del flujo; es decir, de la velocidad de apertura del interruptor K. Por ello, puede ser muy elevado, viniendo a añadirse a la tensión de alimentación del circuito, circunstancia que convierte la extinción del arco en algo muy difícil y que, además, provoca el riesgo de que el aislamiento de los elementos constitutivos del circuito se vea dañado.

Fig. 1.29

Para evitar este grave inconveniente, se conectan en serie una resistencia R’ y un interruptor K’ a las bornas de la bobina, tal como se muestra en el esquema de la Figura 1.29. Antes de

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia procederse a la apertura del interruptor K, se cierra el interruptor K’, dejando que las tensiones aparezcan en los bornes de la bobina. Esta disposición se utiliza muy especialmente en los circuitos de excitación de los alternadores. Circuito recorrido por una corriente alterna Cuando el circuito de un arco eléctrico se ve recorrido por una corriente alterna, los electrodos se convierten sucesivamente en ánodos y cátodos. Puesto que la estabilidad del arco eléctrico depende de la incandescencia del cátodo, es , a su vez, función, en corriente alterna, de la importancia de la inercia calorífica de los electrodos, lo que puede evidenciarse utilizando sucesivamente electrodos de carbón, y electrodos metálicos. Resultará, por lo tanto, que es más fácil cortar una corriente alterna. La corriente alterna se anula dos veces por periodo, es decir, 100 veces por segundo. La duración del periodo es de 1/50 de segundo, pasando la corriente de su valor máximo a 0 en ¼ de periodo, lo que equivale a:

1 1 de segundo. = 50 ⋅ 4 200

Si fuese posible el manejo de os en tiempos inferiores a dicho valor, como, por ejemplo, en diez milésimas de segundo, se podría llevar a cabo la apertura de circuitos en el preciso momento en que la corriente tuviese el valor cero. Por desgracia, el tiempo de corte de la corriente de los aparatos de desconexión más rápidos es, aproximadamente, de algunas centésimas de segundo. Por otra parte, todos los circuitos industriales alternos presentan inducción: siendo la tensión igual a: u = Um· sen ωt, y la corriente a: i = Im · sen (ωt-ϕ ), siendo ϕ el ángulo de desplazamiento de fase de la corriente respecto a la tensión. Cuando ϕ es nulo, la corriente se encuentra en fase con la tensión, siendo el circuito solamente resistivo. La desconexión del arco es fácil puesto que tensión y corriente se anulan al mismo tiempo. En cambio, cuando ϕ no es nulo, el circuito es inductivo, con lo que la tensión y corriente no se anulan simultáneamente (Figura 1.30), siendo entonces más difícil la extinción del arco. 1.10 Cambio de régimen de un circuito Todos los elementos y aparatos que componen cualquier circuito eléctrico de potencia, tienen en mayor o menor medida una cierta resistencia óhmica (R), una capacidad (C) y una inductancia (L), pues se trata de unas características constructivas, en cierta forma inevitables. El paso de una corriente eléctrica por el circuito hace que en la resistencia se produzca un calor por efecto Joule (I2 R) por tanto, una energía eléctrica que sale del circuito (se «pierde») convertida en calor. Desde este punto de vista, la resistencia se denomina «elemento pasivo». En la capacidad C se «almacena» una energía W = 1/2 Cu2 y en la inductancia L se almacena también una energía W = 1/2 L i2. Por tanto en un circuito de tensión y corriente alternas estas energías almacenadas fluctúan entre un máximo, correspondiente a Umáx e Imáx, respectivamente, y cero, para valor nulo de u o i. Estos parámetros constructivos de resistencia, capacidad e inductancia componen, en función de la frecuencia, la impedancia Z del circuito. En régimen permanente, los valores de tensión, intensidad e impedancia en las diversas partes de un circuito están relacionados de acuerdo con las leyes de Ohm y Kirchhoff. Cuando se produce un cambio brusco en los valores de las impedancias, las corrientes y también ciertas tensiones del circuito varían de valor hasta alcanzar un nuevo estado de régimen que cumpla con las citadas leyes. Ahora bien, este cambio de un régimen permanente a otro, se produce a través de un período transitorio normalmente de muy corta duración (del orden de microsegundos), durante el cual, pueden producirse sobretensiones y/o sobrecorrientes que en ciertos casos pueden llegar a ser peligrosos para los elementos del circuito.

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Fig. 1.30 En efecto, al producirse este cambio brusco en la configuración del circuito, las energías almacenadas en aquel momento en las inductancias L y capacidades C, se redistribuyen para adaptarse a la nueva configuración ya que las corrientes y las tensiones parciales también han variado. Esta redistribución no puede producirse instantáneamente (en tiempo cero): - La variación de la energía almacenada en el campo magnético 1/2 Li2 requiere un cambio en el valor de la corriente. Este cambio provoca como es sabido una fuerza contraelectromotriz e=–L di dt. - Por tanto una variación instantánea (t = 0) requeriría una tensión infinita para producirla. - Análogamente, la variación de la energía almacenada en el campo eléctrico 1/2 Cu2 exige un cambio en la tensión u en bornes del condensador para la cual se cumple i=C du dt Por tanto una variación instantánea (t = 0) de la tensión requeriría una corriente de valor infinito. En consecuencia estas variaciones de corrientes, tensiones y energías, dan lugar al período transitorio antes indicado. Cambio de régimen en el interruptor Cuando un interruptor intercalado en un circuito abre o cierra, provoca un cambio brusco en la configuración del circuito pues, o bien deja fuera de circuito una parte del mismo (apertura), o bien añade una nueva porción (cierre). Hay pues una variación brusca de R, L y C, y por tanto un fenómeno transitorio.

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia También se provoca un cambio brusco en la configuración del circuito cuando se produce un cortocircuito en algún punto del mismo. La figura 1.31 lo pone de manifiesto.

Fig.1.31: Apertura del interruptor. Al producirse un cortocircuito en el punto P, quedan bruscamente fuera de circuito («cortocircuitados») R3, L3, C3 y Z. Como es sabido, un cortocircuito es habitualmente una situación anormal no deseada, pues provoca o bien una sobreintensidad peligrosa, o bien una corriente de recorrido anormal, o ambas cosas a la vez. También puede provocar sobretensiones (por ejemplo, en cortocircuitos fase-tierra en redes trifásicas con el neutro aislado o conectado a tierra a través de impedancia elevada). Por tanto normalmente, cuando se produce un cortocircuito, se ordena la apertura de un interruptor de forma que deje fuera de circuito la parte del mismo afectada por el cortocircuito. Así en la figura 1.31, se haría desconectar el interruptor D. Ahora bien, esta apertura del interruptor representa un nuevo cambio brusco en el circuito pues se elimina una parte del mismo. En el de la figura 1.32, serían R2, L2 y C2. Es evidente pues que en la apertura de un interruptor sea por maniobra normal, pero en mayor medida en caso de cortocircuito se produce un fenómeno transitorio que en muchos casos da lugar a sobretensiones en los bornes del interruptor y también en otras partes del circuito. Estas sobretensiones son en general más importantes en las aperturas de cortocircuitos que en las de maniobra normal, pero por ejemplo en la desconexión normal de baterías de condensadores pueden ser también peligrosas. Por tanto un interruptor adecuadamente diseñado, Fig.1.32 : Circuito básico monofásico. especialmente si es para media o alta tensión (MT o AT), debe ser capaz de soportar y dominar estas sobretensiones, provocadas por su propia acción de apertura. El fenómeno en MT y AT En los sistemas de media y alta tensión, por la naturaleza constructiva de sus elementos (transformadores, generadores, líneas, cables, etc.), la resistencia óhmica R es muy pequeña frente a la reactancia inductiva XL (Lω), de forma que la impedancia Z es aproximadamente igual a la reactancia XL (Z ≈ X). Por lo tanto, en caso de cortocircuito, la corriente que se origina (corriente de cortocircuito), está prácticamente desfasada 90º en atraso respecto a la tensión. Como se verá, esto hace que su interrupción sea más difícil.

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia No obstante, si bien a estos efectos la resistencia R es despreciable, en otros aspectos juega un papel importante. Concretamente por su característica de «elemento pasivo» disipador de energía produce un efecto amortiguador de las sobretensiones tanto en su valor (V o kV) como en su curso temporal. 1.11 El corte de corrientes de carga y de cortocircuito Principio del corte Un aparato de corte ideal sería un aparato capaz de interrumpir la intensidad instantáneamente. No hay ningún aparato mecánico que sea capaz de cortar la corriente sin la ayuda del arco eléctrico, que disipa la energía electromagnética del circuito eléctrico, limita las sobretensiones, pero retarda el corte total de la corriente. El interruptor ideal En teoría, poder interrumpir instantáneamente una corriente es ser capaz de pasar directamente del estado conductor al estado aislante. La resistencia de este interruptor «ideal» debe pasar pues inmediatamente de cero a infinito (figura 1.33) . Este aparato debería ser capaz de: -

absorber toda la energía electromagnética acumulada en el circuito antes del corte, o sea, en caso de cortocircuito,

-

1 2 LI dada la naturaleza 2

inductiva de las redes. soportar la sobretensión (L di/dt) que aparecería en sus bornes y que tendría un valor infinito si el paso aislante-conductor se hiciese en un tiempo infinitamente pequeño, lo que llevaría indudablemente a la descarga dieléctrica.

Imaginando que estas dificultades se eliminan por medio de una sincronización perfecta entre el paso natural por cero de la corriente y la transición aislante-conductor del aparato, todavía hay que superar otro fenómeno también muy delicado: el de la tensión transitoria de restablecimiento (TTR). En efecto, inmediatamente después de la interrupción de la Fig.1.33 : Corte realizado por un corriente, la tensión (de restablecimiento) en los bornes del interruptor interruptor alcanza la tensión de red, que es máxima en este instante, para los circuitos inductivos. Esto ocurre sin una discontinuidad brutal por la presencia de capacidades parásitas en la red. En este instante se establece un régimen transitorio que permite el ajuste de la tensión a la de la red. Esta tensión, llamada «tensión transitoria de restablecimiento» (TTR), depende de las características de la red y su velocidad de crecimiento (dv/dt) puede ser considerable (del orden de kV/µs). Simplificando, esto significa que, para afrontar el desafío del corte, el interruptor ideal debe poder soportar varios kV menos de un micro segundo después de la transición conductor-aislante.

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Corte con el arco eléctrico Dos razones explican la existencia de un arco: - Es casi imposible separar los os exactamente en el cero natural de corriente debido a la incertidumbre medida-mando: para un valor eficaz de 10 kA, la corriente instantánea 1 ms antes alcanzar su cero vale todavía 3000 A. La sobretensión instantánea L di/dt que aparecería en los bornes del aparato si éste se transformara inmediatamente en aislante sería infinita y conllevaría la perforación inmediata del espacio interos todavía pequeño. - La separación de los os se debe hacer a una velocidad suficiente para que la resistencia dieléctrica entre los os sea superior a la tensión transitoria de restablecimiento. Esto necesita una energía mecánica próxima al infinito que en la práctica ningún aparato puede proporcionar. Examinemos el proceso de corte con un arco eléctrico. Está constituido por tres períodos: - el período de espera, - el período de extinción, - el período post-arco.

Fig. 1.34: Composición de un arco eléctrico en un medio gaseoso.

Fig.1.35: Evolución de la resistencia de arco (a) y de la tensión y la corriente (b) durante el periodo de extinción, en caso de corte con éxito (r) o de avalancha térmica (e). El período de espera: Antes del cero de corriente, los dos os se separan provocando la ruptura dieléctrica del medio Inter.-os. El arco que aparece está constituido por una columna de plasma compuesta por iones y por electrones procedentes del medio Inter.-os o de los vapores metálicos desprendidos por los electrodos (figura 1.34). Esta columna se conserva conductora

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia mientras que su temperatura sea suficientemente elevada. Así el arco se mantiene por la energía que él mismo disipa por efecto Joule. La tensión que aparece entre los dos os por la resistencia del arco y por las caídas de tensión de superficie (tensiones anódica y catódica) se llama la tensión de arco (Ua).Su valor, que depende de la naturaleza del arco, está influenciada por la intensidad de corriente y por los intercambios térmicos con el entorno (paredes, materiales, ...). Estos intercambios térmicos, que se realizan por radiación, convección y conducción, son característicos de la potencia de enfriamiento del aparato. La función de la tensión de arco es esencial, pues condiciona la potencia disipada por el equipo dentro del aparato durante el corte:

t arc

W = ∫ U a ⋅ idt , donde t0 es el instante de inicio del arco y tarc t0

es el instante del corte. En Media y Alta Tensión, ésta permanece siempre mucho más pequeña que las tensiones de red y por tanto no tiene efectos limitadores, salvo artificios especiales desarrollados más adelante. El corte se realiza, pues, cerca del cero «natural» de la corriente alterna. El período de extinción La interrupción de corriente que corresponde a la extinción del arco se hace en el cero de corriente a condición de que el medio se convierta rápidamente en aislante. Para esto, la corriente de moléculas ionizadas debe romperse. El proceso de extinción se hace de la manera siguiente. Cerca del cero de corriente, la resistencia del arco aumenta según una curva que depende principalmente de la constante de tiempo de desionización del medio Inter.os (figura 1.35). En el cero de corriente, esta resistencia tiene un valor que no es infinito y todavía hay una corriente post-arco que atraviesa el aparato debido a la tensión transitoria de restablecimiento que aparece en sus bornes. Si la potencia disipada por el efecto Joule sobrepasa la potencia de enfriamiento característica del aparato, el medio no se sigue enfriando, se produce un embalamiento térmico seguido de una nueva ruptura dieléctrica: es una ruptura térmica. Si, por el contrario, el crecimiento de la tensión no excede un cierto valor crítico, la resistencia del arco puede aumentar con suficiente rapidez para que la potencia disipada en el medio permanezca inferior a la potencia de enfriamiento del aparato, evitando así el embalamiento térmico. El período post-arco

Fig. 1.36: Curvas de regeneración dieléctrica en caso de corte con éxito ( a) o con ruptura dieléctrica ( b).

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Para que el corte tenga éxito, también es necesario que la velocidad de regeneración dieléctrica sea más rápida que la TTR (figura 1.36)

Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia de otro modo aparece una perforación dieléctrica. En el instante en que se produce la ruptura dieléctrica, el medio se convierte de nuevo en conductor, lo que genera fenómenos transitorios que se expondrán en detalle más adelante. Estas rupturas dieléctricas post-corte se llaman: - reencendidos, si tienen lugar en el cuarto de período que sigue al cero de corriente, - recebados, si se producen después. La TTR en las normas Aunque la velocidad de crecimiento de la TTR tiene un papel fundamental en las capacidades de corte de los aparatos, su valor no puede determinarse con precisión para todas las configuraciones de red. La norma CEI 60056 define para cada tensión nominal un valor límite que corresponde a las necesidades que se encuentran normalmente (figura 1.37). El PdC de un disyuntor se define entonces, a su tensión asignada y con la TTR asignada correspondiente, como el valor de corriente más elevado que puede cortar. Por tanto, un disyuntor debe ser capaz de cortar toda corriente inferior a su PdC para toda TTR cuyo valor sea inferior a la TTR asignada.

Fig.1.37 : Tensión transitoria de restablecimiento -TTR- asignada en caso de cortocircuito en los bornes de un disyuntor (§ 4102 de la norma CEI 60056).

El corte de las corrientes de carga En explotación normal, en MT, el corte de un circuito se hace: - sobre una intensidad de carga de algunos amperios o de algunos centenares de amperios, pequeña con relación a la intensidad de cortocircuito (de 10 a 50 kA); - con un factor potencia superior o igual a 0,8. El desfase entre la tensión del circuito eléctrico y la intensidad es pequeño y el mínimo de tensión se produce en los alrededores del mínimo de corriente (circuito fuertemente resistivo). La tensión en los bornes del aparato de corte se iguala entonces a la tensión de la red. Casi sin fenómeno transitorio (figura 1.38). En estas condiciones el corte se realiza al paso de cero de corriente, sin dificultad, puesto que el aparato está dimensionado para corrientes elevadas en cuadratura con la tensión. Fig.1.38 : Los fenómenos transitorios son muy pequeños cuando se corta la corriente de una carga resistiva.

El corte de corrientes inductivas

El arranque de corriente El corte de corrientes inductivas puede dar lugar a sobretensiones provocadas por el corte precoz de la corriente. Es el fenómeno denominado «arranque de corriente». Para

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia corrientes inductivas pequeñas (entre algunos amperios hasta algunas decenas de amperios), la capacidad de enfriamiento de los aparatos dimensionados para la intensidad de cortocircuito es muy elevada en relación con la energía disipada en el arco. Esto genera inestabilidad del arco. Aparece un fenómeno de oscilación ligado a los intercambios de energía entre las capacidades «vistas» por el órgano de corte y las inductancias (figuras 1.39 y 1.40). Durante esta oscilación a alta frecuencia (del orden de 1 MHz) es posible que la corriente pase por cero y el disyuntor puede interrumpir esta corriente antes del paso normal por cero a la frecuencia industrial (50 Hz). Este fenómeno de «arranque de corriente» viene acompañado por una sobretensión Fig.1.39 : Esquema de un circuito cuando se corta una pequeña corriente inductiva. transitoria principalmente debida al régimen oscilatorio que se establece en el lado de la carga (figura 1.41). El valor máximo de la sobretensión (UCmáx) en el lado de la carga puede darse por la ecuación siguiente:

en la que : ua = tensión de arranque, ia = intensidad arrancada, ηm = rendimiento magnético. En el lado de la alimentación, el valor de la tensión es igual al valor de la tensión arrancada y tiende hacia la tensión de red Un con un régimen oscilatorio que depende de C1 y L1. El valor de la tensión entre los os del disyuntor es igual a la diferencia entre estas dos tensiones. Estas relaciones evidencian claramente la influencia de las características de la red sabiendo que la corriente arrancada depende fuertemente de C1 y del aparato correspondiente. Reencendidos Existe otro fenómeno que puede llevar a sobretensiones importantes. Son los reencendidos a la apertura. De una manera general un reencendido es inevitable para duraciones de arco cortas puesto que la distancia entre os no es suficiente para soportar la tensión que aparece en los bornes del aparato. Este es el caso cada vez que aparece un arco poco tiempo antes del paso por cero de la corriente. La tensión en el lado de la carga alcanza entonces la tensión del lado de la alimentación con un régimen oscilatorio de alta frecuencia (del orden de

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Fig.1.40 : Fenómeno de oscilaciones a alta frecuencia o de «arranque de corriente» cuando se corta una corriente inductiva.

Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia 1 MHz). El valor cresta de la oscilación determinada por la tensión de carga de las capacidades parásitas aguas abajo es entonces el doble del valor precedente. Si el disyuntor es capaz de cortar la corriente de alta frecuencia, conseguirá cortarla en el primer paso por cero de la corriente, algunos micro-segundos después del reencendido. Entonces es muy probable un nuevo reencendido por el hecho del aumento de la amplitud de la oscilación y el fenómeno se repite provocando una escalada de la tensión que puede ser peligrosa para la carga. Conviene mencionar que el mismo fenómeno aparece al cerrar el aparato: se produce un precebado cuando los os están suficientemente próximos. Como en el caso de los reencendidos sucesivos, la energía almacenada crece a cada intento de corte, pero el crecimiento de la tensión está limitado por el acercamiento de los os. Ámbitos de aplicación El ámbito de aplicación en AT se centra en las corrientes magnetizantes de los transformadores en vacío o poco cargados, en las inductancias shunt y en los motores. - Transformadores en vacío o poco cargados: A veces los transformadores se maniobran en períodos de poca carga (por ejemplo durante la noche), según las necesidades de gestión de la red. Las corrientes corresponden entonces a sus corrientes magnetizantes, que van desde algunos amperios hasta algunas decenas de amperios, y su posibilidad de arranque de corriente puede ser importante. Sin embargo, incluso si la corriente se arranca en su valor de cresta, los factores de sobretensión posibles son en general pequeños por las capacidades y las inductancias que se ponen en juego. En distribución aérea, el riesgo ligado a la aparición de sobretensiones es todavía más pequeño puesto que los descargadores de tensión limitan las Fig.1.41 : Curvas de corriente y de tensión sobretensiones. cuando se cortan pequeñas corrientes Por otro lado, las normas que se refieren a los inductivas. transformadores definen ensayos de ondas de choque que permiten verificar su capacidad para soportar las sobretensiones de maniobra. - Las inductancias shunt: Estas inductancias se utilizan para compensar la componente reactiva de las líneas o para evitar la elevación de tensión de líneas muy largas y poco cargadas. Se utilizan con más frecuencia en AT, pero también en MT. Las sobretensiones de corte permanecen en general por debajo de un factor de sobretensión igual a 2,5 como resultado de las impedancias implicadas. Si hay un riesgo de que las sobretensiones de corte superen este límite, hay que colocar descargadores de sobretensión y resistencias de corte en paralelo con el disyuntor. - Los motores: Los bobinados, estatórico y rotórico, de los motores provocan que la intensidad que absorben en vacío y sus corrientes de arranque sean esencialmente inductivas. Dado el número importante de maniobras, las sobretensiones son muy frecuentes y pueden resultar críticas por la degradación progresiva del aislamiento

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia que provocan, en particular si las aperturas tienen lugar durante las fases de arranque. Como regla general, hay que elegir disyuntores que no se reenceben, o con una probabilidad muy pequeña de recebado. Si no, es posible instalar o bien sistemas R-C en los bornes de los motores para derivar las corrientes transitorias de alta frecuencia, o bien sistemas limitadores de tensión del tipo ZnO. Características de los interruptores En casos críticos, como se ha indicado, las corrientes inductivas pueden provocar sobretensiones que alcancen valores inisibles para el aislamiento de las instalaciones. Un procedimiento aplicado desde hace tiempo consiste en prever un dispositivo de inserción de resistencias en paralelo sobre la distancia de corte del disyuntor. Las resistencias de acoplamiento, que deben adaptarse aproximadamente a la carga inductiva son de valor ohmico muy elevado y pueden fabricarse para un funcionamiento seguro, sin especiales dificultades. El corte por resistencia permite reducir las sobretensiones de acoplamiento a un valor isible, aún en los casos difíciles. En el caso de interruptores con ruptura múltiple [varias cámaras de corte por fase). la inserción de resistencias lineales en el interruptor nos aseguran en la apertura un reparto de tensiones en el corte de corrientes elevadas de cortocircuito y al cierre un amortiguamiento de las sobretensiones que se producen al conectar líneas largas en vacío). También se emplean condensadores para la distribución uniforme de la tensión en los diferentes espacios de maniobras de los mismos (Figura 1.42).

Fig. 1.42 : Disposición de resistencias y condensadores en un interruptor de doble cámara de ruptura La condición impuesta a los interruptores que puedan efectuar cortes con corrientes inductivas, es la de poder romper el arco creado. Esto se puede conseguir: a) Estableciendo el corte de las corrientes a través de resistencias. b) Utilizando un agente extintor del arco, ajeno al mismo arco (interruptores neumáticos). c) Reforzamiento mecánico de las cámaras de ruptura y una convencer distribución de la inyección de aceite para los interruptores de peque volumen de aceite.

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Fig. 1.43 : Interruptor neumático Merlín Gerin, tipo PP.

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El corte de corrientes inductivas y las normas No existen normas internacionales para el corte de corrientes inductivas, sin embargo el informe técnico 61233 de la CEI estipulan los ensayos para los disyuntores usados para la alimentación de motores y de inductancias shunt. - Motores: Para los ensayos de laboratorio de disyuntores con tensiones asignadas comprendidas entre un 1 kV y 17,5 kV, se especifica un circuito normalizado que simula un motor con el rotor bloqueado. - Inductancias shunt: Están poco extendidas en MT, sin embargo de vez en cuando se utilizan en 36 kV. Los ensayos, efectuados el laboratorio sobre un circuito trifásico, están definidos únicamente para tensiones asignadas superiores a 12 kV. El corte de corrientes capacitivas El corte de corrientes capacitivas puede dar lugar a sobretensiones debidas a recebados durante el período de restablecimiento de la tensión. - El corte de corrientes capacitivas en principio no tiene dificultad. En efecto, cuando el aparato interrumpe la corriente, la tensión en los bornes del generador es máxima puesto que la intensidad y la tensión están desfasadas en π/2; puesto que el condensador permanece cargado a este valor después del corte de Fig.1.44 : Esquema de un circuito con una carga corriente, la tensión en los bornes del capacitiva. Después del corte, si el disyuntor no abre interruptor, inicialmente nula, aumenta con suficiente rapidez, los recebados sucesivos lentamente sin TTR y con una pueden provocar sobretensiones peligrosas en la derivada en relación al tiempo nula en carga. el origen. Por contra los problemas de recebado son delicados. En efecto después de un semi-período, la tensión de red se ha invertido y la tensión en los bornes del interruptor alcanza dos veces el valor de la tensión de cresta. Así pues, los riesgos de recebado entre los os son elevados y aumentan tanto más cuanto más lenta sea la apertura. Si hay recebado en la cresta de tensión, la capacidad se descarga entonces en la inductancia del circuito creando una corriente oscilante cuya tensión de cresta es 3Ê (figura 1.44). Si el corte es efectivo en el cero de corriente siguiente, el condensador permanece cargado a una tensión 3Ê. Cuando la tensión «e» se invierte de nuevo, la tensión en los bornes del interruptor es igual a 5Ê. Esta sobretensión puede significar entonces un nuevo recebado. El fenómeno puede continuar por sí mismo con una tensión en los bornes del interruptor que puede alcanzar los valores de 5Ê, 7Ê, etcétera. Para cualquier recebado que haya tenido lugar durante el cuarto de período que sigue al cero de corriente, puede observarse una «escalada de tensión» y llevar a valores de cresta inisibles para las cargas.

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia Por contra, los reencendidos cuyas apariciones dependen del dimensionamiento del aparato de corte son tolerables: la tensión de oscilación en los bornes del condensador permanece inferior, en valor absoluto, al valor cresta de la tensión del generador, lo que no presenta peligro particular para los aparatos. Como recordatorio, el ensayo de sobretensión de condensadores se realiza a 2,25 veces su tensión asignada. La regeneración dieléctrica del medio interos debe ser suficientemente rápida para que no haya un recebado después del cuarto período. - Establecimiento de corrientes capacitivas y recebados Durante el cierre del aparato de mando que alimenta las cargas capacitivas se producen fenómenos específicos de los circuitos capacitivos. Así, la puesta bajo tensión de una batería de condensadores provoca una sobreintensidad importante a frecuencia elevada (figura 1.45) cuya amplitud de cresta viene dada por la ecuación: Donde: L0 = inductancias de la red aguas arriba, L = inductancias de conexión a la batería, generalmente pequeñas frente a L0. En el caso de baterías en escalones, el fenómeno todavía se acentúa a nivel de cada escalón por la presencia de la energía almacenada en los condensadores que ya están bajo tensión: las corrientes transitorias pueden alcanzar varios centenares de veces la intensidad asignada con frecuencias de varios kHz debido a los pequeños valores de las impedancias de conexión entre escalones. Después de los recebados a nivel de los os del aparato de mando (reencendido de un arco conductor antes de la unión de los os), estas corrientes transitorias elevadas provocan una erosión precoz de los os y eventualmente su Fig. 1.45: Formas de la corriente y de las soldadura. Para limitar estos fenómenos, se colocan tensiones (sobretensión de recebado) al acoplar una batería única de condensadores. en serie con la batería unas inductancias de limitación (impedancias de choque). Así, para una batería de condensadores de n escalones de capacidad unitaria C, la ecuación anterior resulta:

donde L = inductancias de limitación (impedancias de choque), elevadas frente a L0. Hay que notar que existen aparatos adaptados a esta aplicación y deben especificarse. Los campos de aplicación Las corrientes capacitivas tienen principalmente dos orígenes: los cables y las líneas, así como las baterías de condensadores. - Los cables y líneas: Se trata de corrientes de carga de cables en vacío y de líneas aéreas largas (compensadas o no). En varios países europeos (sobre todo en los países del sur

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia de Europa, Francia, Italia, España, ...) las redes aéreas de AT son largas y por tanto particularmente sensibles a las sobretensiones atmosféricas. En estas líneas hay pues un número elevado de desconexiones y por tanto de reconexiones. - Las baterías de condensadores: Están situadas en derivación en las redes y sirven para compensar la energía reactiva de las líneas (redes de transporte) y de las cargas (MT/BT). Permiten aumentar las potencias activas transportadas y disminuir las pérdidas en la línea. Pueden ser: - únicas en el caso de una compensación pequeña y de una carga estable, o en escalones (múltiples o fraccionados). Este tipo de batería es muy utilizado por ciertas grandes industrias (gran potencia instalada) y por los distribuidores de energía. Está asociada a un automatismo y el número de maniobras puede ser importante (varias operaciones al día): hay que especificar los aparatos teniendo en consideración un número de maniobras adaptado a esta necesidad. El corte de corrientes capacitivas y las normas La norma CEI 60056 (4ª edición 1987) da, para todas las tensiones, unos valores de PdC asignado para los disyuntores situados como protección de los cables que pueden estar descargados. Pero esta especificación no obligatoria se considera inútil para las tensiones inferiores a 24 kV. En lo que concierne al PdC asignado para los disyuntores situados como protección de líneas en vacío, la especificación se limita a los aparatos cuya tensión asignada es ≥ 72 kV. No se especifica ningún valor para las baterías de condensadores. La CEI 60056 especifica también, para los aparatos de mando y protección, unos ensayos de maniobra (figura 1.46) sobre corrientes capacitivas para las líneas en vacío, los cables en vacío y las baterías simples de condensadores, pero no especifica nada para las líneas largas ni para los bancos de filtros. Las tendencias normativas, para las aplicaciones que comportan corrientes capacitivas, se orientan hacia la definición de aparatos con poca probabilidad de reencendidos, con una especificación ampliada en cuanto a las magnitudes y al número esperado de maniobras para garantizar su aptitud de empleo.

Fig.1.46 : Ensayos especificados por la CEI 60056 para los aparatos de mando y protección.

Características de los interruptores Para evitar los inconvenientes anteriores, el interruptor de maniobra de una carga capacitiva. no debe recebar en el corte y en el cierre y la duración del preencendido debe ser la más corta posible. Estos resultados se obtienen mediante una elevada velocidad de separación y cierre de los os (aparatos de corte en aire). con la utilización de un fluido extintor de elevada rigidez dieléctrica (interruptor de corte en SF6) a por la combinación de ambas medios (aparatos de corte en aceite).

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia Una falta de sincronismo en la apertura de los polos del interruptor superior a 3 ms. provoca durante la apertura, tensiones de restablecimiento elevadas aumentando las posibilidades de recebado. El corte de corrientes de defecto En el caso de un cortocircuito, el desfase entre la intensidad y la tensión es siempre muy importante (0,07 ≤ cos ϕ ≤ 0,15) porque las redes son esencialmente inductivas. Cuando la corriente pasa por cero la tensión de la red está en su máximo o casi. En MT, la intensidad de cortocircuito alcanza algunas decenas de miles de amperios, en consecuencia el corte se hace sin arranque de corriente porque el arco es muy estable. Como se ha descrito anteriormente, se descompone en tres fases: -

un período de espera de paso por cero de corriente, - un período de extinción, - un período de restablecimiento. Los diferentes tipos de defectos Entre todos los tipos de fallo (trifasico, bifasico, monofasico y a tierra), el incidente más frecuente es el fallo monofasico a tierra (80% de los cortocircuitos). En general se debe a roturas de aislamiento fase-tierra posteriores a sobretensiones de origen atmosférico, a roturas o contorneos del aislador o trabajos de ingeniería civil. Los cortocircuitos trifásicos son raros (5% de los casos) pero sirven como referencia para los ensayos pues sus corrientes de cortocircuito y sus TTR son más elevadas que para los fallos monofásicos o bipolares. El cálculo de corrientes de cortocircuito hace intervenir las características de las redes y los esquemas de conexión a tierra (neutro aislado, directamente puesto a tierra o impedante). Se han desarrollado métodos de cálculo normalizados (CEI 60909).

Localización de los defectos • Los fallos en los bornes de salida del disyuntor En estas condiciones es cuando la intensidad de cortocircuito es más importante puesto que no está limitada más que por las impedancias situadas aguas arriba del aparato. Aunque este tipo de fallo es muy poco frecuente, es el que se tiene en consideración para la especificación de disyuntores en MT. • El defecto en la línea Fig. 1.47: Corte en caso de discordancia de fases al acoplar dos generadores no sincronizados. Este tipo de defecto es más frecuente que el anterior en redes aéreas, pero en MT, las características de arco de los disyuntores y de las conexiones disyuntores/cables/líneas hacen que la limitación sea inferior a la provocada por un cortocircuito en los bornes. Así pues no existen ensayos específicos para los disyuntores de MT. En AT este tipo de cortocircuito necesita unos ensayos particulares para los fallos próximos puesto que los fenómenos de reflexión de ondas provocan una TTR muy exigente. • Acoplamiento en oposición de fase (figura 1.47)

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia Se trata de un cortocircuito particular que se produce al conectar dos generadores no sincronizados. Cuando dos generadores han perdido su sincronismo, la tensión en los bornes del disyuntor de acoplamiento es igual a la suma de las tensiones de cada generador. Las corrientes que debe conectar entonces el disyuntor pueden alcanzar la mitad del valor de intensidad correspondiente un cortocircuito en el punto de acoplamiento. Ese máximo se alcanza en el caso de un acoplamiento en oposición de fases. La norma CEI 60056 (§ 4106) exige que en este caso, el aparato pueda conectar el 25% de la intensidad de fallo en sus bornes bajo una tensión igual a 2,5 veces la tensión con relación a tierra, lo que cubre los valores prácticos encontrados. Fig. 1.48 : Cuando hay un cortocircuito, la intensidad es la suma de dos componentes, una simétrica operiódica (ia) y otra asimétrica o aperiódica (ic).

Formas de las corrientes de cortocircuito Cuando hay un cortocircuito, la intensidad de corriente durante el período transitorio es suma de dos componentes, una simétrica o periódica (ia) y otra

asimétrica o aperiódica (ic) (figura 1.48). La componente simétrica (ia) es producida por la fuente a alterna que alimenta la intensidad de cortocircuito. La componente aperiódica (ic) se crea por la energía electromagnética almacenada en la inductancia en el momento de cortocircuito. Su valor en el instante del fallo es igual y opuesta a la de la componente simétrica para asegurar la continuidad de intensidad. Decrece con una constante de tiempo L/R, característica de la red, cuyo valor normalizado vale 45 ms. De ahí resultan las expresiones siguientes: ia = I sen (ωt + θ) ic = -I sen θ e(-t/(L/R)) I = Intensidad máxima = E/Zcc θ = ángulo eléctrico que caracteriza el desfase entre el instante inicial del fallo y el origen de la onda de intensidad. Dos casos extremos: - El cortocircuito se produce justo en el instante en el que la tensión (e) pasa por cero. La componente simétrica y la componente continua tienen su valor máximo. El régimen de establecimiento se llama de asimetría total. - El instante inicial de cortocircuito coincide con el paso por cero de la componente alterna de intensidad: la componente continua es nula y el régimen se llama simétrico. El Poder de Corte El poder de corte (PdC) se define como la intensidad más elevada que un aparato puede cortar bajo su tensión asignada en un circuito cuya TTR responde a una especificación precisa. El aparato debe poder cortar todas las corrientes de cortocircuito que tengan una componente periódica inferior a su PdC y una componente aperiódica cualquiera cuyo porcentaje no sobrepase un valor especificado. Sin embargo, según el tipo de aparato, ciertas corrientes de fallo, más pequeñas que el PdC , pueden resultar difíciles de cortar, puesto que producen unos tiempos de arco muy largos con riesgos de que no se corte. El corte en trifásico Debido al desfase de las corrientes en un sistema trifásico, el corte se produce de la manera siguiente: - El disyuntor interrumpe la corriente de la primera fase (fase 1 en la figura 1.49) cuya corriente pasa por cero.

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia El régimen se convierte entonces en bifásico y todo ocurre como si el punto N se desplazara a N'. La tensión que se establece sobre la primera fase, en los bornes del o abierto AA' es la que existe entre A y N', que vale:

k es el factor del primer polo. Su valor varía de 1 a 1,5 según que el neutro esté directamente puesto a tierra o perfectamente aislado. - 1/2 período más tarde las otras dos fases llegan a su vez a cero, el disyuntor corta y la red vuelve a convertirse en equilibrada con relación al punto neutro. La TTR depende pues de los regímenes de neutro. La norma precisa los valores a tener en cuenta para los ensayos tomando el valor 1,5 para la MT y las redes de neutro aislado. Para los otros casos se toma el valor 1,3..

Fig. 1.49 : Tensión UAA, soportada por el primer polo que abre en un aparato trifásico. El cierre de un disyuntor sobre un cortocircuito Puesto que los fallos son a veces temporales, en la explotación normal es habitual cerrar el disyuntor después de la interrupción de una corriente de defecto. Sin embargo ciertos fallos son permanentes y el disyuntor debe pues poder restablecer la intensidad de cortocircuito. El cierre que se acompaña de un preencendido provoca una onda de tensión de frente rápido cuya cresta de corriente puede alcanzar teóricamente 2,5 Icc en la hipótesis de una asimetría total, de una constante de tiempo de 45 ms a 50 Hz y sin efecto de desfase de polos. Por tanto a los disyuntores se les exige un poder de cierre. Poder de corte normalizado La conformidad de los disyuntores a las normas se demuestra especialmente por su capacidad de cortar todas estas corrientes llamadas corrientes críticas. La norma CEI 60056 (§ 4.104) impone una serie de ensayos que permiten validar el PdC del aparato y verificar su aptitud para las maniobras de cierre y de apertura repetidas. El PdC asignado se caracteriza por dos valores - El valor eficaz de su componente periódica llamado generalmente «poder de corte». Los valores normalizados de PdC asignado se toman de las series de Renard (6,3 - 8 - 10 12,5 - 16 - 20 - 25 - 31,5 - 40 - 50 - 63 - 80 100 kA) sabiendo que en la práctica, las corrientes de cortocircuito tienen valores comprendidos entre en 12,5 kA y 50 kA en MT. - El porcentaje de la componente aperiódica Corresponde al valor alcanzado al final de un tiempo τ igual a la duración mínima de apertura del disyuntor, a la que se le añade un

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Fig. 1.50 : Valores especificados de TTR para los ensayos de corte en cortocircuito de los disyuntores.

semiperíodo de la frecuencia asignada para los aparatos de fuente auxiliar. La constante de tiempo de disminución exponencial normalizada es de 45 ms. Hay otros valores superiores en estudio para casos particulares. Los ensayos de corte en cortocircuito se hacen con los valores especificados de TTR, para valores de intensidad de 10, 30, 60 y 100% del PdC según la tabla de la figura 1.50. Con: A = maniobra de apertura, CA = maniobra de cierre seguida inmediatamente de una maniobra de apertura. Salvo especificación particular, las

secuencias asignadas de las maniobras se definen así: - Para los aparatos sin nuevo cierre automático rápido A - 3 min - CA - 3 min - CA o bien CA - 15 seg - CA. - Para los aparatos previstos para un cierre automático rápido A - 0,3 seg - CA - 3 min - CA. La conexión de líneas con su extremo abierto Un interruptor automático que protege una línea puede tener que conectar una que tenga su extremo abierto. Las sobretensiones debidas a la reflexión que se produce en el extremo abierto han de controlarse completamente. Los valores de sobretensión a respetar no son objeto de normas internacionales por el momento y su especificación se convierte en competencia del diseñador de la red. Entre todos los métodos que se han propuesto para la limitación de las sobretensiones de conexión, el más simple consiste en poner bajo tensión la línea por medio de una resistencia, escogida en función de las características y longitud de la línea. Los interruptores automáticos aptos para proteger las redes de 525 kV y 765 kV deben por tanto estar dotados de cámaras auxiliares que permitan la inserción de resistencias durante un tiempo determinado. Esta necesidad, bien aceptada por los interruptores Fig. 1.51: Corte de un elemento de polo de interruptor automático de 525 kV, automáticos de aire comprimido, lo es también para los equipado con resistencias de cierre. interruptores automáticos de autosoplado con SF6. En efecto, se ha podido poner un mecanismo auxiliar muy simple en estos aparatos, una conexión mecánica que maneje los os de inserción de las resistencias durante una maniobra de cierre. (Figura 1.51). Estos os pasan automáticamente a la posición de abierto inmediatamente después de la conexión de los os principales.

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia Una unión mecánica de este tipo asegura una excelente precisión de los tiempos de inserción de las resistencias en el circuito en el momento de cerrar. La elección del valor de la resistencia se puede efectuar a partir de medidas sobre modelos de redes o por cálculo. En particular, las medidas efectuadas sobre un analizador de transitorios han permitido determinar los valores máximos de resistencias y los tiempos de inserción mínimos a prever para la limitación de sobretensiones de reenganche sobre una línea de 525 kV de 400 km de longitud, con un valor de 2,2 veces cuando la línea no está compensada y con un valor de 2 veces cuando lo está. Los interruptores automáticos de autosoplado con SF6, equipados con un juego de cámaras auxiliares (figura 2) con sus resistencias, son, por tanto, una manera de responder a la exigencia de limitación de sobretensiones de reenganche, exigencia mayor para el dimensionamiento del aislamiento de redes de muy alta tensión. La desconexión de líneas con su extremo abierto

Fig. 1.52 : Polo de un interruptor automático con autosoplado de SF6 con 4 intervalos de corte, equipado con resistencia de cierre.

La severidad de las condiciones impuestas a un interruptor automático durante la apertura de una línea abierta en su extremo puede ser tal que sean estas condiciones de corte las que impongan el dimensionamiento del interruptor automático y en particular la elección del número de intervalos de corte. El hecho principal es que, un semiciclo antes del corte, el interruptor automático debe de tener aplicada entre sus bornes una tensión al menos igual al doble del valor de cresta de la tensión fase-tierra de la red antes del corte. Desgraciadamente, en el momento de la desconexión puede suceder que la tensión entre fase y tierra del polo que debe de abrir haya alcanzado valores muy superiores a los especificados en las normas para en ensayo del interruptor automático en ese tipo de ruptura. Esta sobreelevación dinámica de la tensión puede ser el resultado de varias causas. En concreto, la apertura del interruptor situado en el extremo receptor de una línea por la que circula una fuerte carga deja a esta línea abierta en su extremo. Su tensión aumenta por el hecho de la supresión brusca de la carga, lo que no es inmediatamente compensado por la regulación de tensión ni por la carga capacitiva que constituye la propia línea. Por tanto, el interruptor automático situado en el origen puede ser llamado a abrir la línea justo en el momento en que la tensión fase-tierra en el origen ha sobrepasado largamente el valor normal. Las condiciones particulares de ciertas redes han hecho aparecer la posibilidad de

sobretensiones dinámicas elevadas, del orden de 1,5 veces, a pesar del efecto favorable que producen las reactancias de compensación en la limitación de las sobretensiones dinámicas. Por ejemplo, la tensión entre fases de una red de 525 kV se puede elevar temporalmente hasta casi 750 kV y la de una red de 765 kV hasta los 1 100 kV.

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia Estas circunstancias son excepcionales y es muy normal que tales situaciones se excluyan de las condiciones de verificación exigidas por las normas para los cortes de líneas en vacío. Sin embargo, el hecho de que tales casos concretos se presenten ha obligado a verificar la capacidad de los interruptores automáticos para soportar esas tensiones. Incluso, si se puede itir que tales verificaciones se hagan en el lugar mismo de explotación de la red, es absolutamente necesario que el fabricante demuestre a priori las aptitudes de su material.

1.12 Sobretensiones debidas a la maniobra de transformadores En el momento de la conexión a la red, un transformador se comporta como una bobina de inducción en la que la inductancia se ve reforzada por la presencia de un circuito magnético de alta permeabilidad. En todo circuito magnético el flujo senoidal, en fase con la corriente que lo produce, está desfasado, en retraso de π/2 respecto a la tensión aplicada a la bobina. Es decir que, cuando la tensión es máxima el flujo es nulo y no alcanza su máximo hasta el instante correspondiente al valor nulo de la tensión. El caso más desfavorable se presenta, pues, cuando la conexión se produzca en el instante de valor nulo de la tensión (figura 1.53 a). En efecto, en este instante, el flujo (en régimen permanente ya establecido) deberá ser máximo, pero como el aparato está sin tensión, en el instante inicial el flujo es prácticamente nulo. Esta contradicción física provocará un régimen transitorio hasta encontrar el desfase normal con respecto a la tensión; durante este periodo de "alcance" el régimen está perturbado por un tiempo que denominamos de "amortiguamiento".

Figura 1,53 a. Desfase de la tensión aplicada y el flujo

Por otra parte, si en el momento de la conexión, en una fase existe un flujo remanente de valor máximo, la inducción puede alcanzar un valor de más del doble del valor normal. En efecto, si en el instante de la conexión la tensión es nula tenemos que, aproximadamente

e=n

dφ dB = −V 2 ⋅ sen.wt = ns dt dt

ecuación de la que se deduce que:

B = Bn(1 − cos .wt ) + Br

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que para t =

π w

nos dá:

B max = 2 Bn + Br

siendo: n = número de espiras, φ = flujo magnético en el núcleo, V = tensión de alimentación, S = sección del núcleo, Bn = inducción normal en servicio, Br = inducción remanente, Bmax. = inducción máxima obtenida. Si itimos que Br puede alcanzar 0,8 Bn para caso de plancha de grano orientado de las utilizadas actualmente y que un circuito magnético está saturado cuando la inducción alcanza 1,1 Bn, bajo la inducción máxima B max., una parte importante del flujo se deberá cerrar por el aire generando, de esta forma, una corriente de valor importante. La forma de esta corriente depende de la curva del flujo magnético a partir de los valores de la tensión aplicada (figura 1.53 b).

Figura 1.53 b. Oscilación de la inducción del circuito magnético de un transformador La corriente se amortigua siguiendo una ley casi exponencial (figura 1,53 c) en la que la constante de tiempo depende esencialmente: -

-

de la carga del aparato, de la resistencia de los arrollamientos.

-

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Figura 1.53 c. Oscilograma de la corriente en la conexión en vacío de un transformador Los valores de cresta de la corriente se amortiguan siguiendo la ley exponencial:

iˆe (t ) = Iˆe ⋅ e

−

t

τ

donde:

) ie (t ) : valor de cresta de la corriente en función del tiempo ) I e : valor de cresta máxima, o sea, la primera cresta

τ e : constante de tiempo de amortiguación )

)

El valor de cresta máximo I e está definido con relación a I n , valor de cresta de la corriente nominal del transformador:

) Ie ηe = ) In

Dos hechos interesantes podemos ya resaltar:

-

) Ie la relación η e = ) disminuye al aumentar la potencia del transformador In

-

la constante de tiempo τe, aumenta con la potencia del transformador.

Como ejemplo, en la siguientes tablas Figura 1,54 se dan las corrientes de conexión por el lado de media tensión de los transformadores secos encapsulados y sumergidos respectivamente de distribución MT/BT.

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Potencia Um ≤ 24 kV Ucc = 4% Um ≤ 24 kV Ucc = 6% Um = 36 kV Ucc = 6%

kVA

250

) ) I e I n 13,0 τ

400 13,0

630 13,0

0,20 s 0,20 s 10,0 0,20 s 0,22 s

) ) I e I n 10,5

τ

) ) I e I n 11,5

11,5 0,15 s 0,15 s

τ

Fig. 1.54 a: Relación

800

1000

1250

1600

2000

2500

0,20 s 10,0 10,0 10,0 10,0 10,0 0,25 s 0,30 s 0,38 s 0,41 s 0,43 s

9,5 0,48 s

9,5 0,55 s

11,5 11,5 11,5 11,5 11,5 0,20 s 0,20 s 0,25 s 0,25 s 0,30 s

11,0 0,30 s

11,0 0,35 s

) ) I e I n y constante de tiempo τ en segundos de transformadores secos encapsulados TRANSFORMADORES SUMERGIDOS VALORES DE LA CORRIENTE DE CONEXION Y CTE. DE TIEMPOS

EXCITADOS POR LADO AT.

P (kVA) 50 100 160 250 315 400 500 630 800 1000 1250 1600 2000 2500 3150 Fig.1.54 b: Relación

EXCITADOS POR LADO BT.

Ie/In

Cte. Tiemp.

Ie/In

Cte. Tiemp.

15 14 12 12 12 12 12 11 10 10 9 9 8 8 8

0,10 0,15 0,20 0,22 0,24 0,25 0,27 0,30 0,30 0,35 0,35 0,40 0,45 0,50 0,55

30 28 24 24 24 24 24 22 20 20 18 18 16 16 16

0,07 0,10 0,13 0,15 0,16 0,17 0,18 0,20 0,20 0,23 0,23 0,27 0,30 0,32 0,34

) ) I e I n y constante de tiempo τ en segundos de transformadores sumergidos

Estos valores se han dado a título indicativo para los transformadores que se corresponden con las normas actuales. No constituyen una garantía. Si la conexión se realiza por la baja tensión, la relación ηe debe multiplicarse por dos y la constante de tiempo, dividirse por 1,5 respecto a los valores de la tabla. La forma de onda de la corriente de la figura 1,53 c contiene una tasa importante del 2º armónico. Este fenómeno corresponde a una maniobra normal en la explotación de la red y no debe ser interpretada como un defecto por las protecciones que deberán dejar pasar este régimen transitorio al incluir en sus circuitos filtros sintonizados para este armónico (son los denominados relés con frenado de armónicos H2). Un mal reglaje de las protecciones, el desconocimiento de las corrientes de conexión, la falta de "frenado H2" en las protecciones, pueden provocar justo después de la conexión, la apertura del disyuntor. Esta apertura intempestiva en el momento de la magnetización del transformador provoca este tipo de sobretensiones importantes. .

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia La desconexión intempestiva en la conexión de un transformador debido a una deficiente regulación de las protecciones corresponde al fenómeno de corte de una corriente puramente inductiva y es susceptible de producir fuertes sobretensiones que pueden averiar el transformador. La sobretensión producida por la interrupción de corriente en el disyuntor provocan fenómenos transitorios que se desarrollan en las inductancias y capacidades del circuito. La energía magnética residual en los transformadores debe restituirse en forma electrostática:

1 LI 2 = 1 CΔV 2 (ley 2 ch 2

de conservación de la energía), se puede considerar la sobretensión ΔV que aparecerá en los bornes de la carga (cables y transformador). La sobretensión producida es amplificada por los reencendidos múltiples posibles si el disyuntor es capaz de extinguir las corrientes de alta frecuencia con un crecimiento rápido de la rigidez dieléctrica en el espacio de apertura entre os. El caso más desfavorable desde el punto de vista de la aparición de sobretensiones es cuando se produce una desconexión después de la conexión de un transformador en vacío y sobre una red con una escasa longitud de cable (< 100 m) entre el disyuntor y el transformador. Las sobretensiones de alta frecuencia obtenidas en tal caso pueden sobrepasar la resistencia dieléctrica del transformador.

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2. Las técnicas de corte en Alta Tensión

2.1 Historia Hasta finales de la década de los 70, los interruptores automáticos utilizaban principalmente las técnicas de ruptura en el aire y en baño de aceite. Los interruptores automáticos en baño de aceite, a pequeño o gran volumen de aceite, eran en Europa la única alternativa tecnológica. La mayoría de constructores de interruptores automáticos, de calificación internacional, los presentaban en sus catálogos. Por otra parte las cualidades de los interruptores automáticos a ruptura en el aire eran muy apreciados por sus s en el dominio de la distribución industrial de 6,6 a 11 kV, en Asia y en Europa y de 5 a 15 kV en el continente Americano. Con los interruptores automáticos a ruptura en el aire, tanto para aplicaciones en BT como MT, los s no se preocupaban de las sobretensiones y muy a menudo no eran conscientes de la resistencia de este fenómeno. En efecto, gracias al soplado magnético en el aire, el gran alargamiento del arco (función del valor de la corriente cortada) y su enfriamiento permiten una ruptura dulce, sin sobretensiones excesivas. Las técnicas de ruptura en el gas hexafluoruro de azufre -SF6-, o en el vacío comenzaron a ser utilizadas en los años 70-75 (según el país) particularmente para los interruptores automáticos MT en los centros de transformación primarios. El éxito de estas dos nuevas técnicas no tuvo que ser probado. Sus ventajas son: - una duración de vida mucho mayor que la de los interruptores automáticos en aceite, - un mejor comportamiento en los reenganches rápidos, corte de baterías de acumuladores, etc., en comparación a los de ruptura en aceite o en el aire, - un reducido volumen, en relación a los interruptores de ruptura en el aire. Para reemplazar los interruptores automáticos de ruptura en el aire, en las aplicaciones industriales y particularmente en la ruptura de las corrientes de arranque de motores, el interruptor automático SF6 es la solución, ofreciendo: - las ventajas de un ruptura dulce, - y un volumen mucho menor respecto a los interruptores automáticos de corte en el aire

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2.2 Las técnicas de corte Para cortar las corrientes de carga o de defecto, los constructores han desarrollado y perfeccionado los aparatos de corte (disyuntores y ores principalmente) utilizando diversos medios de corte: el aire, el aceite, el vacío y el SF6. Mientras que el corte en el aire o en aceite tienen tendencia a desaparecer, no ocurre lo mismo con el corte en el vacío o el SF6. El medio de corte Anteriormente se ha explicado que el corte tiene éxito cuando: - la potencia disipada en el arco por efecto Joule permanece inferior a la potencia de enfriamiento del aparato, - la velocidad de desionización del medio es grande, - y el espacio interos tiene una resistencia dieléctrica suficiente.

Fig.2.2 : Evolución de la rigidez dieléctrica del aire en función de la presión, en campo ligeramente heterogéneo. (Curvas de Paschen).

Fig.2.1 : Constantes de tiempo de desionización en función de la presión para distintos gases.

En consecuencia, la elección del medio de corte es importante en la concepción de un aparato. En efecto, este medio debe: - tener una conductividad térmica importante, especialmente en la fase de extinción, para evacuar la energía térmica del arco, - volver a alcanzar sus propiedades dieléctricas lo más rápidamente posible a fin de evitar un reencendido intempestivo (la figura 2.1 muestra las propiedades excepcionales del SF6 al respecto), a temperatura elevada, ser un buen conductor eléctrico para reducir la resistividad del arco y por tanto la energía a disipar, - a temperaturas más bajas, ser un buen aislante eléctrico para facilitar el restablecimiento de la tensión. Esta capacidad de aislante se mide por la resistencia dieléctrica entre los os, que depende de la presión del gas y de la distancia entre los electrodos. La tensión de perforación en función de la distancia interelectrodos y de la presión viene dada por la curva de Paschen (figuras 2.2 y 2.3) que permite determinar tres zonas según la presión del gas.

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia 1 - La zona de alta presión llamada de «régimen atmosférico» en la que la resistencia dieléctrica es proporcional a la presión del gas y a la distancia interos. 2 - La zona de presión baja, en la que la resistencia dieléctrica alcanza un verdadero mínimo entre 200 y 600 V según el gas utilizado (mínimo de Paschen). Se alcanza para un valor determinado del 2 producto de la presión por la distancia interos, situado alrededor de 10 mbar.cm. 3 -La zona de vacío en la que la tensión de perforación no depende más que de la distancia entre los os y del estado de sus superficies. El estado conductor se asegura por los electrones y los átomos arrancados sobre los os en el vacío, y en un gas, por la ionización rápida de los moléculas de este gas. Estas curvas evidencian los rendimientos posibles según los medios de corte que se han ido utilizando sucesivamente: el aire a presión atmosférica o a alta presión, el hidrógeno producido por descomposición del aceite, el vacío o el SF6. La figura 2.4 indica los márgenes de tensión en los que cada una de estas técnicas se utiliza hoy.

Fig.2.3 : Influencia de la distancia entre los

Fig.2.4 : Tipos de aparatos de corte utilizados según

os sobre la rigidez dieléctrica.

las tensiones de utilización.

2.3 Procedimientos de extinción del arco eléctrico 2.3.1 Parachispas o apagachispas Se ha señalado anteriormente que era indispensable llevar a cabo la extinción del arco eléctrico fuera de los os principales, ya que, efectivamente, las superficies de o de los mismos deben mantenerse en perfecto estado si se desea evitar, en servicio normal, un peligroso calentamiento que podía incluso provocar su soldadura. A fin de evitar este inconveniente, los aparatos de desconexión están concebidos de la manera siguiente: En el momento de la desconexión, se empiezan a abrir los os principales, quedando todavía asegurada la continuidad del circuito eléctrico mediante los -todavía cerrados- os secundarios. Mientras sigue el movimiento de apertura de los os, se abren a su vez los os secundarios, cebándose entre ambos el arco eléctrico. Estos os secundarios reciben el nombre de os parachíspas. Existen -según el tipo de aparato de desconexión que se tenga en cuenta- diversas formas de disposición de los os parachispas.

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En la Figura 2.5 se representan dos disposiciones, consistiendo una de ellas en un interruptor de baja tensión, y la otra, en un dispositivo que posibilita la desconexión del arco en aceite.

Fig. 2.5

En cada uno de los siguientes capítulos relativos a los procedimientos de extinción, se dará a conocer la posición de los os parachispas.

2.3.2 Desconexión del arco por ruptura mecánica brusca Puesto que la extinción del arco eléctrico se obtiene separando los os; es decir; mediante alargamiento del arco, los efectos de este último serán tanto más importantes cuanto mayor sea la duración de la misma separación. Al disminuir la duración de apertura de los os, éstos no tienen tiempo de recalentarse, ya que la estabilidad de un arco sólo se realiza por medio de la incandescencia del cátodo, en corriente continua, o de los electrodos, en corriente alterna. La ruptura mecánica brusca facilita, pues, la extinción del arco.

Fig. 2.6

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La Figura 2.6 representa el dispositivo más sencillo de ruptura mecánica brusca. El interruptor de cuchilla utilizado en baja tensión está dotado de una cuchilla auxiliar C' que se articula sobre la cuchilla principal C; un muelle R tiende a colocar la cuchilla auxiliar sobre la principal; al abrir el interruptor, la cuchilla principal se separa primero del o fijo, alargándose, a continuación, el muelle R. Cuando el esfuerzo ejercido por el muelle llega a ser superior a las fuerzas de fricción originadas por el o fijo sobre la cuchilla auxiliar, ésta se separa de golpe y a una velocidad prácticamente independiente de la maniobra de la cuchilla principal. Así se realiza la ruptura brusca, en la que, además, la cuchilla auxiliar desempeña el papel de parachispas. La mayoría de las veces, la apertura rápida de los os se realiza mediante muelles, muy especialmente cuando se trata de interruptores en tensiones baja y media. 2.3.3 Extinción del arco por soplado magnético Ya se señaló en el párrafos anteriores. que, por medio de un imán, se puede desplazar la extremidad positiva de un arco eléctrico en corriente continua. Dicha propiedad se emplea para extinguir el arco eléctrico: con ayuda de un campo magnético, se desplaza el arco eléctrico entre electrodos cada vez más alejados hasta conseguir su extinción, en cuyo caso se dice que ésta se ha realizado por soplado magnético. Para una mejor comprensión del fenómeno, examinemos la Figura 2.7: Se coloca un circuito magnético perpendicularmente a un arco eléctrico establecido entre dos electrodos. El circuito magnético consta de una bobina por la que pasa una corriente que crea un campo magnético H en el entrehierro del circuito magnético (Figura 2.7 a ). El arco eléctrico se ve sometido a una fuerza OF que tiende a alargarlo (Figura 2.7 b). Si se invierte el sentido de la corriente en la bobina, el campo (H'), y, por consiguiente, la fuerza OF' se ven igualmente invertidos (Figuras 2.7 c y d), de lo que resulta que, si la bobina y el arco eléctrico están recorridos por la misma corriente alterna, la fuerza que actúa sobre el arco se encontrará siempre dirigida hacia el mismo sentido (Figura 2.7 e). Este procedimiento de extinción se emplea especialmente en baja tensión (ores).

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Fig. 2.7

En la Figura 2.8. se expresa esquemáticamente el principio de soplado magnético. En serie con los os del interruptor, se conecta una bobina de soplado, constituida por un núcleo de hierro y varias vueltas de hilo o pletina de cobre.

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia Mientras está cerrado el interruptor o mientras existe un arco entre sus os, la corriente circula por esta bobina, produciéndose un campo magnético y una fuerza de empuje que desplaza el arco hacia arriba. por lo que provoca la ruptura del mismo. Para que el arco de ruptura no produzca efectos destructivos en proximidades del interruptor, los os están limitados por una cámara de corte que ayuda también a extinguir el arco alargándolo Figura 2.11. En la práctica este tipo de interruptores pueden disponer de varias bobinas de soplado e introducen sistemas de inyección de aire junto con la disposición de os para-chispas.

Fig. 2.8: Esquema de principio del soplado magnético

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Fig. 2.9: Diversas etapas del camino del arco en un interruptor de soplado magnético

Veamos las diversas etapas del camino del arco y las diversas bobinas de soplado que intervienen Figura 2.9 y 2.9 bis. a) En la Fig. 2.9 a , se representa el interruptor cerrado, la corriente circula por el o principal A b) .En la Fig. 2.9 b se inicia la apertura. La corriente pasa por el o auxiliar y la bobina de soplado B. c) Fig. 2.9 c . Nace el arco, que queda sometido a la acci6n del campo magnética de la bobina B y al soplado neumático procedente del pistón D. d) Fig. 2.9 d . El arco se estira y se fracciona en las chimeneas de corte. e) Fig. 2.9 e El arco abandona el o móvil. Queda sometido a la acción de soplado magnética debido a las bobinas B y E. Se eleva, como consecuencia de este soplado y de la temperatura alcanzada en la zona y se interrumpe.

Fig. 2.11

Fig. 2.10 :Disyuntor desenchufable 10 kV ruptura en el aire

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: Cámaras de corte de disyuntores de ruptura en aire. 250, 500., 750, 1000 MVA.


Fig. 2.9 bis : Fases de la ruptura de un arco en un interruptor de soplado magnético

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2.3.4 Dispositivo de electrodos Supongamos que una corriente i atraviesa un circuito eléctrico cerrado mediante un dispositivo de electrodos semejante al de la Figura 2.12 a. Al separar progresivamente los dos electrodos, se establece un arco en la base (Figura 2.12 b). Con el paso del arco, el aire comprendido entre ambos electrodos se calienta y, al ascender, arrastra consigo a dicho arco (Figura 2.12 c).

Fig. 2.12: Dispositivos de electrodos en antena A medida que el arco se eleva, va alargándose hasta llegar a extinguirse. Este tipo de dispositivo se usa en los interruptores aéreos (Figura 2.13). En este caso, se trata de cortar corrientes débiles correspondientes a la capacidad de los conductores; de esta forma, los electrodos de cebado desempeñan el papel de parachispas. El mismo principio de desconexión del arco se puede mejorar más aún añadiendo a la fuerza ascensional provocada por la temperatura otra fuerza mucho más importante obtenida por soplado magnético. Esta asociación de medios se utiliza en los ores de tensiones media y baja, en los que los os se separan en el interior de cámaras que permiten limitar la ionización del espacio situado entre los os, evitando de este modo los cebados entre fases.

Fig. 2.13: Interruptor aéreo con corte por electrodos en antena

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2.3.5 Extinción del arco por soplado de aire Se puede conseguir la extinción del arco por medio de soplado de aire (Figura 2.14). Este procedimiento utiliza los siguientes principios de extinción: - El arco está alargado. - El aire renueva la atmósfera existente entre los electrodos, luchando, por lo tanto, contra la ionización. - Los os se enfrían enérgicamente. Los aparatos de desconexión que emplean dicho principio pueden clasificarse en dos categorías: a)

Fig. 2.14: Principio del corte por soplado de aire

Aparatos que utilizan aire comprimido acumulado en un depósito por medio de grupos moto-compresores Figura 2.15. Estos aparatos están provistos de válvulas electromagnéticas y distribuidoras que permiten enviar -en el momento de la desconexión- potentes chorros de

aire comprimido a las cámaras de extinción. Dichos aparatos se utilizan en tensiones media y alta, estando provistos de dispositivos de seguridad contra la presión del aire.

Fig. 2.15 Mando neumático de un interruptor HJ de G.E.E.

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia La presión nominal de alimentación del aire comprimido de un dispositivo de maniobra es la presión, por encima de la presión atmosférica, para la que se determinan las condiciones de funcionamiento. Las presiones nominales preferidas son: 5, 10, 15 ó 20 Bares. El dispositivo de maniobra neumático, debe ser capaz de abrir y cerrar el interruptor cuando la presión del gas comprimido está el 85% y 110% de la presión nominal.

Fig. 2.16 : Interruptor de SF6, Westinghouse para 550 kV con accionamiento neumático. Los interruptores neumáticos llamados también de aire comprimido, utilizan la propiedad que tiene el aire a presión de extinguir el arco al expansionarse. El principio de corte por soplado de aire consiste en enviar una fuerte corriente de aire al centro del arco que. por esta causa, se desioniza después del paso de la corriente por cero. El aire comprimido en este tipo de interruptores se emplea para accionar, el mando y también para el apagado directo del arco que se forma al abrirse los os. Para asegurar. cortes ultrarrápidos y mejorar el rendimiento neumático se almacena el aire comprimido, a la presión máxima y en cantidad suficiente, lo más cerca posible del arco a extinguir. El aire comprimido se emplea, no solamente para el mando de los interruptores. El corte del arco por aire comprimido puede utilizarse para todas las tensiones y para todas las potencias de ruptura, tanto para disyuntores de montaje exterior como montaje interior. Por otro lado, presenta muchas menos probabilidades de peligro de incendio que los disyuntores que utilizan el aceite como medio de extinción del arco.

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Fig.2.17 : Vistas esquemáticas del funcionamiento de un interruptor neumático de chorro libre para AT. , AEG. a) Principio de funcionamiento. b) os en estado de conexión c) os durante la extinción del arco d) os en estado de desconexión.

Entre los inconvenientes de este tipo de interruptores, pueden enumerarse: 1º) La necesidad de una instalación de aire comprimido, con los correspondientes compresores. depósitos y tuberías. lo cual en los casos de instalaciones con pequeña potencia, implica unos importantes gastos de primera instalación. 2º) Los inconvenientes inherentes al propio aire comprimido, es decir, el mantenimiento que llevan consigo los compresores, las canalizaciones y, especialmente las válvulas, así como la necesidad de disponer, en cada momento, de aire suficientemente seco y limpio.

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Fig.2.18: Conjunto general de un interruptor neumático . ISODEL, PKL

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia b)

Aparatos de autocompresión provistos de pistones Figura 2.19. En la operación de desconexión, la distensión de muelles desplaza rápidamente los pistones, que, mediante ese movimiento, comprimen aire en las cámaras de extinción del aparato. Este tipo de aparatos se emplea tanto en media como en alta tensión,

A .- aislador bomba de araldite B .- pistón aislante de araldite C .- boquilla de ruptura D .- cuchilla auxiliar de ruptura E .- cuchilla principal

Fig. 2.19 : Ruptura con soplado autoneumático, corte esquemático de un interruptor Stoparc de LESA de MT.

2.3.6 Extinción del arco eléctrico en aceite Para acelerar la extinción del arco eléctrico, se parte de la idea de sumergirlo en un líquido aislante. Por regia general, los aparatos de desconexión por inmersión en aceite constan de los siguientes elementos: (Figura 2.20): -

-

Una cubeta de aceite. Bornes de entrada y salida de la corriente fijados a la tapa de la cubeta. Los bornes están constituidos por elementos de porcelana o por tubos aislantes por cuyo interior pasan las barras conductoras. os fijos, colocados en el extremo inferior de las barras conductoras. os móviles, acoplados a un sistema biela-manivela o a un pistón capaz de unirlos los os fijos.

Obsérvese en primer lugar que, en dicha disposición, la apertura del circuito eléctrico crea dos arcos dispuestos en serie, lo que favorece una mejor extinción. Estos aparatos constan de una cubeta por fase (Figura 2.22) o, por el contrario, un solo recipiente -con o sin planchas de separación- que contiene todas las fases Figura 2.20. Al separarse los os móviles de los fijos, se ceba un arco eléctrico. Parte del aceite se volatiliza, mientras otra parte se descompone, formando principalmente hidrógeno, metano y etileno. La formación de estos gases provoca una importante turbulencia del aceite que barre el medio de formación del arco, con lo que cierta cantidad de aceite todavía intacta se establece en el medio inter-electrodos; los gases se elevan a la superficie del aceite, donde su desplazamiento se ve amortiguado por la presencia del aire existente debajo de la tapadera. Dicho volumen de aire es, pues, necesario, pero, al existir el riesgo de que forme una mezcla explosiva con los gases, su valor debe mantenerse idéntico al que haya sido previsto por el fabricante.

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia Los gases y productos de descomposición del aceite contienen una elevada proporción de carbono, lo que da lugar a depósitos de hollín que podrían afectar el aislamiento del aparato. Por todo ello, los aparatos de extinción en aceite deberán ser sometidos a frecuentes controles: Control del nivel de aceite de la cubeta (evitando la proporción de mezcla detonante). Medida de la rigidez dieléctrica del aceite, la cual se debilita al ponerse en o con productos en descomposición. Estos aparatos se emplean en tensiones media y alta, pudiendo ser clasificados en dos grandes grupos: - Aparatos con volumen de aceite reducido, en los que lo más frecuente es que el soplado del arco se lleve a cabo mediante un chorro de aceite. - Aparatos con gran volumen de aceite, en los que la formación de los gases de descomposición del aceite, realizada frecuentemente en un recipiente o cámara de extinción, permite el soplado del arco. -

Fig. 2.20: Interruptores de gran volumen de aceite

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Esta técnica de corte ha sido muy empleada en todos los ámbitos, tanto de transporte como de distribución, de la energía eléctrica. Progresivamente se ha sustituido por las técnicas de corte en el vacío y en el SF6, técnicas que no presentan los inconvenientes indicados en los párrafos anteriores.

Fig. 2.21: Operaciones de Mantenimiento en Interruptores de gran volumen de aceite.

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Fig. 2.22 : Interruptor de pequeño volumen de aceite AT. a) Posición conectado b) Posición en curso de desconexión c) Sección longitudinal

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2.3.7 Extinción del arco en hexafluoruro de azufre El SF6 bien se merece que le prestemos una atención especial, ya que en los últimos treinta años se ha convertido, sin lugar a dudas, en el 'gas de los fabricantes de aparamenta". Este hecho es el resultado de la conjunción, nada normal, de un conjunto de cualidades ejercidas simultáneamente en los dominios dieléctricos y de apagado de arco, cualidades estas que se apoyan en las propiedades físicas de este gas de las que trataremos de poner en evidencia los aspectos fundamentales. La molécula de SF6 El hexafluoruro de azufre se presenta, a la temperatura ordinaria, como un gas incoloro e inodoro, que posee una densidad relativa elevada debido a su masa molecular importante (146 contra 28 y 32 del nitrógeno y oxigeno). El SF6 dieléctrico Es esta la primera cualidad, desde el punto de vista de un fabricante de aparamenta. En igualdad de presión, el SF6, se manifiesta superior a la mayor parte de los mejores medios conocidos. Debe esta ventaja a la gran dimensión de su molécula y a los múltiples mecanismos de colisiones inelásticas que le permiten frenar eficazmente los pocos electrones libres todavía presentes, que el campo eléctrico tiende a acelerar y que constituyen el 'alimento' de la descarga. Digamos sólo, para abreviar, que las excelentes propiedades del SF6 no son inigualables y que existen otros gases fluorados como ciertos Freones que pueden comparársele sí no son. superiores. Pero el SF6 se reafirma como dominante en el campo de la ruptura. Fig. 2.23 : La molécula de SF6 La molécula, perfectamente simétrica formada por un átomo de azufre cuyos 6 enlaces libres están utilizados por 6 átomos de fluor para completar su cubierta electrónica periférica, dispuestos de forma que ocupen los vértices de un octoedro regular. Esta estructura, en la que todos los enlaces químicos están saturados se presenta como químicamente estable con una energía de formación elevada (262 kcal/mol).

La Importancia de las propiedades térmicas del SF6 Para convencemos, consideremos un arco desarrollado en un tubo, lleno de un gas recorrido por una corriente de intensidad constante. Por una lógica intuitiva se constata que la temperatura de este arco es máxima en la zona próxima al eje del tubo y su valor decrece cuando nos alejamos, acercándonos a la periferia (fig. 2.24 ).

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Fig. 2.25 : Cuando la intensidad aumenta, en la mayoría de los gases, se forma un núcleo central, separado de la cubierta o vaina que le envuelve exteriormente por una especie de barrera de temperatura.

Fig. 2.24 : Curva de distribución de la temperatura de un arco contenido en un tubo cilíndrico.

La formación del escalón de temperatura y del núcleo central. Al aumentar la intensidad se observa, en la mayoría de los gases, la aparición de una especie de escalón térmico y la formación, en el centro del tubo, de una zona cilíndrica en la que la temperatura se eleva rápidamente, a la que llamamos núcleo del arco, en cuyo alrededor aparece una zona más fría denominada vaina (Figura. 2.25 ). Cuando aumenta la intensidad, aumenta la temperatura del núcleo pero la del escalón permanece prácticamente constante. Para justificar esta ley de distribución de temperaturas, hemos de considerar: - por una parte la ionización que se produce en el gas conductor - por otra parte, la conductividad térmica del gas que participa activamente en la evacuación de la energía producida en el arco. En lo referente a la ionización, podemos decir que la densidad de electrones libres crece de forma casi exponencial en función de la temperatura de forma que la densidad de corriente es mucho mayor en las zonas más cálidas del núcleo, próximas al eje, en las que la temperatura se adapta automáticamente al valor de la intensidad a transmitir. Luego, la energía por efecto Joule se genera principalmente en el centro del arco. Si consideramos la fracción, de la energía térmica que se disipa por conducción térmica a través del gas, podemos itir que constituye un flujo sensiblemente constante desde el eje del tubo hasta la pared del mismo. Las variaciones de la conductividad térmica En las condiciones expresadas, a una determinada distancia del eje, cuanto mayor sea la conductividad térmica λ tanto menor será el gradiente de temperatura y recíprocamente. En el caso de la formación de un escalón y un núcleo, se comprueba que λ toma valores altos en la zona del escalón como aparece claramente explicable por las curvas de conductividad térmica del SF6 y del nitrógeno, gases ambos que presentan este fenómeno, si bien a temperaturas diferentes (Figura 2.26 ).

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Fig, 2.26 : Conductividad térmica del SF6 y del nitrógeno.

La disociación de la molécula La existencia de esta punta de conductividad va ligada a un cambio de estado del gas en el que las moléculas se disocian en átomos a partir de una cierta temperatura. Esta disociación exige la aportación de una cantidad de energía bien definida al igual que ocurre con los fenómenos de fusión o vaporización; es la energía de disociación. Inversamente, en las zonas a menor temperatura, los átomos se recombinan para formar una molécula cediendo una misma cantidad de energía denominada de formación al medio que los envuelve. La hiporconductividad térmica unida a la disociación Con todo lo visto hasta ahora podemos itir que las partículas que circulan a través del escalón transportan cantidades importantes de energía, dando al gas una especie de hiperconductividad térmica, precisamente en la curva de la temperatura de disociación y como consecuencia un alto poder de disipación de energía. Podemos ver, luego, que el valor de la temperatura de disociación juega un papel importantísimo con relación a la pérdida de conductividad eléctrica del arco en las proximidades del cero de corriente. La desaparición del núcleo después del enfriamiento En efecto, cuando la corriente disminuye, la temperatura máxima disminuye también, si bien con un cierto retraso, debido a la inercia térmica del gas contenido en el núcleo, retardo que experimenta también la constante de tiempo térmica del arco ... Pero esta inercia térmica es pequeña debida al reducido volumen del gas afectado. En cambio, cuando el núcleo ha desaparecido completamente, la temperatura continua descendiendo pero en forma mucho más lenta ya que el volumen de gas considerado es mucho mayor. Importancia de la temperatura del escalón Si la temperatura del escalón es elevada (caso de la mayoría de gases díatómicos: N2, 02, H2 el gas estará aún ionizado fuertemente y la conductancia, después de haberse reducido fuertemente durante la desaparición del núcleo, continuará decreciendo con demasiada lentitud para conferir al aparato más propiedades de interrupción excepcionales.

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia Si la temperatura del escalón es suficientemente baja para que el gas sea prácticamente aislante, en la pérdida de conductancia del gas hemos de considerar solamente la pequeña inercia del núcleo. La constante de tiempo, en este caso, podrá ser baja hasta la desaparición de esta conductancia que se presenta muy favorable para el mecanismo de la interrupción. Este es precisamente el caso del SF6 en el que la temperatura de disociación se sitúa alrededor de los 2100ºK, para la que el gas es prácticamente aislante (Figura 2.27 ). Resumiendo, el escalón hiperconductor que se forma a la temperatura de disociación de la molécula funciona como un enfriador o un extractor de las calorías del arco, justamente en la zona de su eje, permitiendo así su enfriamiento ultra-rápido a partir del Instante en que la reducción de la corriente representa una disminución en la producción de energía en su interior

Fig. 2.27 :Comparación del nitrógeno y SF6. Cuando el núcleo central desaparece, en el proceso de reducción de la corriente, la cubierta, muy fría en el caso del SF6 no conduce la corriente cuando es todavía muy conductora en el caso del nitrógeno.

La Importancia de la formación de los lones negativos Todas estas ventajas descritas, de orden térmico, se completan con otra propiedad, muy importante, ligada al carácter muy electronegativo del fluor. La descomposición del SF6 Hemos visto que la molécula de SF6, cuando la temperatura aumenta, se disocia en átomos de azufre y fluor, como se indica claramente en la figura 2.28 . En ella, las ordenadas representan el número de partículas por cm3, expresadas en escala logarítmica, suponiendo la presión constante. Si aumentamos la temperatura, los átomos de azufre se van ionizando, como muestra la curva de iones S+. Pero observamos que la mayor parte de los electrones liberados son capturados por los átomos de fluor para formar iones negativos F-, pesados y por tanto con poca movilidad lo que hace que participen muy poco en la conductancia del plasma (Las curvas S+ y F - en su inicio se confunden, lo que significa que todos los electrones liberados por los átomos de azufre, son capturados por los átomos de fluor). Los electrones libres que son los que verdaderamente se responsabilizan de la conductancia, no crecen en número sino a partir de los 4.000ºK. La captura de los electrones libres por los átomos de fluor Cuando desciende la temperatura se produce un fenómeno inverso, se puede observar que al decrecer la intensidad, el número de electrones libres y con ellos la conductancia, comienzan a decrecer, primero lentamente ya que por debajo de 6.000ºK, los electrones, cada vez más numerosos, son capturados por los átomos de fluor para formar los iones negativos F-, 185 veces menos rápidos. El fenómeno que se produce equivale a que por cada electrón capturado la corriente correspondiente se divida bruscamente por 185.

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia Así, entre los 6.000º y 3.000ºK, temperaturas entre las que prácticamente todos los electrones liberados son capturados (ver que las curvas S+ y F- coinciden), la conductancia sufre una reducción vertiginosa sin ninguna coincidencia con otros gases que no posean las propiedades electronegativas del fluor. Resumiendo: en el SF6 antes que el núcleo central, en su proceso de enfriamiento, alcance temperaturas bajas, su conductancia es ya prácticamente nula, gracias a la captura de los electrones libres por los átomos de fluor, que se transforman, por debajo de los 6000ºK en verdaderos cazadores de electrones. Esta ventaja, unida a la existencia de la barrera hiperconductora y a las notables propiedades dieléctricas del SF6, confieren a este gas un conjunto de cualidades que no se encuentran reunidas en ningún otro medio actualmente conocido. Las numerosas investigaciones que se realizan hacen pensar que es poco probable descubrir medios que sean superiores o solamente comparables. La utilización del SF6 en la aparamenta En la práctica el arco no está forzosamente contenido en un tubo cilíndrico, utilizado para la comodidad de las experiencias y su razonamiento para fijar los límites de su entorno. De todas formas, los fenómenos no sufrirán alteraciones notables si modificamos los límites o producimos un Fig.2.28 : Curvas de descomposición del SF6 en desplazamiento relativo entre el arco y el función de la temperatura. medio que le envuelve para favorecer la convección térmica. Todos los medios de desionización conocidos y utilizados enérgicamente por los otros sistemas de extinción son evidentemente aplicables, con provecho, en los aparatos de SFG. Pero las cualidades excepcionales de este gas hacen que estos medios puedan utilizarse en formas mucho más fáciles de realizar y en volúmenes más reducidos con resultados finales, casi siempre superiores. La autocompresión Como ejemplo: con una presión de 3 bares, provocando el soplado de un arco, con la ayuda de un pistón desplazándose por el interior de un cilindro se obtienen resultados superiores a la acción de aire comprimido a 25 bares con salida al aire libre a través de grandes toberas. El arco rotativo Simplemente, haciendo girar el arco en el seno de SF6 con la ayuda de un campo magnético se pueden obtener resultados sorprendentes que abren perspectivas sin límites, principalmente en el campo de las medias tensiones. Una amplia gama de aparatos comprendiendo los ores para el mando de motores de alta tensión o interruptores automáticos para las más diversas aplicaciones, están ya disponibles hoy en día en el mercado. Los Interruptores "funcionales" de dimensiones reducidas El equivalente a una bomba de bicicleta situada dentro del SF6 a la presión atmosférica es suficiente para realizar un interruptor de 24 kV para un centro de distribución pública y el

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia inconveniente de contener el gas en recipientes estancos se compensa sobradamente ante todas las ventajas que el sistema reporta.

Fig. 2.29 : Vista abierta de un polo de interruptor automático de media tensión en SF6 tipo FB de Merlín Gerin en posición cerrado, abierto y os de corte.. Interruptor en SF6 enchufable, tipo Fluarc de Merlín Gerin

Fig. 2.30: Interruptores automáticos de alta tensión tipo Fluarc FA 420 kV de Merlín Gerin

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia Los centros blindados de alta tensión Gracias a sus excepcionales propiedades dieléctricas, el SF6 permite, mejor que ningún otro medio, asegurar, al mismo tiempo que la función interrupción, el aislamiento de todos los elementos que componen un centro de alta tensión de los denominados 'compactos' o 'blindados', de dimensiones muy reducidas y totalmente protegidos del entorno y la intemperie (Figura 2.31 ).

Fig. 2.31

: Estación blindada de 220 kV, tipo Hexabloc, Merlín Gerin.

Perspectivas En el momento actual, la ruptura en SF6 cubre la totalidad del dominio de la alta tensión. El número de constructores y utilizadores que adopta esta técnica crece sin cesar y sin riesgo de error podemos prever que el desarrollo, en todos los dominios seguirá creciendo rápidamente. Si bien, en la muy alta tensión y alta tensión el interés por esta técnica es mas evidente, hay que señalar la introducción cada vez mayor en ores de 6 kV de arco giratorio donde el volumen ocupado es sumamente reducido, mas que los ores al vacío, técnica que ha hecho su aparición en los últimos años. Ruptura por autosoplado (autoextinción) en SF6 En los interruptores automáticos de autosoplado en SF6, durante toda la vida útil -20 ó 30años- es la misma masa del gas SF6, contenido en un recinto cerrado estanco y sellado al vacío, la que participa en la ruptura y en el aislamiento. Durante el período de arco, éste es enfriado por la convección del SF6, gracias al intercambio térmico entre el gas «calentado» por el arco y el gas frío. Más exactamente, el gas frío es impulsado perpendicularmente a la columna del arco para reforzar la mezcla de gas caliente y gas frío (fenómeno de turbulencia). Fig.2.32 : Entalpía del SF6 en función de la temperatura.

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia Comparativamente, la energía calorífica intercambiada por conducción radial es muy poca. Cabría esperar un intercambio calorífico por radiación debido a la alta temperatura del arco. De hecho estos intercambios son ínfimos porque la radiación la producen únicamente las capas periféricas del arco. Los cambios de temperatura durante el período del arco tienen lugar, sobre todo, por convección. La energía suministrada por el sistema, durante un tiempo dt a una masa de gas dm, es: dW = V.I.dt = h.dm, siendo: V = tensión del arco, h = entalpía por unidad de masa; o bien: V.I.dt = h.ρ. s.dx siendo: ρ = densidad, s = sección del arco durante el corte, Fig. 2.33 : Efecto tapón. dx = camino recorrido por la masa dm durante el tiempo dt. De donde V.I = h.ρ.s.u, Siendo: u la velocidad del gas. La energía transmitida depende directamente de esta velocidad, pero las leyes de evacuación de gases nos enseñan que el gasto de masa no puede aumentar indefinidamente al aumentar la velocidad. El desarrollo técnico actual hace que sea interesante mantenerse en las proximidades de la velocidad del sonido. Esta velocidad se puede alcanzar con una geometría adecuada y con una cierta energía desarrollada en la ruptura. Tecnológicamente los os tubulares huecos facilitan el escape rápido del gas caliente, lo que conlleva la inestabilidad de la raíz del arco, evitando el desgaste de los os del mismo. Es digna de destacar la eficacia de la técnica de soplado: sólo se necesita inyectar una pequeña cantidad de gas entre los os; por ejemplo, en los interruptores automáticos Fluarc FB y FG, la cantidad de gas comprimido inyectado en el cuello del tubo es de cinco gramos durante la apertura. Para limitar la temperatura del arco, que puede alcanzar 10 000 ó 15 000 ºC, al aproximarse la corriente a cero, es necesario haber evacuado la energía calorífica producida (que alcanza

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Fig. 2.34 : Variación de la sección del arco, de la carrera de los os y del gasto de masa de SF6 para un corte: - - - - - - - - - al 10 % del poder de corte, ---------------- al 100 % del poder de corte: efecto tapón.

Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia aproximadamente 30 000 Julios en la interrupción de una corriente de 25 kA). La curva de entalpía del gas muestra que un gramo de SF6 es suficiente para transportar esta energía (figura 2.32). Durante el período del arco, el espacio ocupado por éste en el cuello del tubo depende del valor de la corriente instantánea. La sección del arco, como es proporcional al valor de la corriente, está sujeta a la misma variación senoidal. Con valores elevados de corriente, el arco puede ocupar todo el espacio, impidiendo así el flujo de gas frío: es el denominado efecto «tapón» (figura 2.33). El gasto total de masa en la base del tubo es, pues, débil cuando los valores de la corriente son elevados, pero se eleva rápidamente en cuanto la corriente cesa, justo antes del cero de corriente. Esto es más importante cuando se corta una corriente débil (figura 2.34). El efecto «tapón» es beneficioso por dos razones: - cuando un interruptor automático se abre con una corriente elevada, conserva una cantidad de gas en reserva más importante que cuando interrumpe corrientes más débiles. No actúa pues «ciego» en las proximidades del cero de corriente. En consecuencia: a. con una gran corriente, el gas participa muy eficazmente en el enfriamiento y desionización del arco, b. y con corrientes débiles, el pequeño gasto de masa evita el corte brusco («arrancamiento»), -

la interrupción de una corriente fuerte implica un freno en el movimiento de la apertura. Este frenado limita la distancia entre los os, o sea la longitud del arco, y con ello la energía en él disipada. A título indicativo, en los aparatos de MT (12, 24 ó 36 kV) la longitud del arco es del orden de los 15 mm.

El arco giratorio Esta técnica se utiliza en particular en los aparatos de gran cadencia de maniobra, por ejemplo en los ores y en algunos interruptores automáticos. Principio Un conductor recorrido por una corriente y colocado en un campo magnético queda sometido a una fuerza que tiende a desplazarlo: es la ley de Laplace (campo-fuerza-corriente). Y es esta misma ley la que, aplicada a un arco eléctrico conductor, permite obtener el arco circular. Aplicación Después de separarse los os principales, la corriente a cortar pasa a través de un solenoide hasta un electrodo circular. Entre dos anillos aparece un arco, perpendicular al campo magnético β producido por el solenoide. Siendo el arco conductor, queda sometido a una fuerza F y, en consecuencia, acelerado en sentido circular (Figura 2.35). La técnica del arco circular presenta varias ventajas: - al rodearlo de SF6, el enfriamiento del arco es muy eficaz, - gracias al movimiento de las raíces del arco, se evitan los puntos calientes que producen vapores metálicos y el desgaste puntual; - esta rotación del arco dura hasta el cero de corriente. Se ha medido la velocidad de rotación del arco. Varía con la intensidad de la corriente a cortar, y, en el gas, puede alcanzar la velocidad del sonido para las grandes corrientes de cortocircuito. Durante la ruptura de las corrientes de cortocircuito, la fuerza en las proximidades del cero de corriente es suficientemente elevada para mantener el arco en rotación. En efecto, la fuerza es igual al producto vectorial del campo y de la corriente, dos parámetros que no están en fase, pero cuyo producto mantiene un valor significativo en las proximidades del cero de corriente (Figura 2.36). Durante la ruptura de bajas corrientes, la velocidad es muy reducida justo antes del paso por cero de la corriente. Entonces el enfriamiento por convección es menor y la desionización sólo se debe a las cualidades intrínsecas del gas SF6. Este reducido enfriamiento y esta desionización hacen que la ruptura se efectúe suavemente y sin sobretensiones de maniobra.

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Fig. 2.35 : Velocidad de rotación del arco debida al campo magnético

Fig.2.36 : Ejemplo de un o de arco giratorio (or tipo Rollarc de Merlín Gerin)

2.3.8 La ruptura en el vacío Con el vacío abordamos una técnica original en la que las propiedades de interrupción han sido analizadas y puestas de manifiesto ya en 1.920; pero han sido necesarios 30 años para que en 1.950 los primeros interruptores automáticos fueran puestos en el mercado y si en el año 1.960 un gran constructor americano proclamó con vigor que esta técnica debía conocer un rápido desarrollo en breve tiempo, hay que reconocer que esta predicción se realizaría con un gran retraso. Hay que tener en cuenta que el principio de funcionamiento de un interruptor al vacío es extremadamente diferente al de los otros aparatos y además es rico en contradicciones y dificultades técnicas de todos los géneros. El vacío dieléctrico En primer lugar la remarcable rigidez dieléctrica del vacío no es debida, como en otros medios, a las múltiples causas de amortiguación de los choques inelásticos de los electrones con las

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia moléculas del gas, el caso es que no se producen dichos choques. En un vacío perfecto no hay posibilidad de desencadenar el mecanismo de avalancha electrónica por ionización en cascada que conlleva la perforación dieléctrica. En la práctica, los vacíos reales son imperfectos y sobretodo la presencia de los electrodos suavizan esta visión ideal del fenómeno; pero de todas formas los comportamientos son espectaculares ya que un espacio entre electrones de un centímetro, en un vacío del orden de 10-6 milímetros de mercurio, es capaz de resistir una tensión de cresta del orden de los 200 kV. Por otra parte, a diferencia de los otros medios, la rigidez dieléctrica del vacío aumenta poco con la distancia de aislamiento, lo que limita la tensión aplicable a cada intervalo de ruptura, independientemente de los problemas que entraña la inevitable producción de rayos X cuando elevamos la tensión El arco en el vacío Siguiendo el proceso de la ruptura, todos los mecanismos que aparecen en ella, son singulares. La formación de vapores metálicos El cebado de un arco de fuerte intensidad en el vacío lleva consigo una inevitable vaporización de los electrodos que desarrolla rápidamente entre los os una presión dinámica que puede alcanzar valores comparables a los atmosféricos. En su inicio, este arco se parece un poco a los de los otros aparatos por una columna conductora fuertemente concentrada y una mancha catódica única e incandescente cuya superficie, a la temperatura de ebullición, es un emisor de abundantes vapores metálicos. Cuando la corriente decrece, la presión de vapor se reduce rápidamente debido a la difusión de estos vapores hacia las regiones alejadas del arco desde donde son atraídos, constantemente, por la condensación sobre las rejas metálicas dispuestas para este fin (Figura 2.38 (7)). El régimen de arco difuso Por debajo de una cierta intensidad se comprueba un cambio en el comportamiento del arco que se modifica bruscamente pasando a un régimen de descarga difusa. La mancha catódica se divide en múltiples pequeñas manchas que se desplazan a gran velocidad por la superficie del o, repeliéndose mutuamente. Estas manchas se caracterizan sobre todo por la alta densidad de corriente que toma valores de millones de amperios por centímetro cuadrado: de este fenómeno se deduce la formación de verdaderos surtidores de electrones con formación de grandes cantidades de vapores metálicos (Figura 2.37). El fenómeno es exactamente igual, entonces, que en un diodo de vacío: cuando la corriente se anula los electrones cesan de atravesar el espacio interelectrodos y la resistencia de este espacio, por efecto de la tensión inversa, adquiere rápidamente un valor infinito, el ánodo, frío es incapaz de emitir a su alrededor, electrones.

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Fig. 2.37 : Arco concentrado (a) y arco difuso (b).

La Importancia de los os En cuanto a la rigidez dieléctrica, se regenera tanto más rápidamente cuanto menor es la presión residual del vapor metálico, es decir, en función del establecimiento del régimen difuso. Para la obtención de elevadas prestaciones todo el problema consiste en pasar lo más rápidamente posible del régimen de arco concentrado a arco difuso. El valor de la corriente al que se produce el cambio de régimen depende esencialmente de la forma y la naturaleza de los os y posee unos límites de difícil trasgresión (Figura. 2.38 ).

1. 2. 3. 4. 5. 6. 7.

Envolvente aislante o fijo o móvil Vástago o móvil Guía aislante Membrana metálica Pantalla metálica

Fig. 2.38 :Secciones esquemáticas de cartuchos de vacío. o de un interruptor de vacío. Las ranuras en espiral tienen por objeto provocar la rotación de las raíces del arco por los efectos de esfuerzos electrodinámicos.

La Inestabilidad del arco El arco difuso es inestable; cada mancha catódica exige una intensidad mínima para emitir su chorro de electrones. Por debajo de esta intensidad mínima, la corriente se corta bruscamente lo que explica la tendencia característica de este tipo de aparatos en provocar sobretensíones de maniobra por cortes de corriente antes del paso por coro natural.

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia Como la corriente cortada súbitamente es tanto más elevada cuanto mayor es la corriente maniobrada por el aparato, aparece una incompatibilidad considerable entre las altas prestaciones de corte y la reducción de las sobretensiones de maniobra. La solución a este dilema es difícil ya que, a diferencia de las otras técnicas el número de parámetros sobre los que se puede actuar es sumamente reducido con lo que el constructor está realmente desarmado; no es posible variar la presión del medio, el diámetro de las toberas o alargar el arco; por otra parte, cada detalle conlleva una serie de problemas tecnológicos totalmente nuevos y poco experimentados. Las distintas tecnologías de corte en vacío Todos los constructores se encuentran frente a las mismas exigencias: - reducir el fenómeno de arranque de corriente para limitar las sobretensiones, - evitar la erosión precoz de los os para obtener una durabilidad mecánica elevada, - retrasar la aparición del régimen de arco concentrado para aumentar el PdC, - limitar la producción de vapores metálicos para evitar los disparos indeseados, - conservar el vacío, indispensable para mantener las características de corte durante la vida del aparato. Sus soluciones se orientan principalmente en dos direcciones: el control del arco por un campo magnético y la composición de los materiales de los os. • Elección del campo magnético Se emplean dos tipos de campos magnéticos: radial y axial. -

La tecnología del campo magnético radial (figura 2.39)

Fig. 2.39 : os que crean un campo magnético radial. El arco obedece las leyes del electromagnetismo, se desplaza desde el centro hasta el extremo de los «pétalos» y después gira en la periferia de los electrodos.

El campo está creado por la corriente que circula entre los electrodos previstos a este efecto. En caso del arco concentrado los puntos de arranque del arco se desplazan con un movimiento circular, el calor se reparte uniformemente lo que limita su erosión y la densidad de los vapores metálicos. Cuando el arco es difuso, los puntos de arranque se desplazan libremente sobre la superficie del cátodo como si fuera un disco sólido. Las formas de los electrodos bastante complejas que esta tecnología exige, hacen más difícil la rigidez dieléctrica entre electrodos. -

La tecnología del campo magnético axial (figura 2.40)

La aplicación de un campo magnético axial imprime a los electrones y a los iones una trayectoria helicoidal siguiendo las líneas del campo magnético. Esto estabiliza el arco difuso y dificulta la aparición del régimen concentrado. La aparición de marcas anódicas se evita y la erosión queda limitada, lo que permite alcanzar potencias de corte elevadas. Este campo magnético puede generarse por unas espiras internas o externas a la cámara de vacío, recorridas permanentemente por la corriente. Las espiras internas deben protegerse del arco.

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia Las externas, no tienen el riesgo del arco, pero en contra sus dimensiones son mayores, aumentando las pérdidas térmicas e imponen limites debidos al riesgo de calentamiento. La tabla de la figura 2.41 presenta una comparación entre estas dos tecnologías.

Fig. 2.40 : os que crean un campo magnético axial.

Fig.2.41 : Tabla comparativa de los puntos fuertes y puntos débiles de cada tecnología.

Perspectivas Todas las consideraciones anteriores explican, por si solas, la lentitud del desarrollo de los aparatos de vacío. De salida, con aparatos para prestaciones modestas, no se presentaron dificultades en obtener resultados totalmente satisfactorios. Se explica por el inicio con aplicaciones específicas en el dominio de ores e interruptores automáticos de media tensión. Es como consecuencia de lo anterior que recientemente los cartuchos de vacío han hecho su aparición en el mercado de los interruptores automáticos con prestaciones que permiten cubrir el conjunto de aplicaciones en la gama de la media tensión (Figura 2.42). Los fenómenos de sobretensiones de maniobra están más o menos dominados según las tecnologías desarrolladas y en este caso de recomienda, normalmente, la instalación complementada de cartuchos descargadores para amortiguar los fenómenos de sobretensiones.

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia Los cartuchos de vacío presentan como característica general la ventaja de un volumen reducido y una buena característica de vida así como la seducción de no precisar casi mantenimiento y por ser al vacío, totalmente ininflamables. Pero no debemos olvidar que el cartucho de vacío constituye sólo una parte, la más importante, del aparato. La fiabilidad total del conjunto dependerá también del mecanismo de maniobra que deberá hacer frente a los esfuerzos elevados necesarios a las intensidades nominales y resolver el problema del riesgo de soldadura de os que constituye una de las dificultades características de esta técnica. Un desarrollo creciente de los aparatos de vacío puede preverse, en el dominio de las medias tensiones pero sin precisar la rapidez que pueda conocer esta tecnología.

Fig. 2.42: Cámara de corte en vacío

2.3.9 Ruptura estática No podríamos considerar completado el análisis de las técnicas de corte si olvidáramos la utilización de los semiconductores que constituyen actualmente la única alternativa a oponer al fenómeno del arco eléctrico. Más aún que la ausencia del arco, porque su comportamiento se acerca al máximo al interruptor ideal por la ausencia de manifestaciones externas. Su resistencia pasa de un valor muy bajo a un valor considerable de forma totalmente automática

Fig. 2.43 : Funcionamiento esquemático de un interruptor sincronizado con diodos. La utilización de un o A, correctamente sincronizado, reduce la corriente de los diodos a una pequeña onda triangular (rayada en la figura), limitando así considerablemente la solicitación térmica. El o B debe abrirse antes que la tensión de restablecimiento se invierta nuevamente.

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia por el sólo hecho del paso de la corriente por su cero natural, como se intenta con el arco eléctrico, pero esta vez el fenómeno se desarrolla a la temperatura ambiente. Lamentablemente, los semiconductores, por naturaleza, poseen una inercia térmica extremadamente débil lo que origina su incapacidad de soportar sobrecargas, incluso para tiempos muy cortos. Si bien se encuentran en la mejor posición, desde el punto de vista de nivel de energía de ruptura con el papel del aparato ideal son, por el momento, incapaces de hacer frente a la modesta energía que se desprende en la ruptura y no son económicamente utilizables en los dominios del arco eléctrico. De esperar que el desarrollo de los dispositivos de sincronización suficientemente rápidos y precisos permitirá reducir las solicitaciones térmicas excesivas a las que ahora se ven sometidos, (Figura 2.43 ). Teniendo en cuenta las ventajas importantísimas (1) que puede soportar esta nueva tecnología en el campo del corte de corrientes, hemos de prever, sin riesgo de equivocarnos, que habrá que contar con esta técnica en el futuro. (1) Las ventajas de los semiconductores, en la ruptura, son, entre otras: obtención de rupturas ideales, sin sobretensión de maniobra; ausencia total de desgaste y manutención; - la posibilidad de predeterminar las prestaciones del aparato.

2.4 Conclusión ¿Qué elección puede hacer hoy en día el utílizador teniendo en cuenta las diversidades técnicas que el mercado de la aparamenta de ruptura pone a su disposición? El problema de la elección consiste, desde nuestro punto de vista, seleccionar para cada aplicación la técnica o las técnicas que aporten simultáneamente: - la mejor seguridad de empleo para personal y material; - las menores solicitaciones de mantenimiento y explotación; - el perfecto dominio de las sobretensiones de maniobra a niveles no peligrosos para el material; - la total capacidad para responder a las exigencias del avance técnico y la reducción de volúmenes en condiciones de optimización. La tabla de la Figura 2.44 resume una síntesis de las características de cada técnica de ruptura con su encuadre en cada dominio de empleo y el grado de adecuación al dominio. Una 'señal de tendencia' indica nuestra predicción de futuro en función de su capacidad para atender a las exigencias del mercado venidero. La tabla pone en evidencia: -

-

el mantenimiento de la posición de monopolio de la ruptura en el aire dentro del dominio de la baja tensión, así como un mantenimiento de esta técnica en la gama inmediata de la media tensión; la debilitación previsible y ya comprobada de las dos técnicas que han dominado el mercado durante muchos años: el aire comprimido y el aceite; el desarrollo reciente, después de unos años de incertidumbre, de la ruptura en el vacío, sin atrevemos a aventurar el desarrollo futuro de esta técnica; el desarrollo de la ruptura asistida por semiconductores en la que el futuro, todavía incierto, es realmente prometedor; por encima de todas, el desarrollo acelerado de la ruptura en hexafluoruro de azufre, que actualmente, en el dominio de la alta tensión se ha convertido en el 'gas de los fabricantes de aparamenta".

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Fig. 2.44 : Las grandes técnicas de ruptura. La “flecha de tendencia” indican, para cada técnica, la previsión, a medio plazo de la evolución y posición relativa a las otras técnicas y posición en cada dominio.

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3. Funciones y aplicaciones de la aparamenta de maniobra 3.1 Generalidades Las funciones que ofrece la aparamenta de corte y sus requisitos principales se indican en la Figura 3.1 y Figura 3.4

Fig. 3.1 : Funciones de la aparamenta de maniobra.

• Seccionador El seccionador no dispone de poder de corte ni cierre, solamente puede cortar y cerrar aproximadamente 1A, hasta la tensión de 30 KV, es decir, un poder de corte de hasta 50 KVA. Poder de corte = 0 Poder de cierre = 0 • Seccionador de Puesta a Tierra Como sistema de protección de los trabajadores y debido a la posible presencia de tensión por retorno u otro tipo de fallo de la instalación al cerrar un seccionador de puesta a tierra, éste deberá tener poder de cierre, ya que al cerrar provoca un cortocircuito entre fases y a tierra. Poder de Corte = 0 Poder de Cierre: Îs = 2,5 Icc Ejemplo: Icc = 15 KA Is = 37,5 KA (cresta) • Interruptor y or

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia El interruptor y el or tienen poder de corte en función de las características del circuito que alimentan. Normalmente para circuitos con un cos ϕ ≥ 0,7, pueden cortar la Intensidad nominal del aparato. Icn = In. Para cortar transformadores en vacío, condensadores, líneas y cables en vacío, el poder de corte disminuye notablemente. Transformadores en vacío Icn = 4% In Líneas y Cables en vacío Icn = 6% In En caso de cortocircuito tendrá que estar protegida la instalación con fusibles, adecuados a la máxima corriente de cortocircuito existente. El poder de cierre de estos aparatos vendrá dado por la corriente de cortocircuito, es decir, podrá cerrar con un cortocircuito en la instalación. Poder de corte cos ϕ ≥ 0,7: Icn = In Poder de corte transf. en vacío: Icn » 4% In Poder de corte líneas y cables en vacío: Icn » 6% In Poder de Cierre: Îs = 2,5 Icc Ejemplo: In = 400 A (Figura 3.2) Icc = 16 KA Poder de corte cos ϕ ≥ 0,7: Icn = 400 A Poder de corte Transformadores en vacío: Icn = 16 A Poder de corte Líneas y cables en vacío: Icn = 24 A Poder de cierre: Ic n = 40 KA (cresta). • Interruptor – Seccionador Aparato con propiedades de interrupción y seccionamiento. Dispondrá de los niveles de aislamiento, en la apertura de los os, requeridos para los seccionadores. • Interruptor Automático o Disyuntor Aparato con poder de corte y conexión frente a las máximas exigencias del cortocircuito. Poder de corte = Icc Poder de cierre = Îs = 2,5 Icc Fig. 3.2 : Poderes de corte y cierre de la aparamenta de maniobra

Ejemplo: Icc = 16 KA Poder de corte: Icn = 16 KA Poder de cierre: Icn = 2,5 x 16 KA = 40 KA (cresta)

Las técnicas de ruptura del Interruptor Automático vienen impuestas por el medio de extinción del arco eléctrico. • Interruptor Automático-Seccionador Aparato con propiedades de Interruptor Automático y Seccionador. Es en general un Interruptor Automático extraíble que, al desconectarlo de la red, dispone de los niveles de aislamiento requeridos para los seccionadores. • Fusible Aparato de protección frente a cortocircuitos, por fusión térmica del elemento interno. Si el fusible es de alta capacidad de ruptura, podrá ser limitador de la corriente de cortocircuito, disminuyendo así los efectos nocivos del cortocircuito en la instalación aguas arriba del fusible. Poder de corte Icn ≥ Icc Ejemplo: In = 40 A Icc=10 KA De una corriente de cortocircuito de 10 KA, solamente aparecerán aguas arriba del fusible 4,5 KA. 104

Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia La limitación es debida, a que el fusible funde antes de 10 milisegundos, impidiendo que la corriente de cortocircuito alcance el valor cresta .

Fig. 3.3: Intensidad asignada de los fusibles en función de la intensidad prevista de cortocircuito y del valor de cresta

Si la onda de cortocircuito es totalmente simétrica, alcanzará un valor máximo instantáneo de 14 kA (punto A Figura 3.3). En el caso de que la onda sea totalmente asimétrica, se alcanzaran un valor máximo de 25 kA (punto B Figura 3.3). Al tener el fusible una IN = 40 A, limitará esta corriente a un valor máximo instantáneo de 4,5 kA (punto C Figura 3.3).

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3.2 Definiciones:

Fig. 3.4 : Los distintos aparatos de conexión, sus funciones y sus aplicaciones.

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3.3 Aparamenta de maniobra abierta

Aparamenta de maniobra Término general aplicable a los aparatos de conexión y a su combinación con aparatos de mando, de medida, de protección y de regulación, asociados a ella, así como a los conjuntos de estos aparatos, con sus conexiones, rios, envolventes y soportes correspondientes. 3.3.1 Seccionadores Aparato mecánico de desconexión que garantiza, por razones de seguridad, en posición abierta, una distancia de aislamiento que satisface las condiciones específicas. Esta función es necesaria para cumplir con la primera de las llamadas «reglas de oro» de la seguridad, para realizar trabajos o intervenciones en las instalaciones de AT (Figura. 3.5). Un seccionador es capaz de abrir y de cerrar un circuito cuando una corriente de intensidad despreciable es interrumpida o establecida, o bien cuando no se produce un cambio notable de la tensión entre cada uno de sus polos. Es también capaz de soportar permanentemente corrientes en las condiciones normales del circuito, así como fuertes intensidades durante un tiempo especificado, en condiciones anormales tales como las de cortocircuito. La distancia de seccionamiento es, por regla general, superior a la distancia a la masa, no para asegurar una Fig. 3.5: Partes de un Seccionador autocoordinación, sino para proporcionar la máxima seguridad aguas abajo. Cuando se trata de la seguridad de las personas, la apertura del seccionador se completa con la puesta a tierra de los bornes de salida. La 4ª de las reglas para la realización de trabajos sin tensión en instalaciones MT y AT prescribe la puesta a tierra y en cortocircuito en los puntos que delimitan las llamadas zona protegida y zona de trabajo. Con esta puesta en cortocircuito se asegura la eliminación de las tensiones estáticas debidas a las capacidades de los cables aislados, condensadores, etc. Las cuchillas de puesta a tierra o seccionador de puesta a tierra deben tener poder de cierre en cortocircuito, es decir, su intensidad nominal de conexión expresada en valor de cresta, debe ser igual a 2,5 veces el valor eficaz de la intensidad isible de corta duración asignada. Fig. 3.6 : Seccionador con cuchillas de puesta a tierra Para que unas cuchillas de puesta a tierra puedan tener un determinado poder de cierre en cortocircuito, su maniobra de cierre debe realizarse a una velocidad también determinada. Para ello su eje de accionamiento debe tener un dispositivo que asegure esta velocidad de cierre. Este dispositivo acostumbra a ser un mecanismo de acumulación de energía a base de resortes, la cual se libera bruscamente de tal manera que la fuerza y la velocidad de cierre son independientes de la acción del operador. La mayoría de las normas impiden, además, el establecimiento de una línea de fuga continua entre la entrada y la salida, sin una puesta a masa intermedia. La normativa aplicable es la siguiente: • Reglamento de Alta Tensión (RAT), Instrucciones Técnicas Complementarias: Reglamento RAT 01 Reglamento RAT 06

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia • Norma UNE 20.100-90 (concordante con CEI 129) "Seccionadores y seccionadores de puesta a tierra", desde Junio de 1994 es norma de obligado cumplimiento según RAT. Aplicaciones de los seccionadores (figuras 3.7 y 3.8):

Fig. 3.7 : Cambio de barras 1 a barras 2 en la alimentación de una línea de salida, sin interrupción de servicio

Fig. 3.8 : Paso de una salida a las barras de trasferencia, sin interrupción del servicio

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Tipos constructivos Seccionadores para instalación interior y seccionadores para instalación exterior. Seccionadores unipolares y seccionadores tripolares. Por el movimiento de sus os móviles ("cuchillas"): Seccionadores de cuchillas giratorias y seccionadores de cuchillas deslizantes. Seccionadores de columna giratoria (AT) Seccionadores de pantógrafo (AT) Ejemplos:

Fig. 3.9: Seccionador tripolar para interior, de cuchillas giratorias, equipado con cuchillas de puesta a tierra en el lado de los os móviles

Fig. 3.10: Seccionador tripolar para exterior, de cuchillas giratorias

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Fig 3.11: Seccionador tripolar para interior de cuchillas deslizantes, con cuchillas de puesta a tierra de movimiento giratorio situadas en el lado de los os fijos del seccionador.

Las cuchillas de puesta a tierra están fijadas directamente a su eje de accionamiento. Las cuchillas del seccionador están acopladas a un eje común de accionamiento por medio de bielas aislantes. Hay un enclavamiento mecánico entre el eje del seccionador y el de las cuchillas de puesta a tierra, que impide que puedan estar simultáneamente en posición cerrado (conectado). De columna giratoria: Destinados fundamentalmente para tensiones de servicio a partir de 30 kV, y montaje a la intemperie. En la Figura se representa un seccionador tripolar de este tipo. Consta esencialmente, de una cuchilla fijada sobre una columna aislante central, que es giratoria; de esta forma, se obtiene una interrupción doble. Las dos columnas exteriores están montadas rígidamente sobre un soporte metálico de perfiles laminados, y soportan los os fijos. Una variantes del tipo anterior es el seccionador de columnas giratorias sin aislador central, siendo las otras dos columnas giratorias. En este caso, los brazos de o giran hacia el mismo costado.

Fig. 3.12: seccionador para exterior de columna giratoria

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Fig. 3.13: Seccionador para exterior de columnas giratorias

Fig. 3.14: Seccionador de pantógrafo

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia De pantógrafo (Figura 3.14): Los seccionadores de pantógrafo han sido creados para simplificar la concepción y la realización de las instalaciones de distribución de alta tensión a la intemperie, ya que se disminuye de forma sensible la superficie habitualmente requerida para la instalación de seccionadores. Con relación a los seccionadores clásicos de dos o tres columnas, se caracterizan por la supresión de uno de los bornes de conexión que s reemplazado por un o móvil, que se efectúa directamente sobre la línea. Mandos Los mandos para seccionadores de alta tensión son muy variados, pudiendo distinguirse: - Mando por pértiga - Mando mecánico a distancia - Mando por servomotor Los mandos por pértiga y mecánico a distancia (Figura 3.15) son los más utilizados en instalaciones de media tensión.

Fig. 3.15 : Mandos mecánicos para seccionadores por palanca e interruptores por manivela.

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia Los mandos por servomotor se emplean, sobre todo, en los seccionadores de columnas giratorias y en los seccionadores de pantógrafo en las grandes instalaciones Figura 3.17. El grupo mecánico del mando está montado sobre un bastidor totalmente independiente de la caja, que va sujeto directamente a los soportes de anclaje. Figura 3.16.

Fig. 3.16 : Transmisiones mecánicas para seccionadores de AT.

Fig. 3.17 : Mando por servomotor para seccionadores de AT.

El grupo eléctrico se monta sobre un abisagrado, dejando accesible el grupo mecánico para labores de mantenimiento, incluso con cableado exterior realizado. Puede ser accionado eléctricamente en Local, desde los pulsadores situados en el eléctrico, o Remoto. La posición Local-Remoto, se establece con un conmutador. También es accionado manualmente por medio de manivela, que se introduce en el grupo mecánico, en el interior de la caja. La manivela enclava eléctricamente el circuito de control, de forma que al introducir en su alojamiento, impide el suministro eléctrico al motor. Pueden colocarse otros enclavamientos según las necesidades de la instalación La mayoría de los aparatos de corte empleados en parques intemperie disponen de mando eléctrico y su accionamiento o control se realiza de forma local y/o a distancia indistintamente, aunque se recomienda el accionamiento a distancia. Tensión nominal de alimentación de un dispositivo de maniobra o de un circuito auxiliar La tensión nominal de alimentación de un dispositivo de maniobra. o de un circuito auxiliar, es la tensión de alimentación que determina las condiciones de maniobra y de calentamiento. así como el aislamiento del circuito. Se entiende por tensión de alimentación. la tensión medida en los bornes del circuito sobre el propio interruptor durante su funcionamiento y comprende, si es preciso, los equipos auxiliares suministrados o exigidos por el fabricante para ser instalados con el aparato, pero no comprende la caída de tensión en los conductores de conexión al circuito de alimentación. La tensión nominal de alimentación debe, preferentemente, tener una de los valores normales dados en la siguiente tabla. Corriente alterna Corriente continua V. Monofásica Trifásica V. V. 110 127/220 24 220 220/380 48 110 220

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia El dispositivo de maniobra debe ser capaz de cerrar y abrir el interruptor, para cualquier valor de la tensión de alimentación comprendida entre 80% y 110% de la tensión nominal.

Fig. 3.18: Esquema eléctrico del mando a motor de un seccionador de AT

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Funciones Abrir o cerrar un circuito, interrumpiendo y estableciendo respectivamente el paso de una corriente de valor despreciable (igual o inferior a 0,5 A). Abrir o cerrar un circuito, interrumpiendo y estableciendo respectivamente el paso de una corriente de valor determinado, cuando no se produce por ello ningún cambio notable de tensión en los bornes de cada uno de los polos del seccionador. Ajuste de cuchillas y os Para comprobar el ajuste de las cuchillas de los seccionadores se pueden realizar las siguientes comprobaciones:

Fig. 3.19 : Polo de un seccionador de columnas giratorias

Fig. 3.20: 1 - Será necesario aplicar cierta fuerza para vencer el rozamiento de la bisagra. El seccionador no debe caer por su propio peso.

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Fig. 3.20: 2- Medición de la fuerza necesaria para sacar la cuchilla de su posición de cierre.

Fig. 3.20: 3- El ajuste del o se prueba tratando de introducir una galga de 0.05 mm. entre la pieza fija de o y la cuchilla por todos los puntos accesibles. La galga no debe entrar.

Fig. 3.20: 4 -Ajuste de las desviaciones de las hojas del seccionador. Para ello se emplean llaves de horquilla.

Después de cada ajuste que debe ser moderado, debe probarse el seccionador hasta lograr el ajuste satisfactorio. En los seccionadores de columnas giratorias habrá que prestar gran atención al ajuste de sus os. .

BIEN

MAL

Fig. 3.21: 1 -Comprobar que los brazos de los os de cada polo están alineados, si no lo estuvieran soltaríamos la timonería que une los tres polos y los ajustaríamos en posición cerrado, regulando así mismo los topes

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Fig. 3.21: 2.- Comprobar el ataque de los os. Si no fuesen correctos procederíamos calzar una de las columnas del polo.

BIEN Fig. 3.21: cuchilla.

MAL

3.- Comprobar la penetración de la punta de la

BIEN

MAL

Fig. 3.21: 4 -Comprobar la presión de los os y el estado de los muelles, si los posee. Mantenimiento -

-

Limpiar los aisladores del polvo que tengan acumulado y examinar si existen roturas o defectos en los mismos. Comprobar el apriete de todos los tornillos. Comprobar el estado de los os y cuchillas, reemplazando las partes corroídas o quemadas. Limpiar el polvo y suciedad acumulados en la superficie de los os. No usar limas ni abrasivos que puedan dañar las partes plateadas de los os. Comprobar el sincronismo y la alineación de los os. Revisar mecanismos de accionamiento. Engrasar ejes de giro, engranajes de maniobra, reductoras, etc. Comprobar actuación del s.p.t. así como su enclavamiento con el seccionador. Si el seccionador posee mando eléctrico. Comprobar fusibles pulsadores, ores, os auxiliares. fin de carrera, resistencia de calefacción, motor, etc. Maniobrar el seccionador manual y eléctricamente (local y remoto) y comprobar su funcionamiento, así como las señalizaciones. Comprobar la presión de los os y el estado de los muelles.

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Características específicas: Poder de cierre nominal en cortocircuito Las cuchillas de puesta a tierra que tienen asignado un poder de cierre nominal en cortocircuito, deben ser capaces de establecer cualquier corriente inferior o igual a la de su poder de cierre nominal. El valor de cresta de la intensidad asignada de corta duración (f) del seccionador y de las cuchillas de puesta a tierra deben ser iguales. A su vez el poder de cierre nominal en cortocircuito de las cuchillas de puesta a tierra, debe ser igual o superior a dicho valor de cresta de la intensidad asignada de corta duración (f). Los valores normales de poder de cierre en cortocircuito son pues los mismos indicados para la intensidad isible de corta duración asignada, multiplicados por 2,5. Nota sobre la velocidad de cierre del seccionador Para que unas cuchillas de puesta a tierra puedan tener un determinado poder de cierre en cortocircuito, su maniobra de cierre debe realizarse a una velocidad también determinada. Para ello su eje de accionamiento debe tener un dispositivo que asegure esta velocidad de cierre. Este dispositivo acostumbra a ser un mecanismo de acumulación de energía a base de resortes, la cual se libera bruscamente de tal manera que la fuerza y la velocidad de cierre son independientes de la acción del operador. Placa de característica Debe contener como mínimo los siguientes datos:

3.3.2 Seccionadores de puesta a tierra Descripción Definición Aparato mecánico de conexión utilizado para poner a tierra una parte de un circuito, capaz de soportar durante un tiempo especificado corrientes en condiciones anormales como las de cortocircuito, pero no previsto para soportar la corriente en las condiciones normales del circuito.

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia La figura 3.22 describe un Spt. tripolar para interior con dispositivo mecánico de cierre rápido, independiente de la acción del operador, que asegura un poder de cierre en cortocircuito del Spt. Véase que las tres cuchillas están fijadas directamente al eje común de accionamiento de forma que al cerrarse sobre los os fijos ponen las tres fases en cortocircuito a través del eje a la vez que las conectan a tierra. Tipos constructivos Seccionadores de Puesta a Tierra para interior y para intemperie. Seccionadores de Puesta a Tierra unipolares y tripolares. Prácticamente todos los Seccionadores de Puesta a Tierra son de cuchillas giratorias. Fig. 3.22

rios Dispositivos de os auxiliares habitualmente montados en el bastidor y enlazados mecánicamente al eje del mismo. Normativa Reglamento de Alta Tensión (MIE-RAT), Instrucciones Técnicas Complementarias: Reglamento MIE-RAT 01 Reglamento MIE-RAT 06 Reglamento MIE-RAT 13 Norma UNE 20.100-90 (concordante con CEI 129) "Seccionadores de puesta a tierra" desde Junio 1994 es norma de obligado cumplimiento según MIE-RAT. Funciones Conexión a tierra de una parte de un circuito. Además, en los seccionadores de puesta a tierra tripolares, cierre en cortocircuito de las tres fases de un sistema trifásico. La cuarta de las reglas para la realización de trabajos sin tensión en instalaciones de Media y Alta tensión prescribe la puesta a tierra y en cortocircuito en los puntos que delimitan las llamadas zona de seguridad y zona de trabajo. Con esta puesta en cortocircuito se asegura la eliminación de las tensiones estáticas debidas a las capacidades de los cables aislados, condensadores, etc. Maniobra Formas de maniobra (abrir y cerrar) del seccionador y/o de las cuchillas de puesta a tierra Por actuación directa sobre las cuchillas móviles mediante pértiga aislante. Prácticamente sólo en seccionadores unipolares de cuchilla giratoria sin eje de accionamiento. Por palanca situada en un extremo del eje de accionamiento que puede estar actuada por: Pértiga aislante. Mando mecánico

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia NOTA: El poder de cierre en cortocircuito del Spt debe ser igual o superior al mayor valor de cresta de la corriente de cortocircuito que pueda presentarse en el punto del circuito donde esté conectado el Spt.

Placa de características Debe contener como mínimo los siguientes datos:

NOTA: Si se trata de un Spt y un seccionador formando un aparato combinado, es suficiente una sola placa de características que reúna los datos de ambos elementos. Asociaciones Asociación seccionador con puesta a tierra Ejemplo de seccionador de cuchillas de puesta a tierra: Los seccionadores pueden estar equipados con cuchillas de puesta a tierra las cuales pueden estar situadas indistintamente en el lado de los os fijos o en el de los os móviles (cuchillas) giratorios o deslizantes. Se trata pues de la asociación o combinación de un seccionador y un seccionador de puesta a tierra Figura 3.23. Habitualmente se denominan "cuchillas principales" a las del seccionador y "cuchillas de puesta a tierra" a las otras.

Fig. 3.23

3.3.3 Interruptores-seccionadores Aparato mecánico de conexión capaz de establecer, de soportar y de interrumpir corrientes en las condiciones normales del circuito y, eventualmente, otras en condiciones específicas de sobrecarga en servicio, así como de soportar, durante un tiempo determinado, corrientes en condiciones anormales tales como las de cortocircuito. Esencialmente es un aparato de maniobra que permite asegurar la explotación normal, pero cuyo papel no es interrumpir las corrientes de cortocircuito. Debe, sin embargo, poder soportarlas hasta la intervención del aparato de protección. Fig. 3.24 : Interruptor-seccionador para interior

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia El interruptor también realiza la función de seccionamiento en la posición de abierto estableciendo una distancia visible de seccionamiento que satisface las exigencias de seguridad especificadas para un seccionador (Figura 3.24). Para que un interruptor-seccionador pueda tener un determinado poder de cierre en cortocircuito, su maniobra de cierre debe realizarse a una velocidad determinada. Asimismo, para tener unos determinados poderes de corte, la maniobra de apertura debe realizarse también a una velocidad determinada. Para ello, el interruptor-seccionador debe estar equipado con un dispositivo que asegure la fuerza y las velocidades de cierre y de apertura, independientemente de la acción del operador. Este dispositivo acostumbra a ser un mecanismo de acumulación de energía de resortes (muelles). Los interruptores-seccionadores pueden llevar asociado un seccionador de puesta a tierra (Spt) formando así un aparato combinado. El Spt puede quedar situado indistintamente a uno u otro lado del interruptor-seccionador. Además en los interruptores-seccionadores con bastidor de fusibles, el Spt puede situarse también en dicho bastidor en el lado conexión Fig. 3.25 de los cables o pletinas. Debe haber un enclavamiento mecánico entre el Spt y el interruptor-seccionador que impida que los dos puedan estar simultáneamente cerrados. El Spt debe tener dispositivo de cierre rápido independientemente de la acción del operador, que asegure un poder de cierre en cortocircuito. El poder de cierre en cortocircuito del Spt, debe ser igual al del interruptor-seccionador. Los interruptores-seccionadores pueden estar equipados con un bastidor de fusibles de alta capacidad de ruptura con percutor. Este bastidor puede situarse indistintamente a ambos lados del interruptor-seccionador. Forman pues un aparato combinado. Eléctricamente los fusibles y el interruptor-seccionador quedan conectados en serie. Los interruptores-seccionadores con fusibles, tienen mecanismo de accionamiento, o sea con elemento de retención del resorte de apertura y dispositivo de disparo el cual es actuado mecánicamente por el percutor del fusible cuando éste funde produciéndose así la apertura automática del interruptor-seccionador (Figura 3.26). El interruptor-seccionador tiene poder de cierre en Fig. 3.26: Interruptor-seccionador con cortocircuito, pero no tiene poder de corte de la corriente fusibles asociados de cortocircuito. En este aparato combinado la interrupción de la corriente de cortocircuito la efectúan casi instantáneamente los fusibles al fundirse. Este aparato combinado cubre pues las dos prestaciones de cierre y corte de la corriente de cortocircuito. Además, el fusible al actuar tan rápidamente, limita el valor de la corriente de cortocircuito de forma que no llega a alcanzar el valor pleno que tendría sin los fusibles. Efectúa pues, un apreciable efecto limitador de la corriente de cortocircuito, beneficioso para la instalación. • Principales aplicaciones de los interruptores-seccionadores: Maniobra de redes de distribución radiales y en anillo (líneas y cables),

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia Maniobra de baterías únicas de condensadores. Asociados con fusibles, maniobra y protección de transformadores de distribución MT/BT. Clasificaciones funcionales Según UNE 20.104, tenemos: Tipo G: Interruptores-seccionadores para uso general. Tipo T: Interruptores-seccionadores para transformadores en vacío. Tipo C: Interruptores-seccionadores para baterías únicas de condensadores. Nota: Según dicha norma los interruptores-seccionadores tipo G para uso general tienen también un poder de corte especificado de transformadores en vacío y de líneas y cables en vacío. Por otra parte, los tipos actuales de mercado tipo G, para uso general, tienen también muchos de ellos un poder de corte especificado de baterías únicas de condensadores, generalmente inferior a la intensidad nominal del aparato pero suficiente en muchos casos. Para su forma de servicio: Categoria A para condiciones normales de servicio. Categoría B para servicio con frecuentes maniobras con corriente de plena carga.

Tipos constructivos Por su ubicación: Interruptores-seccionadores para instalación interior y para exterior Por el movimiento de su os móviles: De movimiento giratorio y de movimiento rectilíneo vertical Prácticamente todos los tipos actuales de mercado son tripolares, para líneas trifásicas sin neutro rios Dispositivo de os auxiliares montados en el bastidor y enlazados mecánicamente al eje del interruptor-seccionador. Dispositivo de os auxiliares montados en el bastidor y enlazados mecánicamente al Spt. Nota: En el caso de interruptores-seccionadores con mecanismo de accionamiento tipo B o C y con disparador equipado con electroimán (apertura solo o cierre y apertura) el dispositivo de os auxiliares se hace necesario). Normativa Interruptor-seccionador para interior, con bastidor de fusibles Reglamento de Alta Tensión (MIE-RAT), Instrucciones Técnicas Complementarias: Reglamento MIE-RAT 01 Reglamento MIE-RAT 06 Norma UNE 20.104 (concordante con CEI 265) "Interruptores de corriente alterna para alta tensión" desde Junio 1994 es norma de obligado cumplimiento según MIE-RAT. Funciones Mecanismos de accionamiento Para que un interruptor-seccionador pueda tener un determinado poder de cierre en cortocircuito, su maniobra de cierre debe realizarse a una velocidad determinada.

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia Así mismo, las normas IEC y UNE definen unos poderes de corte simbolizados por I1, I2, I3, I4, I5 e I6 que requieren, además de eficacia en el sistema de extinción del arco, una velocidad determinada de la apertura de os. Para ello, el interruptor-seccionador debe estar equipado con un dispositivo que asegure las velocidades de cierre y de apertura, independientemente de la acción del operador. Este dispositivo acostumbra a ser un mecanismo de acumulación de energía de resortes (muelles). Los tipos básicos de este mecanismo son: Tipo A: Mecanismo sin elemento de retención Tipo B: Mecanismo con elemento de retención Tipo C: Tipo mixto Tipo A: Mecanismo sin elemento de retención El resorte acumula la energía aplicada al mismo (manual eléctrica, neumática, etc.) hasta llegar a un punto de tensado y/o posición en el que libera automáticamente dicha energía produciéndose el cierre o la apertura con la velocidad prevista. Puede ser de resorte único o de dos resortes, uno para el cierre y otra para la apertura. Tipo B: Mecanismo con elemento de retención El resorte acumula la energía aplicada al mismo, hasta llegar a su posición final de tensado quedando retenido en esta posición. El cierre o la apertura se produce al liberarse el resorte por la acción de un mecanismo de disparo ("disparador"), que puede ser de accionamiento manual, eléctrico (por ejemplo con un electroimán), neumático, etc. Este tipo permite: Una vez tensado el resorte y acumulada la energía, diferir el cierre o la apertura en tanto no se actúe sobre el mecanismo de disparo. Orden de cierre o apertura a distancia para actuación eléctrica o neumática del disparador. En los interruptores-seccionadores equipados con fusibles, la apertura automática por fusión de uno de ellos. Al fundirse, su percutor actúa mecánicamente sobre el disparador produciendo el corte omnipolar. Apertura automática por actuación de reles de sobrecarga directos, montados en el interruptorseccionador. Puede ser también de resorte único o bien de dos resortes independientes uno para cierre y otra para apertura. Tipo C: Tipo mixto De dos resortes, el de cierre no tiene elemento de retención (como el tipo A), libera la energía y produce el cierre al llegar a un punto de tensado y/o posición. El resorte de apertura tiene elemento de retención en su posición final tensado (como tipo B). La apertura puede pues realizarse por orden voluntaria, o automáticamente por fusión de un fusible o actuación de relés de protección, o sea como en el tipo B.

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Maniobra Puede ser: -

-

Manual por pértiga aislante directamente a la palanca del mecanismo de accionamiento. Manual por palanca de movimiento rectilíneo o giratorio (manivela) distante del interruptorseccionador, con transmisión mecánica al mecanismo de accionamiento. Maniobra no manual por motor eléctrico, elemento neumático u oleohidráulico, etc., situado distante del interruptor-seccionador con transmisión mecánica al mecanismo de accionamiento, o bien montado directamente en el bastidor del aparato o acoplado al mecanismo de accionamiento.

Características Características nominales de los interruptores-seccionadores tipo G para uso general, incluido su dispositivo de mando y equipo auxiliar Especificaciones comunes sobre mantenimiento para la Aparamenta MT hasta 72,5 kV Características nominales y valores normalizados Características específicas Poder de cierre nominal en cortocircuito, Ima Poder de corte nominal de carga principalmente activa (factor de potencia o cos ϕ > =7 inductivo-), I1 Poder de corte nominal de carga en bucle, I2 Poder de corte asignado de transformadores en vacío, I3 Poder de corte asignado de baterías únicas de condensadores, I4 Poder de corte asignado de líneas en vacío, I5 Poder de corte asignado de cables en vacío, I6 Poder de cierre nominal en cortocircuito, Ima Debe ser igual o superior al valor cresta de la intensidad asignada de corta duración y por tanto igual o superior al mayor valor de cresta de la intensidad inicial de cortocircuito que pueda presentarse en el punto de instalación del circuito y circular por el aparato. Poder de corte nominal de carga principalmente activa, I1 Debe ser igual al valor de la intensidad nominal en servicio continuo del aparato. Poder de corte nominal de carga en bucle, I2 Es el poder de corte de una carga de factor de potencia 0,3 inductivo, en circuito de bucle cerrado, es decir un circuito en el cual ambos lados del interruptor-seccionador permanecen bajo tensión después de la apertura y en el que la tensión que aparece entre los bornes es notablemente menor que la tensión de la red, concretamente inferior o igual a 0,25 veces la tensión nominal del aparato. El poder de corte nominal de carga en bucle, debe ser también igual a la intensidad nominal en servicio continuo del aparato. Notas Las intensidades I5 y I6 de líneas y cables en vacío son capacitivas como I4.

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia En los interruptores-seccionadores para uso general (tipo G), los poderes de corte I3, I4, I5 e I6 acostumbran a ser de valor muy inferior al de la corriente nominal en servicio continuo del aparato. En los interruptores-seccionadores Tipo C para baterías únicas de condensadores su poder de corte I4 es igual a la intensidad nominal en servicio continuo del aparato. Placa de características Inscripciones obligatorias

Inscripciones opcionales

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Mantenimiento Mantenimiento de los interruptores-seccionadores En ocasiones las necesidades de continuidad de servicio impiden dejar el interruptor sin servicio dificultando o demorando las acciones de mantenimiento. En estos es recomendable efectuar por lo menos una vigilancia del calentamiento en: Bornes o terminales de conexión al aparato de los cables o pletinas os móviles y fijos Eventualmente pinzas de conexión de los fusibles a su base portafusibles. Esta vigilancia puede efectuarse mediante equipos de medición de temperatura a distancia, por el método de termografía o similar. Aplicaciones Interruptores-seccionadores para maniobra de lineas (L) y con fusibles para maniobra y protección de transformadores de distribución MT/BT. La utilización de los interruptores-seccionadores con fusibles para la protección de transformadores, viene limitada en cuanto a la potencia de los mismos, por el calibre máximo de los fusibles MT que en el estado actual de la técnica, se encuentran en el mercado. Ejemplos de aplicación en redes de distribución MT en anillo y radiales.

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Ejemplo del funcionamiento mecánico de un interruptor autoneumático:

Fig. 3.27: Vista en sección de un interruptor autoneumático Multijet de LESA El mecanismo de enclavamiento y resortes están alojados en un bastidor especial, especialmente preparado, de chapa de acero pulida doblada y soldada, pintado en color gris. Los os móviles están constituidos por dos elementos: la cuchilla principal Figura 3.27 (10) y la pinza apagachispas. Igualmente, los os fijos están constituidos por una parte principal, pinza, y de un dedo apagachispas ubicado dentro de una cámara del aislador. El aislador central es de forma cilíndrica y en su interior se desliza un pistón (1) guiado por dos ranuras. Este pistón corre hacia atrás obligado por la biela (2).

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Fig. 3.28: Mecanismos del Multijet partes 1, 2, 3 y 4 Figura 3.28: Al mover la palanca de accionamiento que hace girar el eje (3), en el sentido de las agujas del reloj, por un mecanismo de rodillera el movimiento del eje (3) es transmitido a la biela (4) que está solidaria con el eje (5), el cual gira en el mismo sentido. Con ello se tensan los dos resortes (6-7). Mientras tanto, el movimiento del eje (3 bis) es retenido por el mecanismo de enclavamiento (8) hasta el momento de la conexión que se realiza de forma brusca al distenderse el muelle (6), quedando ahora retenido el eje (5) por el mecanismo de enclavamiento. Los os principales son los que cierran en primer lugar. Al mover la palanca de accionamiento que hace girar el eje (3) en el sentido de las agujas del reloj, por un mecanismo de rodillera el movimiento del eje (3) es transmitido a la biela (4) que está solidaria con el eje (5), el cual gira en el mismo sentido. Con ello se tensan los dos resortes (6-7). Mientras tanto, el movimiento del eje (3 bis) es retenido por el mecanismo de enclavamiento (8) hasta el momento de la conexión que se realiza de forma brusca al distenderse el muelle (6), quedando ahora retenido el eje (5) por el mecanismo de enclavamiento. Los os principales son los que cierran en primer lugar.

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia En el momento de la abertura (manual o por mecanismo de disparo) es liberado el eje (3 bis), que a través de la funda del resorote (6) es accionado por el muelle (7). El émbolo (1) es impulsado ahora hacia adelante, comprimiendo el aire contenido en el interior del aislador, previsto para la extinción del arco. El aire así comprimido es conducido a las dos puntas de soplado a través de las conducciones (9) solidarios con el o móvil (10). El chorro de aire incide a presión en los os apagachispas. Al iniciar la desconexión, los apagachispas (11) situados en los os fijos están introducidos en la tulipa apagachispas del o móvil (12). En seguida tiene lugar la separación de los os principales. Durante un tiempo muy corto la corriente pasa a través de los apagachispas (11) y las conducciones (9) aisladas eléctricamente del o móvil principal. Los apagachispas de los os fiios (11) quedan bloqueados durante una cierta carrera en las tulipas de los móviles (12). Como el o móvil principal continúa su movimiento de apertura, los apagachispas quedan liberados retrocediendo rápidamente bello el esfuerzo de unos resortes antagonistas, hasta alcanzar la posición de reposo; al mismo tiempo !as toberas de soplado quedan abiertas dejando paso a un intenso chorro de aire en cada una de ellas, que provoca la extinción del arco.

Fig. 3.29: Mecanismos del Multijet partes 5, 6, 7 y 8

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia Figura 3.29: La palanca de accionamiento hace girar la biela (14) en el sentido de las agujas del reloj, en tanto que el eje (3 bis) está retenido por una de las palancas (15). En el momento en que el muelle (16) está completamente tensado y ha pasado el punto muerto, un bulón solidario con la biela (14) mueve la palanca (17), la cual abre las palancas (15) y libera el eje (3 bis), el cual gira movido por el resorte (16), sin que el movimiento sea transmitido a la palanca de accionamiento. De este modo es conseguido el cierre brusco. De la misma forma, pero girando en sentido contrario, se realiza la desconexión asimismo brusca. 3.3.4 Fusibles de Media Tensión Los fusibles de MT (figura 3.30 ) son los únicos elementos de la aparamenta de MT, que además de poder cortar corrientes de cortocircuito, son capaces de limitarlas en su valor, debido a que pueden interrumpir la corriente en tiempos inferiores a un cuarto de periodo (5 ms a 50 Hz), y por tanto la corriente no llega a su valor cresta (valor «presunto» según denominación de las normas UNE). Definición Dispositivo de protección que mediante la fusión de uno o más de sus elementos, diseñados especialmente, interrumpe el circuito y corta la corriente cuando esta excede un determinado valor durante un tiempo suficiente. Clasificación Básicamente pueden ser de dos clases según sea la tensión de arco generada: Limitadores de corriente (son los más usados) (alta tensión de arco). Pueden ser: - Fusible de uso general. Garantiza el funcionamiento correcto para corrientes comprendidas entre la que provoca la fusión e 1 hora y la corriente de su "Poder de corte asignado". - Fusibles de uso asociado. Garantiza el funcionamiento correcto para corrientes comprendidas entre la "corriente mínima de interrupción" (indicada por el fabricante) y la corriente al "poder de corte asignado". Deben ir acompañados de dispositivos de protección contra sobrecargas que eviten el deterioro de estos fusibles (a la vez que proporcionen protección contra Fig. 3.30: Cartuchos fusibles de Alto sobrecargas de los equipos implicados). poder de ruptura (APR) No limitadores de corriente (p.e. los de Expulsión) (baja tensión de arco) También, los fusibles de alta tensión pueden ser: Fusibles "de interior". Fusibles "de intemperie". Consideraciones Comparado con otros dispositivos de protección (como por ejemplo interruptores automáticos), los fusibles de MT presentan:

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia Ventajas Economía en el coste de primera instalación. Especialmente eficaces en la protección contra cortocircuitos. Elevado poder de corte (usualmente 50 kA en MT en uT). Elevada limitación de corriente (ahorro en dimensionado de la instalación). Desventajas Actuación únicamente abriendo el cortocircuito y una sola vez. Interrupción del servicio, hasta el reemplazamiento del fusible fundido. Riesgo de errores en la sustitución o de intervenciones no autorizadas. Riesgo de envejecimiento provocando fusiones indebidas. Necesidad de sustituir los tres fusibles aunque funda solo uno. Interrupción no omnipolar (posible funcionamiento en monofásico). Elementos constitutivos Cartucho fusible (Figura 3.31) Es la parte que realiza la función activa del fusible y que debe ser sustituida cada vez que el fusible actúa. Valores usualmente máximos: 36 kV / 400 A Casquillo de o Están previstos para establecer o con las pinzas de la base y sobre los que están soldados interiormente los elementos fusibles. Soporte interior Utilizado únicamente en los fusibles de alta tensión. Es una pieza cerámica sobre la que se enrolla helicoidalmente el elemento fusible, con objeto de que el cartucho tenga unas dimensiones moderadas. Cuerpo aislante Generalmente de material cerámico. Contiene los elementos fusibles, el material de extinción del arco y los casquillos o cápsulas de conexión con la base.

Fig. 3.31 : Dibujo esquemático de la constitución de un fusible de MT

Material de extinción Se trata de un material aislante, generalmente arena de cuarzo, que envuelve los elementos fusibles. Su elevado grado de compacidad , ausencia de humedad, pureza y gránulometría precisa, tiene una influencia determinante en el buen comportamiento frente los cortocircuitos. Elemento o elementos fusible

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia Constituidos por uno o más conductores en paralelo, de cobre, plata o cobre plateado. En la tabla se indican los puntos de fusión de estos materiales. Algunos elementos disponen del punto M (Metcaff Point) de punto bajo de fusión (eutéctico "plata-estaño" o "cobre-estaño") que caracteriza los llamados "Fusibles Fríos" que definen el calibre o corriente asignada del fusible. Percutor Es un dispositivo auxiliar que permite tener una señal mecánica de la actuación del fusible. Esto se consigue por la fusión de un hilo de resistencia en paralelo con el elemento fusible, el cual retiene un resorte que impulsa el percutor cuando dicho hilo funde. Su función es provocar la apertura de un "interruptor asociado" dando lugar a un corte omnipolar. El percutor (Figura 3.32) suele ser un rio opcional, necesario únicamente en "fusibles asociados" con interruptores. Según la carrera del percutor y el esfuerzo del mismo, pude ser de tres tipos: Débil (10 a 30 mm) Medio (20 a 40 mm) y 20 N (2 Kg) es el más usual Fuerte (10 a 16 mm) y 40 N (4 Kg) Base fusible Fig. 3.32: Percutor Es la parte del fusible insertada permanentemente en el circuito. Está constituida por dos aisladores que soportan las pinzas en las que se enchufa el cartucho fusible y los terminales parra la conexión de los conductores externos. Funcionamiento De modo simplificado, puede decirse que la interrupción en los fusibles se consigue cuando: "La tensión de los múltiples arcos en serie formados por la vaporización de los elementos fusibles supera la tensión aplicada de la red" Los elementos fusibles pueden ser : De sección constante De sección variable En los elementos fusibles de sección constante se puede producir un número indeterminado y elevado de arcos en serie. La tensión de arco de fusible puede ser muy elevada. Los elementos fusibles de sección variable originan una tensión de arco más baja; el número de arcos en serie coincide con el de estrangulamientos de la sección. La tensión de arco debe ser suficientemente alta pero sin exceder el nivel de aislamiento del circuito, consecuentemente: Debe asegurarse que la fusión del fusible no produzca sobretensiones excesivas que puedan dañar los aislamientos de los circuitos en los que están instalados. Las normas establecen valores máximos para la tensión de arco para los distintos niveles de tensión asignada. Características Valores característicos de corrientes asignadas en los fusibles de alta tensión Las normas UNE y CEI definen tres corrientes en los fusibles MT: I 1: Poder del corte asignado (kA).

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia I 2: Corriente crítica (k In). Es la que origina la máxima energía de arco. I 3: Corriente mínima de interrupción (k' In). Es el mínimo valor de corriente que puede ser interrumpido sin problemas por el fusible. Los valores de I 2 e I 3 (así como In) deben estar marcados en cada fusible. Esquema sobre las corrientes I1, I2 e I3 (Figura 3.33)

Fig. 3.33: Esquema de corrientes I1, I2 e I3 Por su constitución física y comportamiento térmico, los fusibles de A.T. tienen una corriente mínima de fusión inferior a la corriente mínima de interrupción (los fusibles de B.T. no tienen esta peculiaridad ). Por este motivo existe una zona de corrientes peligrosas para los fusibles A.T. y que debe evitarse que pueda presentarse en servicio. El gráfico siguiente muestra la posición de dichos parámetros: La actuación de los fusibles se evalúa mediante tres curvas o características: Característica de fusión Relaciona el tiempo de fusión "t" expresado en segundos y minutos con la corriente de cortocircuito expresada en amperios. Indican valores medios validos para todas las tensiones asignadas expresados en coordenadas doble logarítmicas. Corresponden al estado frío (20º). La zona a trazos es la "zona incierta" o de posible deterioro de los fusibles es decir que los fusibles pueden fundir pero dando lugar a proyección de fragmentos o llamaradas, si se someten a los valores de corriente / tiempo de estas zonas (Figura 3.34). Fig.3.34: Característica de fusión

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Características de limitación Relacionan la corriente que circularía en el caso de cortocircuito sin fusibles de protección, con la corriente realmente pasante en caso de cortocircuito del mismo valor pero con fusibles de protección de calibre determinado. Se representan en escalas doble logarítmica, siendo las abcisas la "corriente de cortocircuito prevista" en kA y las ordenadas la "corriente cortada" en kA de cresta (Figura 3.35). La limitación reduce las solicitaciones dinámicas de los elementos del cortocircuito implicado con el consiguiente ahorro. El tiempo de actuación de los fusibles se divide en dos fases: el tiempo de fusión o de prearco y el tiempo de arco. La Fig. 3.35: Características de limitación tiene lugar cuando el tiempo li it ió de fusión es inferior a 5 o 10 milisegundos, esto es antes de que se alcance la cresta del cortocircuito simétrico o asimétrico (Figura 3.36).

Fig. 3.36: Tiempos de fusión, arco y actuación de un fusible. Los fusibles de calibre bajo limitan más que los fusibles de calibres altos. Características de I²t (Energía específica) Indican la "energía de fusión" o la "energía de actuación" de los fusibles. Esta energía circula por todos los elementos del circuito eléctrico produciendo calentamientos, proporcionales a su resistencia ohmica, que pueden ser perjudiciales. Estos calentamientos serán tanto más importantes cuanto mayor sea el valor de I2 t del fusible. Se mide en amperios al cuadrado por segundo y representa la energía disipada durante el tiempo de fusión o total, sobre una resistencia de 1 ohmio, de ahí la denominación de Energía Específica. También recibe el nombre de Integral de Joule cuya expresión es:

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Estas curvas se representan también en coordenadas doble logarítmicas Figura 3.37. En abcisas se tiene la corriente de corto circuito prevista (en valor eficaz simétrico) y en ordenadas la I 2 t o la Integral de Joule para cada calibre de fusible. Obsérvese que la I 2 t crece para calibres superiores siendo la cte. de cortocircuito constante.

Fig. 3.37: Características de I²t (Energía específica) Por ejemplo, para Icc prevista = 10 kA, con fusibles de: In = 40 A y In = 100 A, tenemos, I 2 t = 3·10 4 A 2 s e I 2 t = 2 · 10 5 A 2 s respectivamente. Aplicaciones Nos referiremos a los fusibles limitadores que son, como se han indicado, lo más usados. Las protecciones típicas son: Transformadores de Distribución MT / BT, mediante fusibles en el lado MT (hasta 36 kV y potencias de 1600 kVA) Motores MT (de 3,6 a 12 kV y potencias de 2000 kW) Baterías de condensadores (Hasta 36 kV y 1000 kVAR) Transformadores de tensión (de medida y protección) Otras (líneas, cables, ...) En general se emplean para proteger estos equipos contra cortocircuitos o fuertes sobrecargas. La protección contra sobrecargas debe estar encomendada a otros dispositivos (p.e. relés indirectos o relés autoalimentados). Los transitorios del arranque en motores o de la conexión en transformadores y baterías de condensadores obligan a una cuidadosa elección de la corriente o calibre de los fusibles, debiendo ser mayor que la corriente de la máquina o equipo a proteger.

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Protección de transformadores (según CEI 787). Condiciones: A título de ejemplo, se reproducen las tablas correspondientes a los fusibles tipo Fusarc CF (Figuras 3.3/ y 3.39). Estas tablas están confeccionadas a partir de las tres condiciones siguientes: • A.- Soportar sin fundir intempestivamente la punta de corriente de conexión. • B.- Soportar la corriente de servicio permanente y las eventuales sobrecargas de servicio, sin calentarse en exceso. • C.- Cortar las corrientes de cortocircuito que puedan producirse por un defecto en los bornes secundarios del transformador.

Fig. 3.38 : Tabla de elección de fusibles FUSARC de 6 a 24 kV (calibre en A; utilización sin sobrecarga: 25o < θ < 40oC).

Fig. 3.39: Tabla de elección de fusibles FUSARC-CF 36 kV (calibre en A; utilización sin sobrecarga: 5o < q < 40o C).

En relación con la condición A: • Puntas de conexión La conexión de un transformador se debe considerar siempre como el paso por un régimen transitorio que será más o menos importante según sea el instante de aplicación de la tensión y el valor de la inducción remanente del circuito magnético. La asimetría y el valor de cresta de la corriente son máximos cuando la conexión se efectúa en el instante coincidente con un cero de tensión y cuando la inducción remanente en la misma fase es también la máxima. En la figura 3.40 se representa la curva de variación en el tiempo de una corriente de conexión: – Ie es el valor máximo (valor inicial) de la corriente de conexión. En la figura está expresada en veces la corriente nominal del transformador Ie/ I n,

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia – Se denomina constante de tiempo de amortiguamiento «τe» al tiempo en segundos que la corriente de conexión ha tardado en reducirse al 37% de su valor inicial, – t es el tiempo en segundos al final del cual se estima que la corriente de conexión ha alcanzado su valor final. Generalmente se considera t = 3τe. La tabla de la figura 3.41 da los valores indicativos de Ie/In y de «τe» en función de la potencia de los transformadores normalizados. Una regla práctica simple y experimentada largamente que tiene en cuenta las sobrecargas mencionadas y evita el envejecimiento del fusible por repetición de estas sobrecargas es verificar que la corriente de fusión del fusible en 0,1 segundos sea siempre superior o igual a 1,4 veces la corriente nominal In del transformador.

Fig. 3.40 : Corriente de conexión de un transformador de 100 kVA.

Fig. 3.41 : Valores indicativos de I e/I n y de τe.

En relación con la condición B: • Régimen permanente y de sobrecarga Para no provocar un rápido envejecimiento de los elementos fusibles y para tener en cuenta su instalación en celdas cerradas (temperatura ambiente muy elevada) el calibre mínimo nominal del cartucho fusible ha de ser superior o igual a 1,3 veces la intensidad nominal del transformador (In). Esto es válido para las condiciones normales de temperatura definidas por las recomendaciones CEI es decir: temperatura del aire ambiente sin rebasar los +40 oC con una media, medida sobre un periodo de 24 horas, de +35 ºC como máximo.

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia Si se prevé que el transformador pueda funcionar con una sobrecarga permanente, se ha de tener en cuenta para el cálculo del calibre de protección. Tomaremos como calibre: 1,3 Isobrecarga ≤ calibre cartucho. En relación con la condición C: • Corriente de defecto sobre el secundario del transformador En el caso de que algún equipo de relés de protección del lado MT no esté previsto para detectar un cortocircuito sobre el secundario (lado BT) del transformador protegido, corresponderá al fusible la misión de eliminar los efectos del defecto. La regla a verificar en este caso será sobre todo el asegurar que la corriente a interrumpir sea superior o igual a I3, corriente mínima de corte del fusible. Del concepto de corriente mínima de corte I3, que debe de ser de 2 a 6In y de la condición B, intensidad nominal («calibre») del fusible In ≥ 1,3 veces la intensidad nominal del transformador, se desprende que la misión del fusible MT es la de proteger contra corrientes de cortocircuito, pero no de las sobrecargas más o menos duraderas. La protección contra estas sobrecargas debe de ser efectuada o bien mediante el control de temperatura del Fig. 3.42 : Condiciones impuestas por IEC 787 en la protección por fusibles en transformadores transformador o bien mediante relés de sobreintensidad que actúen sobre un interruptor. Las condiciones impuestas por IEC 787 son (Figura 3.42): • F1 no debe fundir por la Iconexión de T 2, su curva debe pasar a la derecha de Iconexion T2 • Debe existir selectividad entre A y F1. • Debe existir selectividad entre F1 y F2 para todas las corrientes BT hasta Icc (BT). • Se debe poder utilizar completamente la capacidad de sobrecarga de T 2 sin que funda F1 ni actúe B. • Es recomendable proteger adicionalmente T 2 con B o sonda térmica. Protección de motores (según UNE 20 436 y CEI 644). Condiciones: La curva (I - t) del fusible multiplicada por k debe quedar a la derecha de A (Iarranque Tarranque) motor. El contador debe poder soportar sin daños los valores de (I - t) dados por DBCE. La Iu de F debe ser tal que soporte, sin fundir, los arranques especificados y la corriente permanente. El punto de intersección de F y debe ser inferior al poder de corte de C (10 In). La corriente mínima de interrupción de F (I3), debe ser superior a la de intersección anterior. La capacidad de sobrecarga del cable debe ser superior a la representada por DBCE. 2 2 La I t del fusible para Icc (MT) debe ser inferior a la I t del cable (K2S2).

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia Esquema

Fig. 3.43: Coordinación de fusibles para la protección de motores. Fusibles de expulsión Se caracterizan por operar con baja tensión de arco y por consiguiente no son limitadores de corriente, ni de la energía pasante de funcionamiento. Poseen un poder de corte inferior al de los fusibles limitadores de corriente (unos 10 kA).

Fig. 3.44: Fusible de expulsión

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia Por su principio de funcionamiento son prácticamente siempre de intemperie. En estos fusibles el arco que se forma por la vaporización del elemento fusible, en o con las paredes del tubo que lo encierra, genera gases que son expulsados a través de una cápsula eyectable y soplado que facilita la extinción del arco. Generalmente está acción se combina con el basculamiento del portafusible alrededor de un pivote ubicado en la parte inferior, gracias a la acción de un resorte retenido por la conexión flexible del elemento fusible que al fundir libera el gatillo de retención del portafusible (Figura 3.44). La distancia de apertura proporciona el aislamiento que según normas puede ser de dos clases: Clase I: aislamiento semejante a los seccionadores Clase II: aislamiento menor que en los seccionadores Estos fusibles disponen de un anillo para su accionamiento por pértiga para el reemplazamiento de los fusibles fundidos, operación que debe realizarse sin carga en el circuito. 3.3.5 Interruptores automáticos Definición Aparato mecánico de conexión, capaz de establecer, soportar, e interrumpir corrientes en condiciones normales del circuito, así como establecer, soportar durante un tiempo determinado e interrumpir corrientes en condiciones anormales especificadas del circuito, tales como las de cortocircuito. Notas • Para denominar un interruptor automático, se utiliza también en algunos textos el término "disyuntor". Se trata de un galicismo. En francés es "disjonteur". • En Inglés se denomina "Circuit-breaker" y en alemán "Strömungsschalter". • Un interruptor automático esta previsto generalmente para actuar poco frecuentemente, si bien ciertos tipos son capaces de maniobras frecuentes. • Los tipos actuales de interruptores automáticos tienen mayoritariamente los os dentro de cámaras cerradas, de forma que la posición abierto o cerrado de los mismos no es directamente visible. • Por tanto estos interruptores automáticos en posición abierto no establecen una distancia visible de seccionamiento a efectos del cumplimento de las condiciones reglamentarias de seguridad. • Por este motivo debe disponer un seccionador, en el punto del circuito donde está instalado un interruptor automático, o bien dos seccionadores, uno en cada lado. • En adelante, en este texto, para abreviar, se empleará el término "disyuntor" para designar los interruptores automáticos

Normativa • Reglamento de Alta Tensión (RAT), Instrucciones Técnicas Complementarias: Reglamento RAT 01 Reglamento RAT 06 • Norma UNE 21-081 (concordante con CEI 56) "Interruptores automáticos de corriente alterna para alta tensión. Partes I a VI." • Norma UNE 21.139 (concordante con CEI 694) "Estipulaciones comunes para las normas de aparamenta de alta tensión" Principales aplicaciones Maniobra y protección de líneas aéreas, cables, transformadores de potencia, generadores, motores MT, y baterías únicas de condensadores También, bajo ciertas condiciones, maniobra y protección de baterías de condensadores de varios escalones. Tipos constructivos actuales Mayoritariamente disyuntores tripolares para redes trifásicas de media tensión (sin conductor neutro), con mecanismo de accionamiento común (único) para los tres polos.

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia En menor cuantía disyuntores unipolares para líneas de alta o muy alta tensión o circuitos monofásicos. Mecanismos de accionamiento El mecanismo de accionamiento es para maniobra de cierre o de apertura con acumulación de energía, en la que ésta es liberada en una única operación continua, de forma que la velocidad y la energía de maniobra son independientes de la acción del operador. Esto es necesario para poder garantizar unos poderes nominales de cierre y de corte de las corrientes en condiciones normales de servicio y/o anormales tales como las de cortocircuito. En la mayoría de los tipos actuales de interruptores, la acumulación de energía para el cierre y/o la apertura es en forma mecánica, por ejemplo con resortes (muelles). Según los tipos, la energía acumulada puede ser aportada: • Solo manualmente (palanca, manivela, etc...) • Eléctricamente, por ejemplo motor eléctrico, y también manualmente, para caso de fallo de la alimentación eléctrica. • También aunque menos frecuente en forma neumática (aire a presión) o oleohidráulica. En estos tipos suelen haber también posibilidad de aportación manual para casos de fallo de la alimentación neumática o oleohidraulica (ver figuras 2.16, 2.17 y 2.18).

Fig. 3.45 : Principio de operación de un accionamiento por resortes. Se denomina "disparadores" a los dispositivos que liberan los órganos de retención de la energía acumulada, permitiendo así el cierre o la apertura del interruptor.

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia Estos "disparadores" pueden ser mecánicos actuados manualmente, o bien eléctricamente por pulsadores, conmutadores, etc. (Figura 3.45) Habitualmente los interruptores están equipados con ambos tipos de disparadores, o sea con mando mecánico en el propio interruptor y mando eléctrico que puede ser actuado a distancia por ejemplo desde el cuadro o punto de control y mando de la instalación. También, aunque menos frecuente, los disparadores pueden ser neumáticos, electroneumáticos o oleohidráulicos. Los mecanismos de maniobra con acumulación de la energía en forma mecánica (los más frecuentes) suelen estar concebidos como sigue: • A partir del interruptor en posición abierto, el mecanismo acumula la energía aportada en forma manual o eléctrica. • Al actuar el disparador de cierre, el mecanismo emplea solo una parte de la energía acumulada en efectuar el cierre del interruptor. La otra parte se mantiene acumulada en el mecanismo, para poder efectuar con ella la apertura cuando el disparador de apertura la libere. Esto es necesario para garantizar la apertura automática del interruptor por actuación de los disparadores de protección contra sobrecargas y/o cortocircuitos, así como contra corrientes anormales por su naturaleza, independientemente de su valor (por ejemplo corrientes de defecto a tierra, corrientes diferenciales, etc.). El objetivo es pues que por el mismo acto de cerrar, el interruptor quede automáticamente preparado con la energía necesaria para abrir con la velocidad que garantice su poder de corte asignado. Composición El circuito de apertura se puede realizar con ayuda de los componentes siguientes Figura 3.46, 3.46 bis y esquema figura 3.47: - Bobina de apertura (a emisión de tensión) (YO1). - 2.a bobina de apertura (a emisión de tensión) (YO2). - Bobina de mínima tensión (YM). - Bobina de bajo consumo de energía (Mitop). (1) Bobina de apertura (YO1 e YO2): Su puesta en tensión provoca la apertura instantánea del interruptor automático. (2) Bobina de mínima tensión (YM): Esta bobina provoca la apertura sistemática del interruptor automático cuando su tensión de alimentación desciende a un valor inferior al 35% de su tensión asignada, incluso si esa reducción es lenta y gradual. Puede abrir el interruptor automático entre el 35% y el 70% de su tensión asignada. Si la bobina no está alimentada, el cierre manual o eléctrico del interruptor automático no es posible. El cierre del interruptor automático es posible cuando la tensión de alimentación de la bobina alcanza el 85% de su tensión asignada. (3) Bobina de baja energía (Mitop): Esta bobina específica incluye una unidad de bajo consumo de energía y se utiliza específicamente con el relé Sepam 100LA o el relé VIP autoalimentados en el caso del interruptores Sfset /Schneider Electric. (4) Motor eléctrico con reductor: El motor eléctrico activa y rearma la energía de los resortes desde que se cierra el interruptor automático. Esto permite el cierre instantáneo del dispositivo tras la apertura. La palanca de rearme sólo se utiliza como mando de emergencia en caso de ausencia de alimentación auxiliar. El o M3 indica el final del rearme (muelles cargados). (5) Bobina de cierre (YF) asociada a dispositivo antibombeo:

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia Permite realizar el cierre a distancia del interruptor automático cuando el mecanismo de mando está armado. El relé antibombeo permite garantizar la prioridad en la apertura en caso de orden de cierre permanente. De esta forma se evita que el dispositivo se bloquee en un ciclo incontrolado de apertura-cierre. (6) Contador de maniobras: El contador de maniobras está visible en la parte frontal. Muestra el número de ciclos de maniobras (FO) que ha realizado el dispositivo. (7) Enclavamiento del interruptor automático en posición “abierto”: Este dispositivo de llave permite realizar el enclavamiento del interruptor automático en posición "abierto". El interruptor automático se enclava en posición "abierto" mediante bloqueo del pulsador de apertura en posición "activado". El enclavamiento es de tipo cerradura Aga o Ronis con llave prisionera.

Fig. 3.46: Mando de acumulación de energía por resortes y bobinas de disparo (disparadores)

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Fig. 3.46 bis: Mando de acumulación de energía por resortes y bobinas de disparo (disparadores). Interruptor SF /Schneider Electric.

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Fig. 3.47: Esquema de cableado de los os auxiliares, interruptor SF/Schneider Electric. La maniobra de tensado de muelles de conexión, se puede realizar: - A mano, mediante una manivela. - Automáticamente, si disponen de motor eléctrico. El tensado de muelles para la desconexión, se realiza en el proceso de conexión del interruptor. Las maniobras de conexión y desconexión del interruptor, pueden realizarse de dos formas: - Maniobra local. Actuando desde las palancas situadas en el mando. - Maniobra adistancia. En caso que se dispongan de los correspondientes electroimanes de conexión y desconexión. - En el sinóptico de la Figura 3.49 , podemos observar las maniobras a realizar en función del estado de los muelles y la posición del interruptor cuando se trata de un mando por resortes.

Fig. 3.48

: Sinóptico de un mecanismo de operación por resortes

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Fig. 3.49 :Sinóptico de operación de los mandos por resortes. Con este mismo objetivo los interruptores con accionamiento neumático están equipados con un calderín de aire a presión que asegura la energía suficiente para una maniobra de apertura aún en el caso de fallo en la alimentación de aire comprimido (ver Figura 2.15). En lo demás los mecanismos de los interruptores son habitualmente del tipo denominado de disparo libre. En este tipo de mecanismo, si una vez iniciada la maniobra de cierre se da orden de apertura, los os móviles vuelven a su posición de apertura y se mantiene en ella aunque se mantenga la orden de cierre (antibombeo). Es decir, la orden de apertura prevalece sobre la de cierre. Esto es por motivos de seguridad. os Los os fijos y móviles están dentro de cámaras cerradas, una para cada polo o fase. Los interruptores tripolares tienen pues tres cámaras separadas Figura 3.50. Dentro de estas cámaras tienen lugar pues, los fenómenos eléctricos y físicos (arco eléctrico, calentamientos, sobrepresiones, etc.) debidos a los procesos de cierre y corte de corrientes eléctricas bajo condiciones determinadas de tensión, frecuencia, forma de onda, etc. Se denomina polo al conjunto formado por los os fijo y móvil con la cámara que los contiene, y los bornes de conexión (entrada y salida) al circuito (Figura 3.51). Se denomina biela a la palanca aislante que enlaza el mecanismo de accionamiento con un polo, transmitiendo a los os el movimiento del mecanismo.

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Visión simplificada del proceso de interrupción de una corriente Al iniciarse la separación entre os fijo y móvil, se establece entre ellos un arco eléctrico a través del cual continua circulando la corriente. La diferencia de tensión entre os fijo y móvil es muy pequeña respecto a la tensión de servicio, pues es solo la caída de tensión en el arco. Por tratarse de una corriente alterna, su intensidad pasa por cero cada medio periodo. Por tanto, a cada paso por cero el arco se apaga. El objetivo del interruptor es impedir que vuelva a restablecerse ("reencendido"). Por una parte, al apagarse el arco y por tanto quedar abierto el circuito, la tensión entre os fijo y móvil crece rápidamente con intención de alcanzar el valor de la tensión Fig. 3.50: Interruptor SF de de servicio. Schneider Electric Por otra parte, al extinguirse el arco, el espacio entre os fijo y móvil se enfría y por tanto se desioniza por lo cual aumenta también rápidamente la rigidez dieléctrica del medio aislante entre os (aire, aceite, gas aislante, vacío, etc.). Se produce pues como una "carrera" entre el aumento de la tensión entre os y el aumento de la rigidez dieléctrica entre los mismos. Si la rigidez dieléctrica aumenta más rápidamente y alcanza un valor superior al de la tensión entre os, no se produce reencedido del arco, y la corriente queda definitivamente interrumpida. Si, por el contrario, la tensión entre os crece más rápidamente y alcaza un valor superior al de la rigidez dieléctrica en el espacio entre os, se produce una perforación dieléctrica de dicho espacio con el consiguiente reencendido del arco entre os, el cual se mantendrá hasta el nuevo paso por cero de la corriente, momento en que volverá a repetirse la "carrera" explicada. En realidad, el proceso de interrupción es un fenómeno más complejo. Lo explicado es una visión simplificada del mismo. El objetivo del interruptor a cada paso por cero de la corriente con el consiguiente apagado del arco, es pues favorecer el más rápido crecimiento de la rigidez dieléctrica en el espacio entre os fijo y móvil. Los recursos para conseguirlo son básicamente: • Rápido aumento de la separación entre os, o sea velocidad de apertura lo más elevada posible. • Rápida y enérgica desionización del espacio entre os. Esto se consigue:

Fig. 3.50 bis

Enfriando enérgicamente dicho espacio entre os. En efecto, el grado de ionización aumenta con la temperatura. Desionizando directamente por captación de electrones libres. Llenado de la cámara con un fluido aislante, líquido o gaseoso, de elevada rigidez dieléctrica y buenas características como refrigerante (calor específico, conductividad térmica, entalpía) . Se les denomina

comúnmente "fluido extintor".

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Fig. 3.51: Sección de un polo de Disyuntor en SF6

Diseño interior de la cámara que favorece e incrementa la acción refrigerante del fluido extintor, a base de inyectar cantidades frescas del mismo a la zona del arco entre os. La energía para esta inyección la proporciona el mecanismo de accionamiento, junto con la energía para la maniobra de apertura. Practicando un elevado vacío en la cámara, con lo cual se obtiene una muy elevada rigidez dieléctrica en el espacio entre os. Es el sistema de los denominados "interruptores de vacío". El interruptor debe interrumpir la corriente solamente cuando esta pasa por su valor cero, y por tanto el arco eléctrico está apagado , a base de impedir que vuelva a encenderse, según lo antes explicado. No debe nunca apagar el arco antes de que se extinga por si mismo pues esto seria interrumpir bruscamente el paso de la corriente, lo cual produciría una elevada sobretensión entre os, peligrosa para el propio interruptor y para los otros aparatos y elementos del circuito. Los interruptores deben estar debidamente diseñados para evitar esta eventualidad. Definición de algunos términos: • Tensión de restablecimiento (TR): Es la tensión que aparece entre los bornes de un polo de un interruptor después de la interrupción de la corriente. En su régimen final, después de un periodo transitorio, la TR es una tensión a la frecuencia de servicio de la red. • Tensión transitoria de restablecimiento (TTR): Oscilación inicial de carácter transitorio de la tensión de restablecimiento, que acostumbra a presentar un valor cresta superior al de la TR a la frecuencia de servicio. La TTR representa pues una cierta sobretensión pasajera. Los interruptores

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia deben estar diseñados para poder soportar esta sobretensión, y a la vez para limitarla a valores no peligrosos indicados en las normas. • Reencendido: Restablecimiento de la corriente entre los os de un aparato mecánico de conexión durante una maniobra de corte, antes de un cuarto de período después del paso por cero de la corriente. • Recebado: Restablecimiento de la corriente entre los os de un aparato mecánico de conexión durante una maniobra de corte, después de un cuarto de período después del paso por cero de la corriente. Tipos constructivos actuales

Fig. 3.52: Interruptor de pequeño volumen de aceite

Fig. 3.53: Estructura molecular del SF6

Fig. 3.54: Interruptor de SF6

Fig. 3.55: Interruptor de vacío

Interruptores de pequeño volumen de aceite (Figura 3.52) El fluido extintor es aceite mineral del mismo tipo que el de los transformadores de potencia. En el proceso de desconexión el calor del arco eléctrico descompone el aceite que hay a su alrededor en sus componentes carbono e hidrógeno. Este último es un gas muy ligero de notables propiedades refrigerantes que se disuelve bien en la restante masa de aceite no descompuesto, evacuando así eficazmente el calor generado por el arco eléctrico. El aceite mineral para transformadores e interruptores, tiene una elevada rigidez dieléctrica. Cronológicamente el interruptor de pequeño volumen de aceite es el más antiguo de los tipos actualmente en servicio. En los últimos años su fabricación ha ido siendo sustituida por la de los tipos más modernos de SF6 y de vacío. No obstante hay aún en servicio muchos miles de interruptores de pequeño volumen de aceite con resultado satisfactorio. Interruptores de gas hexafluoruro de azufre (SF6) (Figura 3.54) En estos interruptores, el fluido extintor es el gas hexafluoruro de azufre (SF6). Su estructura molecular es según la figura 3.53. Es unas 5 veces más denso que el aire. A temperatura ambiente se le puede licuar por compresión. Normalmente se transporta en estado líquido en botellas. .La molécula de SF6 es perfectamente simétrica. Está formada por un átomo de azufre cuyos 6 enlaces libres están utilizados por 6 átomos de flúor que completan su cubierta electrónica periférica, quedando dispuestos de forma que ocupan los vértices de un octaedro regular. Esta estructura, en la que todos los enlaces químicos están saturados, se presenta como químicamente estable. La rigidez dieléctrica y las propiedades refrigerantes del SF6 aumentan con la presión. En relación con el aire o el nitrógeno (N2) su rigidez dieléctrica es: • A una atmósfera 3 veces superior. • A 2,5 atmósferas 9 veces superior, y aproximadamente igual a la del aceite. • A 4 atmósferas 12 veces superior a la del aire o N2. En los interruptores de MT, el SF6 está habitualmente a una presión moderadamente superior a la atmosférica. En su utilización para interruptores destacan los siguientes aspectos: Alrededor de los 2 000 K el SF6 empieza a disociarse en sus

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia componentes azufre y flúor. A los 2 100 K está ya disociado en un 50% aprox. y este porcentaje aumenta con la temperatura. El flúor es muy electronegativo y capta pues los electrones libres del espacio ionizado por el arco, con lo cual, junto con su acción de enfriamiento, contribuye eficazmente a la desionización de dicho espacio, y por tanto al incremento de su rigidez dieléctrica. Esta disociación de la molécula de SF6 es reversible, de forma que una vez apagado definitivamente el arco, al descender la temperatura por debajo de los 2000 K se produce la recombinación casi total del gas SF6. No hay pues consumo apreciable del mismo debido a las maniobras de desconexión, aparte claro está de eventuales fugas. La duración de la vida eléctrica de los polos de estos interruptores de SF6 es muy superior a la de los polos de los interruptores de pequeño volumen de aceite, y su mantenimiento mucho menor. La presión nominal de alimentación del gas comprimido, para el corte de un interruptor que comprende un dispositivo de interrupción con depósito de gas, es la presión superior a la presión atmosférica correspondiente a las características de funcionamiento del interruptor. El fabricante debe fijar y especificar el valor de la presión nominal de alimentación del gas comprimido para el corte y los limites de presión del gas extintor en el interior del cual el interruptor deberá responder a las exigencias de esta especificación. Interruptores de vacío (Figura 3.55) Las cámaras del interruptor tienen un vacío elevado, la presión es sólo del orden de 10-4 Pa. La rigidez dieléctrica entre os es pues muy elevada, de entre 150 a 200 kV para separaciones de 15 mm. El arco eléctrico entre os se establece en un plasma formado por la vaporización superficial de los os metálicos. Se trata pues de electrones e iones metálicos. En la técnica actual, los os son de una combinación de cobre y cromo. Al apagarse el arco en el paso por cero de la corriente, los vapores metálicos se enfrían y se condensan sobre la superficie de los os y en las paredes circundantes de la cámara, impidiendo así un nuevo encendido del arco. La presión ejercida por los vapores metálicos durante el arco, desaparece y la cámara vuelve al estado de alto vacío. Se trata de cámaras cerradas absolutamente estancas («sellado por vida»), con una duración de vida eléctrica sumamente elevada superior a las de las otras técnicas de corte. El mantenimiento es también mucho menor que el de los interruptores de pequeño volumen de aceite. Medios de extinción del arco El corte del arco eléctrico tiene éxito cuando: • la potencia disipada en el arco por efecto Joule permanece inferior a la potencia de enfriamiento del aparato, • la velocidad de desionización del medio es grande, • y el espacio interos tiene una resistencia dieléctrica suficiente. mm. En consecuencia, la elección del medio de corte es importante en la concepción de un aparato. Fig. 3.56: Influencia de la distancia entre los En efecto, este medio debe: os sobre la rigidez dieléctrica. • tener una conductividad térmica importante, especialmente en la fase de extinción, para evacuar la energía térmica del arco, • volver a alcanzar sus propiedades dieléctricas lo más rápidamente posible a fin de evitar un reencendido intempestivo (la figura 3.56 muestra las propiedades excepcionales del SF6 al respecto), • a temperatura elevada, ser un buen conductor eléctrico para reducir la resistividad del arco y por tanto la energía a disipar,

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia • a temperaturas más bajas, ser un buen aislante eléctrico para facilitar el restablecimiento de la tensión. Esta capacidad de aislante se mide por la resistencia dieléctrica entre los os, que depende de la presión del gas y de la distancia entre los electrodos. Mantenimiento Como ampliación y pormenorización de lo indicado en las especificaciones y valores comunes a la aparamenta, se transcribe a continuación el apartado 6 del la norma UNE 21-081 parte IV, Interruptores automáticos de corriente alterna para alta tensión. 6. Mantenimiento El constructor dará la información relativas a las medidas de mantenimiento que deben observarse en las condiciones normales de servicio. Es deseable que el constructor indique el número de maniobras, (o el tiempo) al cabo de las cuales es conveniente efectuar el mantenimiento de las diferentes partes del interruptor. Además, el constructor dará la información relativa a la revisión de los interruptores después de: Funcionamiento en cortocircuito. Funcionamiento en servicio normal. Se incluirá en esta información, el número de maniobras según a) y b) al cabo del as cuales debe revisarse el interruptor. Las instrucciones dadas por el constructor, incluirán, como mínimo, la información indicada en los puntos siguientes. 6.1Circuito principal Inspección, ajuste y sustitución de os. Directrices para la medida de la resistencia óhmica del circuito principal. Prescripción del desgaste isible en los os. Información sobre las tolerancias en los tiempos de apertura y cierre. 6.2 Aceite (u otro líquido) y gas para aislamiento o extinción del arco. Muestras, pruebas, secado, rellenado y/o sustitución del líquido o gas. Recomendaciones relativas a la calidad y ausencia de contaminación. Indicación de la cantidad de aceite (o fluido) requerida. 6.3 Mecanismo de mando. Mantenimiento y ajuste. Cuando sea posible durante la inspección se accionará el interruptor un pequeño número de veces con la ayuda de los dispositivos previstos, para asegurarse de que el mecanismo funciona suavemente y que todo está correcto antes de la puesta en servicio del interruptor. 6.4 Circuitos de control y auxiliares, equipo auxiliar. Comprobación de bobinas, relés, enclavamientos, dispositivos eléctricos regulables, dispositivos de calefacción y secado. 6.5 Cojinetes y piezas similares Indicación en las instrucciones de las partes a verificar.

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia 6.6 Conexiones. Se indicarán los puntos a verificar. 6.7 Sistemas de aire comprimido (e hidráulico). Comprobación de las válvulas neumáticas e hidráulicas. Inspección y sustitución de juntas. Instrucciones para la inspección del interior de los recipientes de presión en lo que se refiere a la contaminación, inspección periódica, y sustitución de los dispositivos de secado del aire y de absorción de humedad. Es conveniente abrir periódicamente las válvulas de purga de los recipientes de aire para eliminar el agua condensada. 6.8 Resistencias y condensadores. Comprobación de las resistencias y condensadores. Se indican las tolerancias permitidas. 6.9 Lubrificación y engrase. Especificación de la calidad del aceite y de la grasa. 6.10 Limpieza. Prescripciones relativas a los métodos de limpieza. Nota: Se recomienda indicar que las partes aislantes deben ser tratadas de un modo especial y que en el caso de condiciones anormales, tales como depósitos salinos, polvo de cemento, o vapores ácidos, puede resultar necesario efectuar una limpieza frecuente con objeto de evitar posibles contorneos. 6.11 Piezas y materiales de recambio. Lista de piezas y materiales de recambio que es conveniente disponer en almacén. 6.12 Herramientas especiales. Lista de herramientas especiales que son necesarias para el montaje o la revisión (cuando no sean suministradas con el interruptor). 3.4. Comparativo de las distintas técnicas de corte Hoy, en el campo de la BT, el corte magnético en el aire es el único empleado, salvo unos pocos casos particulares. En MAT, la técnica de corte en el SF6 es prácticamente la única que se instala. Para la MT, en la que se pueden utilizar todas las técnicas, las de corte en SF6 y en el vacío han sustituido las del aire por razones de costo y de dimensiones externas y las del aceite por razones de fiabilidad, de seguridad y de reducción del coste de mantenimiento (figura 3.57). Las técnicas de corte en el vacío o en el SF6 tienen unos resultados comparables y sus cualidades respectivas hacen que una u otra se adapten mejor a ciertas aplicaciones. Según el país, se emplean mayoritariamente una u otra de estas técnicas esencialmente por razones históricas o de elección de los constructores. • Los disyuntores en SF6 y en vacío son disyuntores de uso general y pueden adaptarse a todas las aplicaciones. Los progresos tecnológicos en los medios de producción de cámaras de vacío han permitido obtener aparatos muy fiables y competitivos al mismo nivel que los aparatos de SF6.

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Las técnicas de vacío son más fáciles de implementar a tensiones bajas (tensión inferior a 7,2-12 kV). Por contra, la de SF6 permite obtener más fácilmente elevados resultados de corte (tensión o intensidad de cortocircuito). • En funciones de mando (or, tensión e intensidad moderadas, exigencia de gran resistencia mecánica), la técnica del vacío está muy extendida a pesar de las precauciones que hay que tomar con las sobretensiones. Por contra es casi inexistente en las funciones de apertura (interruptor) por razones económicas; en particular, la excelente rigidez dieléctrica del SF6 después del corte permite integrar en un solo aparato las funciones de corte y de seccionamiento, cosa que con el vacío está proscrita. La mayor parte de los grandes constructores utilizan hoy, en su aparamenta, las dos técnicas de corte según sus especificidades.

Fig. 3.57: Tabla comparativa de las distintas técnicas de corte

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Fig.3.58: Tabla comparativa de las técnicas de corte en SF6 y en vacío

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3.5 Aparamenta de maniobra cerrada en envolvente metálica

Aparamenta de MT, Normas y especificaciones Los aparatos y equipos que se describen a continuación están especificados para redes de 1 kV 36 kV y cumplen las siguientes normas internacionales: IEC 62271-200, 60265-1, 60694, 62271102, 62271-105. La normativa local también exige el cumplimiento de normas UNE y RAT. 3.5.1 Tipos de aparamenta de MT La construcción de los esquemas MT de los centros de transformación ha evolucionado desde la aparamenta abierta (interruptores, seccionadores, embarrado, etc.) instalada directamente en obra civil hasta la aparamenta bajo envolvente metálica (celdas) que ofrece toda la garantía de los fabricantes al haber sido instalada y ensayada en fábrica. En obra lo único que hay que hacer es el ensamblado entre celdas (si no vienen ya ensambladas o en una única envolvente todo el esquema) y la conexión de los cables (cables de entrada de línea de la red de distribución y cables de salida para la conexión de los transformadores MT/BT). Los esquemas de distribución pública se pueden resolver con 2 tipos de celdas hasta 36 kV que cumplen con la norma UNE-EN 62271-200: • Celdas modulares con aislamiento aire y corte en SF6. • Celdas compactas o RMU con aislamiento SF6. 3.5.1.1 Celdas modulares En esta filosofía cada celda corresponde a una función (función de línea L, función de protección P) y con varias celdas ensambladas en un embarrado común, se constituye el centro MT. Esta filosofía permite una flexibilidad total a la hora de construir cualquier esquema, especialmente los centros privados con medida en Media Tensión donde se requieren celdas de interruptorremonte, medida, protección con interruptor automático, etc (ver Figuras 3.63). Se presentan 2 gamas de celdas modulares: SM6-24 (hasta 24 kV) y SM6-36 (para nivel de aislamiento 36 kV). A continuación se describen algunas de sus características: • La utilización del gas de SF6 en algunos de sus componentes de aparamenta MT (seccionadores, interruptores-seccionadores, interruptores automáticos, seccionadores de puesta a tierra) permite reducir considerablemente las dimensiones. • La arquitectura interna de cada celda es compartimentada en varios compartimentos: Compartimento con cárter de resina de epoxy relleno de SF6 y sellado de por vida (sistema a presión sellado de por vida) en el cual se encuentra un equipo móvil que en rotación puede adoptar 3 posiciones (Figura 3.60):

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Fig. 3.59: Esquemas de centro de distribución pública con un transformador MT/BT.

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia – – –

Interruptor cerrado. Interruptor abierto y seccionado (posición visible). Seccionador de puesta a tierra (Spat) cerrado (posición visible).

Fig. 3.60 : Carter de resina y vista de las 3 posiciones del equipo móvil (interruptorseccionador)

Lo que permite un enclavamiento físico natural entre Spat e interruptor: Compartimento de barras en el cual se realiza la unión con otras celdas. Compartimento de cables (caso de función de línea) y aparamenta (fusibles, interruptor automático) en caso de las celdas de protección (Figuras 3.61 y 3.62). • Existen en cada celda una serie de enclavamientos funcionales que impiden realizar falsas maniobras (ej.: impedir el a cables o fusibles mientras el seccionador de puesta a tierra no esté cerrado). Además permite realizar enclavamiento con cerradura con otras celdas. Ejemplo 1: Celda modular SM6 con interruptor-seccionador (5 compartimentos) (Figura 3.61) 1 Aparamenta: interruptor-seccionador y seccionador de puesta a tierra en el interior de un cárter relleno de SF6 y sellado de por vida. 2 Juego de barras: barras que permiten una extensión a voluntad de los centros y una conexión con celdas existentes. 3 Conexión: accesibilidad por la parte frontal sobre los bornes inferiores de conexión del interruptor y seccionador de puesta a tierra (celda IM) o en los bornes de conexión de las bases portafusibles inferiores (celdas PM, QM). Este compartimiento está igualmente equipado de un seccionador de puesta a tierra que pone a tierra la parte inferior de los fusibles en las celdas de protección de transformador (PM y QM). 4 Mandos: contiene los mecanismos que permiten maniobrar el interruptor y el seccionador de puesta a tierra, el indicador de posición mecánica (corte plenamente aparente) y el bloque de lámparas de presencia de tensión. En opción, el mando puede ser motorizado y equipado con distintos rios (bobinas, os auxiliares). 5 Control: permite la instalación de un regletero de bornas (opción motorización), de fusibles BT y de relés de poco volumen. En opción, se puede añadir un cajón BT adicional de 450 mm de altura con puerta y situado sobre el techo de la celda.

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Fig. 3.62: Celda modular SM6 con interruptor automático

Fig. 3.61 : Celda modular SM6 con interruptor seccionador

Ejemplo 2: Celda modular SM6 con interruptor automático (5 compartimentos) (Figura 3.62) 1 Aparamenta: seccionador y seccionador de puesta a tierra en un cárter relleno de SF6 y sellado de por vida. 2 Juego de barras: barras que permiten una extensión a voluntad de los centros y una conexión con celdas existentes. 1 Conexión y aparamenta: accesibilidad por la parte frontal para la conexión de los cables. interruptor automático en opción: • SF1: interruptor automático al cual se le pueden asociar 3 toroidales o transformadores de intensidad de protección para realizar una protección indirecta con relés electrónicos. 4 Mandos: contiene los mecanismos que permiten maniobrar el seccionador, el interruptor automático y el seccionador de puesta a tierra, así como la señalización correspondiente y un bloque con lámparas de presencia de tensión. El mando del interruptor automático puede motorizarse. 5 Control: permite la instalación de relés de pequeño volumen y un regletero de bornas. Opcionalmente, en caso de relés electrónicos, se puede añadir un cajón BT adicional con puerta y situado sobre el techo de la celda de 450 mm de altura. Existen diversos tipos de cabinas o celdas en cuanto a su esquema eléctrico individual, que corresponden a las distintas funciones o partes del esquema eléctrico general del conjunto. Estos distintos módulos individuales, son mecánicamente ensamblables entre sí, y asimismo conectables eléctricamente unos con otros. Así, por ejemplo, hay cabinas individuales para las funciones: entrada de alimentación, línea de salida, acoplamiento de barras, contaje, etc., o bien, en cuanto al tipo de sus aparatos de maniobra: celdas con interruptor automático, celdas con interruptor-seccionador, celdas con interruptor-seccionador con fusibles, etc. Como ejemplo en las Figura 3.63 se representan hasta 40 módulos individuales diferentes, correspondientes a otras tantas funciones.

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia Por tanto, una vez confeccionado el esquema eléctrico del circuito de MT que se desea para aquel CT, es relativamente fácil diseñar el conjunto de cabinas de MT que responda a dicho esquema, a base del repertorio de módulos o funciones individuales de que se dispone.

Fig. 3.5 : Gama de Celdas modulares SM6

Fig. 3.63: Gama de Celdas modulares SM6

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Fig. 3.63 (continuación) : Gama de Celdas modulares SM6

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Fig. 3.63 (continuación) : Gama de Celdas modulares SM6

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3.5.1.2 Celdas compactas o RMU En esta filosofía cada celda corresponde a un esquema (2L+P, 2L+2P) ya que se basan en una única envolvente metálica rellena de gas SF6 donde se hallan el embarrado común y las diferentes funciones (línea y protección) (Figura 3.64). La gama de celdas suele estar constituida por celdas con 1, 2, 3, 4 e incluso 5 funciones. Por otro lado en función de que las celdas puedan ser ampliables (a futuro) con más funciones permite clasificarlas en: • Celdas no extensibles: no permiten la ampliación del esquema. • Celdas extensibles: permiten la ampliación del esquema mediante unos módulos de ampliación con una única función (normalmente se piensa en ampliar a futuro con una función de línea). Esta gama comprende celdas RMU: RM6 (hasta 24 kV) y CAS-36 (para nivel de aislamiento 36 kV). Estas tipo de celdas no tienen tanta flexibilidad para constituir diferentes esquemas como con las celdas modulares; pero para la distribución pública donde los esquemas son muy simples y repetitivos, este tipo de celdas son las más adecuadas, ya que aportan tres importantes características: • Compacidad: una reducción de dimensiones importante, al estar toda la aparamenta aislada en SF6 (mucho mejor rigidez dieléctrica que el aire o el aceite). • Seguridad: en caso de un defecto interno, los gases Fig.3.64: RM 6 Vista interior de la son canalizados por la parte posterior e inferior de la envolvente con SF6 celda de tal manera que si hubiese un operario delante de la misma, éste no recibiría proyección de material ni sufriría quemaduras (ensayo de arco interno) Figura. 3.66.

Fig.3.65: Celda Bloque o compacta RM6 integral en SF6 y su vista en sección

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia • Insensibilidad frente al entorno: no se ven afectadas por condiciones adversas del entorno: polución, salinidad e incluso inundación. Por ello, la conexión de cables se realiza con conectores enchufables

Fig. 3.66.: Protección de los efectos del arco sobre el operario en celdas compactas RM6 y detalle de la membrana de explosión

El arco eléctrico Tanto en las cabinas con aislamiento de aire como en las de aislamiento con gas SF6, puede producirse un arco eléctrico en su interior, debido a un defecto de aislamiento, a una falsa maniobra, o a una circunstancia de servicio excepcional. La posibilidad de un arco interno es pequeña, especialmente en las cabinas de aislamiento con gas SF6, pero no puede ser totalmente descartada. En la Figura 3.67 se exponen los efectos y consecuencias producidas por un arco eléctrico parasitario en el personal operario y en las instalaciones.

Fig. 3.67: Efectos y consecuencias de un arco eléctrico

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia El arco eléctrico provoca en el interior de la cabina peligrosas sobrepresiones del aire o del gas. Por ello las cabinas cerradas con aislamiento de aire acostumbran a tener unas trampillas de escape de gases, cerradas en servicio normal, pero que se abren en caso de sobre tensión por el propio efecto de la misma, limitando así su valor Figura 3.68. Esta disposición debe combinarse con el refuerzo mecánico de las cabinas así como otras propiedades que se indican en los criterios de ensayo recogidos en la norma UNE 20460 Anexo AA. Estas trampillas están dispuestas de forma que los gases o vapores bajo presión que salgan por las mismas, no incidan sobre las personas que se encuentren cerca de las cabinas.

Fig. 3.68: Trampilla de escape de gases en celdas con aislamiento de aire

Las celdas de llenado integral en SF6 tienen en sus paredes exteriores una placa más débil que el resto de la envolvente de modo que en caso de sobre tensión, se rompe dando salida a los gases interiores Figura 3.66. Esta "placa de rotura" esta situada en un lugar adecuado de la envolvente, de manera que los gases de salida no puedan incidir sobre las personas. En relación con estos defectos internos, en la tabla de la Figura 3.69 se especifican: • Lugares de la cabina en donde, según la experiencia, se puede cebar el arco eléctrico con más frecuencia. • Causas posibles de estos defectos internos. • Ejemplos de medidas a tomar para disminuir la probabilidad de defecto interno o reducir el riesgo: Rápida desconexión del defecto iniciado por detectores sensibles a la luz, a la presión o al calor o por protección diferencial de barras colectoras. Utilización de fusibles adecuados, asociados a los dispositivos de conexión para limitar la corriente de paso y la duración del defecto. Maniobra a distancia. Trampillas limitadoras de presión.

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Fig. 3.69: Lugares de las celdas donde se puede producir el arco eléctrico

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Mantenimiento: Equipos bajo envolvente metálica y aislamiento aire Las envolventes proporcionan un determinado grado de protección contra la entrada de cuerpos sólidos, pero en general no impiden la entrada de pequeñas partículas de polvo y humedad. Por ello la parte interna de estos equipos es afectada por la polución, tanto de sus partes activas como sus mecanismos de accionamiento. Por lo cual el mantenimiento de este tipo de celdas está enfocado esencialmente a: • Limpieza de partes activas y en particular los aislantes • Eliminación de depósitos perjudiciales en los polos móviles de los aparatos de maniobra • Detección precoz de puntos calientes y su corrección cualquiera que sea su origen • Inspección de os para evaluar su eventual deterioro y proceder a su sustitución si es necesario • Inspección visual de la cadena cinemática (mecanismos) a fin de detectar corrosiones o desgastes anormales • Limpieza de mecanismos • Inspección visual de las envolventes y eventual corrección de cualquier daño visible Equipos en atmósfera de gas En estos equipos, las partes activas están dentro de una cámara hermética llena de un gas aislante no corrosivo, son inaccesibles y por tanto no pueden ser mantenidas. El diseño de estos equipos suprime el mantenimiento a lo largo de toda su vida útil prevista, 20 o 30 años. El mantenimiento queda reducido a: • Inspección visual de los mecanismos y su eventual reparación • Limpieza de mecanismos Inspección de las envolventes. En este sentido la integridad de la cuba que contiene el gas debe ser considerada de la máxima importancia Equipos parcialmente aislados con gas Este tipo de equipos utilizan un cárter aislante que contiene las partes activas de cada aparato de maniobra, el resto de elementos, tales como: seccionadores de puesta a tierra, embarrados, cables, transformadores de medida y protección, etc, aislados al aire. Su mantenimiento se centra en los puntos siguientes: • Limpieza de superficies aislantes externas al cárter con gas, así como otros aislantes. Esta operación es de suma importancia, debido a las reducidas distancias que supone su diseño compacto • Detección precoz de puntos calientes • Inspección visual y limpieza de mecanismos • Inspección visual de envolventes. El cárter conteniendo el gas no es susceptible de corrosión y están bien protegidos contra daños por golpes Además: Si para ciertas operaciones de mantenimiento, fuesen necesarias pantallas aislantes, estas deberán ser suministradas por el fabricante de la celda, el cual dará las instrucciones para su utilización. Elección de la aparamenta MT En los centros de distribución pública la aparamenta (modular, compacta extensibles o no extensible) a instalar va a venir condicionada por las especificaciones de la compañía de distribución eléctrica. Los parámetros básicos son: • Tensión asignada: normalmente 24 kV o 36 kV.

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia • Intensidad asignada en las funciones de línea y embarrado: 400 A y en algunos casos 630 A. La intensidad asignada de las funciones de protección con fusible viene condicionada por el calibre del fusible y suele ser inferior a 200 A. • Intensidad de corta duración isible (1 s): 16 kA-1 s o en algún caso 20 kA-1 s (depende de la ubicación del centro, consultar con la compañía de distribución eléctrica). Para la elección del fusible cada fabricante tiene sus tablas; aunque la mayoría de las compañías distribuidoras suelen tener una tabla estándar que depende de la potencia del transformador y la tensión de servicio. 3.6 Protección de circuitos La protección de los circuitos aguas abajo del transformador debe cumplir los requisitos de la IEC 60364. Selectividad entre los dispositivos de protección aguas arriba y abajo del transformador Los centros de transformación MT/BT necesitan un funcionamiento selectivo entre los fusibles o el interruptor automático de MT y el interruptor automático o los fusibles de BT. El calibre de los fusibles de MT se eligen de acuerdo con las características del transformador. Las características de disparo del interruptor automático de BT deben ser tales que para una condición de sobrecarga o cortocircuito aguas abajo de su ubicación, el interruptor automático se dispare lo suficientemente rápido como para garantizar que los fusibles o el interruptor automático de MT no se vean afectados negativamente por el paso de la sobreintensidad a través de ellos. Las curvas características de disparo de los fusibles o del interruptor automático de MT y los interruptores automáticos de BT se muestran en gráficos de tiempo de disparo en relación a la intensidad que los atraviesa. Ambas curvas tienen la forma general Fig. 3.70 : Selectividad entre el funcionamiento de fusibles MT y el disparo de interruptores automáticos inversa-tiempo/intensidad (con una discontinuidad de BT para la protección de transformadores. brusca en la curva del interruptor automático en el valor de la corriente superior en la que se produce el disparo “instantáneo”). Estas curvas se muestran en la Figura3.70. • Para lograr la selectividad: La curva del fusible MT (curva F) o del interruptor automático MT (curva CBMT) debe situarse por encima y a la derecha de la curva del interruptor automático BT (curva CB). • Para que los fusibles no se vean afectados (es decir, no se dañen): Todas las partes de la curva del fusible deben estar situadas a la derecha de la curva CB con un factor de 1,35 o más (esto es, cuando en el momento T, la curva CB pasa por un punto correspondiente a 100 A, la curva del fusible en ese mismo momento T debe pasar por un punto correspondiente a 135 A o más, y así sucesivamente...); por otro lado, todas las partes de la curva del fusible deben estar por encima de la curva CB con un factor de 2 o más (es decir, cuando a un nivel de corriente I la curva CB pasa por un punto correspondiente a 1,5 segundos, la curva del fusible Fig. 3.71 : Funcionamiento de fusibles MT y disparo de interruptor automático de BT. al mismo nivel de corriente I debe pasar por un punto correspondiente a 3 segundos o más, etc.). Los factores 1,35 y 2 se basan en las tolerancias de fabricación máximas estándar para fusibles de MT e interruptores automáticos de BT. Para comparar dos curvas, las corrientes de MT deben convertirse a las corrientes equivalentes de BT o a la inversa.

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia Cuando se utilice un interruptor-fusible de BT, debe respetarse una separación similar en las curvas de características de los fusibles de MT y BT. • Para que no se dispare la protección del interruptor automático de MT: Todas las partes de la curva del interruptor automático MT (curva CBMT) deben situarse a la derecha de la curva CB con un factor de 1,35 o más (es decir, cuando en el momento T la curva CB de BT pase por un punto correspondiente a 100 A, la curva CBMT en el mismo momento T debe pasar por un punto correspondiente a 135 A o más, y así sucesivamente...); por otro lado, todas las partes de la curva CBMT deben estar por encima de la curva CB de BT (la diferencia entre el tiempo de la curva CBMT y CB de BT debe ser superior o igual a 0,3 s). Los factores 1,35 y 0,3 se basan en las tolerancias de fabricación máximas estándar para transformadores de intensidad MT, relés de protección de MT e interruptor automático MT. Para comparar dos curvas, las corrientes MT deben convertirse a las corrientes equivalentes de BT o a la inversa. Cuando se utilice un interruptor-fusible en BT, debe respetarse una separación similar de las curvas de características analizadas. Selección del dispositivo de protección en el primario del transformador La protección con fusibles está limitada hasta una cierta potencia/tensión del transformador, normalmente, a partir de 1.000 kVA se protege con interruptor automático. La protección con el interruptor automático y relés proporciona una protección del transformador más sensible comparada con los fusibles. La instalación de protecciones adicionales (protección de defecto a tierra, protección de sobrecarga térmica...) resulta más fácil con interruptor automático. 3.7 Enclavamientos y operaciones condicionadas Los enclavamientos mecánicos y eléctricos están incluidos en los mecanismos y en los circuitos de control de los aparatos instalados en centros de transformación, como medida de protección frente a secuencias incorrectas de maniobras por personal operativo. La protección mecánica entre funciones situadas en equipos diferentes (p. ej., cuadro de distribución y transformador) se logra mediante enclavamiento por llave. El objetivo de un esquema de enclavamiento es evitar cualquier maniobra anómala. Algunas de esas operaciones exponen al personal operativo a ciertos riesgos, mientras que otros sólo conllevan incidentes eléctricos Enclavamiento básico Las funciones de enclavamiento básico se pueden introducir en una unidad funcional determinada; algunas de estas funciones son obligatorias según la UNE-EN 62271-200, pero otras son el resultado de la elección del . Teniendo en cuenta el a una celda MT, se requiere un determinado número de operaciones que se realizan en un orden predefinido. Es necesario llevar a cabo las operaciones en orden inverso para restablecer el sistema al estado anterior. Tanto unos procedimientos adecuados como unos enclavamientos dedicados pueden garantizar que las operaciones necesarias se realicen siguiendo la secuencia correcta. A continuación, dicho compartimento accesible se clasificará como “accesible y enclavado” o “accesible por procedimiento”. Incluso para los s con procedimientos adecuados rigurosos, la utilización de enclavamientos puede ofrecer más ayuda para la seguridad de los operadores. Enclavamiento por llave Además de los enclavamientos disponibles en una unidad funcional determinada, la forma más utilizada de enclavamiento depende del principio bloqueo por llave. El principio se basa en la posibilidad de liberar o bloquear una o varias llaves, en función de si se cumplen o no las condiciones necesarias. Estas condiciones se pueden combinar en secuencias únicas y obligatorias, garantizando así la seguridad del personal y la instalación y evitando procedimientos de funcionamiento incorrectos. El incumplimiento de la secuencia correcta de las operaciones en cualquier caso puede tener consecuencias extremadamente graves para el personal operativo, así como para el equipo en cuestión. Nota: Es muy importante facilitar un esquema de enclavamiento en la etapa de diseño básico de la planificación de un centro de transformación MT/BT. De esta forma, los aparatos en cuestión se equiparán durante la fabricación de forma coherente, garantizando la compatibilidad de las llaves y los dispositivos de bloqueo.

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Continuidad de servicio Para un cuadro de distribución determinado, la definición de los compartimentos accesibles así como sus condiciones de proporcionan la base de la clasificación de “Pérdida de continuidad de servicio” definida en la norma IEC 62271-200. La utilización de enclavamientos o sólo de un procedimiento adecuado no afecta a la continuidad de servicio. Únicamente la solicitud de a una parte determinada del cuadro de distribución en condiciones normales de funcionamiento, tiene como resultado unas limitaciones que pueden ser más o menos graves en cuanto a la continuidad de servicio de distribución eléctrica. Enclavamientos en los centros de transformación MT/BT En un centro de transformación MT/BT que incluye: • Una sola celda de entrada de MT o dos celdas de entrada (de unidades de alimentación paralelas) o bien dos celdas de anillo de entrada/salida. • Una celda de protección de transformadores y aparatos, que puede incluir un interruptor de desconexión y corte de carga con fusibles MT y un seccionador de conexión a tierra, o bien un interruptor automático y un seccionador de desconexión de línea junto con un seccionador de conexión a tierra. • Un compartimento para transformador. Los enclavamientos permiten realizar maniobras y acceder a las diferentes celdas en las siguientes condiciones: Enclavamientos básicos integrados en unidades funcionales sencillas • Funcionamiento del interruptor seccionador/corte en carga: Si los es movibles están cerrados y el seccionador de puesta a tierra asociado está abierto. • Funcionamiento del seccionador de línea de la celda de protección con interruptor automático: Si los es movibles están cerrados. Si el interruptor automático está abierto y el seccionador de puesta a tierra está abierto. • Cierre de un seccionador de puesta a tierra: Si los interruptores seccionadores asociados están abiertos (1). • a un compartimento accesible con movible, si se han especificado los enclavamientos: Si el interruptor seccionador del compartimento está abierto y los seccionadores de puesta a tierra de éste están cerrados. • Cierre de la puerta de un compartimento accesible si se han especificado los enclavamientos: Si el seccionador de puesta a tierra del compartimento está cerrado. Enclavamientos funcionales con varias unidades funcionales o equipos separados • a los terminales de un transformador de MT: Si la unidad funcional de salida tiene abierto su interruptor y cerrado su seccionador de puesta a tierra. En función de la posibilidad de retroalimentación del lado de BT, puede resultar necesaria una condición en el interruptor automático principal de AT. (1) Si el seccionador de puesta a tierra se encuentra en un circuito de entrada, los interruptores seccionadores asociados son los de ambos extremos del circuito y deben estar correctamente enclavados. En este caso, la función de enclavamiento se realiza con un enclavamiento de llave de varias unidades.

Ejemplo práctico En un centro de transformación MT/BT de distribución pública, el esquema de enclavamiento más utilizado es MT/BT/TR (media tensión/baja tensión/ transformador). El objetivo del enclavamiento es el siguiente: • Evitar el al compartimento del transformador si el seccionador de puesta a tierra no se ha cerrado previamente. • Para evitar el cierre del seccionador de puesta a tierra en una celda de protección de transformador, si el interruptor automático de BT del transformador no se ha bloqueado previamente en “abierto” o “desenchufado”. El a los terminales de MT o BT de un transformador protegido aguas arriba por una celda de protección de transformador MT/BT y que contenga un interruptor seccionador de carga MT, 171

Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia fusibles MT y un seccionador de puesta a tierra MT, debe cumplir el procedimiento estricto descrito a continuación, que se muestra en los diagramas de la Figura 3.72. Nota: El transformador de este ejemplo está provisto de conectores MT de tipo enchufables que sólo se pueden retirar desbloqueando un dispositivo de retención común a todos los conectores trifásicos. El interruptor seccionador de corte en carga MT está mecánicamente enclavado con el seccionador de puesta a tierra MT, de forma que sólo se puede cerrar uno de los 2, esto es, el cierre de uno bloquea automáticamente el cierre del otro.

Procedimiento para el aislamiento y la conexión a tierra del transformador MT/BT y extracción de las conexiones MT de tipo enchufable (o tapa de protección) Condiciones iniciales: • El interruptor seccionador de corte en carga MT y el interruptor automático BT están cerrados. • Seccionador de puesta a tierra MT bloqueado en posición abierta por la llave “O”. • Llave “O” bloqueada en el interruptor automático de BT mientras esté cerrado el mismo. Paso 1: • Abrir el interruptor automático de BT y bloquearlo en posición abierta con la llave “O”. • La llave “O” se libera a continuación. Paso 2: • Abrir el interruptor MT. • Asegurarse de que los indicadores de “presencia de tensión” se apagan cuando se abre el interruptor MT. Paso 3: • Desbloquear el seccionador de puesta a tierra MT con la llave “O” y cerrar el mismo. • La llave “O” se bloquea a continuación. Paso 4: El de a los fusibles MT se puede ahora retirar (se libera cuando se cierra el seccionador de puesta a tierra MT). La llave “S” está situada en este y se bloquea cuando se cierra el interruptor MT: • Girar la llave “S” para bloquear el interruptor MT en la posición abierto. • La llave “S” se libera a continuación. Paso 5 La llave “S” permite retirar el dispositivo de bloqueo común de los conectores MT de tipo enchufable en el transformador o de la tapa de protección común de los terminales. En cualquiera de los casos, la exposición de uno o varios terminales bloquea la llave “S” en el enclavamiento. El resultado del procedimiento anterior es el siguiente: • El interruptor MT está bloqueado en la posición abierta por la llave “S”. La llave “S” está bloqueada en el enclavamiento de los terminales del transformador mientras los terminales estén expuestos. • El seccionador de puesta a tierra MT está en posición cerrado pero no bloqueado, es decir, que se puede abrir o cerrar. Cuando se realizan tareas de mantenimiento, normalmente se utiliza una cerradura para bloquear el interruptor de conexión a tierra en posición cerrada; la llave de la cerradura está en manos del responsable que supervisa el trabajo. • El interruptor automático de BT está bloqueado en posición abierta por la llave “O”, que está prisionera por el seccionador de puesta a tierra MT cerrado. Por lo tanto, el transformador está aislado de forma segura y conectado a tierra. Debe tenerse en cuenta que el embarrado aguas arriba del interruptor seccionador de corte en carga puede permanecer en tensión en el procedimiento descrito, ya que el embarrado en cuestión está situado en un compartimento separado al que no se puede acceder en la celda descrita. Cualquier otra solución técnica con embarrado expuesto en el compartimento al que se accede necesitaría más enclavamientos.

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Interruptor MT e interruptor automático BT cerrado

Fusibles de MT accesibles

Fig. 3.72: Ejemplo de enclavamiento de MT/BT/TR.

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Terminales de cables MT del transformador accesibles


4. Interruptores de Baja tensión 4.1 El interruptor automático BT Un interruptor automático (figura 4.1) es un aparato de conexión capaz de cerrar e interrumpir un circuito ante cualquier valor de la corriente hasta su poder de ruptura último: Icu (norma CEI 60947-2). Aunque su función básica es la interrupción de las corrientes de cortocircuito y de sobrecarga por acción «refleja», permite también, mediante una acción exterior voluntaria, el corte de corrientes de sobrecarga y «normales» (las de empleo y más pequeñas). Además, una vez abierto, asegura un aislamiento en tensión del circuito interrumpido. El diseño de un interruptor automático que reúna en una misma caja todas estas funciones ha hecho adoptar soluciones específicas en cuanto a: - mecanismos de cierre y apertura, - relés, - circuitos eléctricos de los polos, - elementos de corte (os, cámaras de corte, ...).

Fig. 4.1: Corte de un interruptor BT industrial 400 A. 174


4.2 Sus funciones Cerrar el circuito Por acción sobre el mecanismo, al mínimo o, el o los receptores reciben alimentación en corriente; estos receptores, al conectarse, absorben valores de corriente netamente superiores al valor nominal In (por ejemplo: un motor puede absorber de 7 a 8 In durante algunos segundos). Para que estas sobreintensidades no den lugar a fenómenos nefastos para la zona de os (erosión producida por el arco), la aproximación debe de ser brusca, especialmente a partir de 100 A. Para atender a todos los casos usuales sin problemas, los interruptores automáticos han de poder establecer corrientes de 15 a 20 veces mayores que su valor nominal. La realización de esta función requiere unas especificaciones, ya que un interruptor automático debe de estar siempre a punto para abrir, en caso de defecto en la instalación, incluso inmediatamente después de su conexión o cierre. Conducir la corriente Esta función pasiva precisa de precauciones constructivas para responder a las prestaciones de calentamiento isible y posibilidad de apertura rápida. Y además, si el interruptor automático es selectivo, puede precisar una capacidad electrodinámica elevada para soportar las corrientes de cortocircuito durante el acompañamiento selectivo, tiempo necesario para la actuación de los aparatos situados aguas abajo. Abrir el circuito, cortar la corriente - Mediante la acción voluntaria sobre el mecanismo, manual o telemandado, cualquiera que sea la corriente, - mediante la acción refleja sobre el mecanismo provocada por el relé a continuación de una sobreintensidad, lo que provoca una apertura automática y definitiva del interruptor automático aunque el órgano de maniobra se mantenga en posición «cerrado», - mediante la actuación de un relé auxiliar sobre el mecanismo: dispositivos de mínima tensión, de emisión de corriente, de corriente diferencial, … La apertura es automática y definitiva, cualquiera que sea el valor de la corriente en este instante. Asegurar el seccionamiento Cuando el interruptor está abierto se requiere un nivel de aislamiento entre partes «en tensión» y partes «sin tensión». Este nivel de aislamiento es el requerido para los ensayos dieléctricos prescritos en la norma CEI 60947-2. - un ensayo de corriente de fuga máxima entre entrada y salida bajo una tensión Ue máxima, - una tensión de choque superior (por ejemplo a 12,3 kV en vez de 9,8 kV exigibles para un aparato de un mismo tipo que no tenga esta función), - un ensayo de resistencia mecánica del mecanismo denominada «de o soldado» - la apertura, por acción de los relés de disparo, brusca e independiente, de mantener o no, la palanca en posición «C». En este caso, para cerrar debe de realizarse una acción de rearme, - el seccionamiento aparente (el órgano de maniobra solamente puede enclavarse en posición «A» si los os están realmente abiertos), mecanismo para interruptor automático de gran intensidad, muy sofisticado, ya que comporta un dispositivo de rearme por acumulación de energía antes del cierre y de la apertura que debe permitir un ciclo completo «A-CA» sin rearme intermedio.

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4.3 Tecnología Los mecanismos Los tres principales y básicos son: - mecanismo de «2 posiciones» estables «A» (abierto) y «C» (cerrado) para los aparatos de calibre inferior a 100 A, - mecanismo de «3 posiciones» estables «A», «C» y «A/D» (abierto - disparado), utilizado sobre todo en interruptores automáticos industriales (figura 4.1) cuyo órgano de maniobra permite: • el cierre brusco de los os, independiente de la acción del operador, • la apertura brusca de los os, independiente de la acción del operador, • la apertura, por acción de los relés de disparo, brusca e independiente, de mantener o no, la palanca en posición «C». En este caso, para cerrar debe de realizarse una acción de rearme, • el seccionamiento aparente (el órgano de maniobra solamente puede enclavarse en posición «A» si los os están realmente abiertos), - mecanismo para interruptor automático de gran intensidad, muy sofisticado, ya que comporta un dispositivo de rearme por acumulación de energía antes del cierre y de la apertura que debe permitir un ciclo completo «A-CA» sin rearme intermedio. Los relés de disparo Hay una gran diversidad; tratamos aquí sólo los necesarios para provocar la apertura o corte de las sobreintensidades. - Relés magnetotérmicos: • régimen de sobrecarga, es el que provoca un calentamiento significativo debido a una corriente determinada (o una sobretemperatura, por excesivo número de maniobras), que a su vez produce el disparo mediante la actuación de un elemento «termo-mecánico», generalmente un bimetal: - cuando la sobrecarga es débil, el calibre nominal del relé queda definido por las condiciones de calentamiento en régimen asintótico. El relé puede ser del tipo «compensado» para evitar la influencia de la temperatura ambiente, - ante las sobrecargas importantes, los calentamientos evolucionan en régimen adiabático. Por ello, el tiempo de desconexión es función del estado de calentamiento previo del interruptor automático. • en condiciones de cortocircuito, a partir de un determinado umbral de corriente, las desconexiones serán «instantáneas» por la acción de un circuito magnético que acciona una armadura o un núcleo. El umbral se define para un impulso de corriente de 200 ms, pero el tiempo de acción es muy pequeño (3 a 5 ms) para valores de intensidad elevados. - Los relés «electrónicos» Su primer objetivo es medir la corriente que circula a través de los polos del interruptor automático para actuar en consecuencia sobre un mecanismo de desconexión. La ventajas de este sistema son: • mucha mayor precisión en los umbrales de disparo, • curvas de desconexión ajustables según las necesidades, • posibilidad de información local o a distancia. Los os Los os de los interruptores automáticos BT están constituidos en parte por elementos conductores que trabajan con presión entre sí, en la misma dirección de su desplazamiento (figura 4.2), por tanto, no son como los os «de cuchilla» de muchos interruptores. Merecen especial atención dos fenómenos físicos que están directamente ligados a la naturaleza de los materiales empleados y a las fuerzas de o. -

La resistencia de o (Rc)

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia Su valor debe ser el menor posible ya que condiciona la potencia y energía desarrollada en el punto de o, que debe evacuarse por conducción. Los calentamientos producidos por este fenómeno pueden acelerar la oxidación y corrosión. Para preservarlos de esta acción, los os pueden ser de cobre hasta unos 100 A y a partir de este valor han de ser de aleaciones de plata. Al producirse el paso de grandes corrientes en el punto de o, la potencia generada puede superar, con mucho, la potencia disipable. En este caso, la zona de o alcanza y rebasa la temperatura de fusión del material; para evitar la soldadura de los os, éstos se construyen de una mezcla heterogénea, por ejemplo con adición de teluro o de carbono en uno de los os. La técnica de «o único» se emplea hasta In = 630 A. Para mayores valores nominales es recomendable utilizar varios «dedos» de o en paralelo. - La repulsión por estricción Por efecto de interacción magnética entre las líneas de corriente «radiantes», aparece una fuerza de repulsión de los os que llamamos repulsión de estricción. Esta fuerza produce consecuencias nefastas ya que durante su acción hay: • erosión inútil de las pastillas de o por la energía de arco, • riesgo de soldadura o microsoldadura, si los os no se separan, • creación de «puntos calientes» que favorecen el estancamiento del arco y, por tanto, la emisión termoiónica; así se podrán comprender las condiciones de extinción del arco en su fase de regeneración. Hay que destacar que, para mejorar las condiciones de solicitación electrodinámica, por encima de In = 630 A, la repulsión por estricción induce también a utilizar la técnica de multi-os. Resumiendo: la elección de los materiales y la fuerza de os son determinantes en cuanto a la resistencia de o, al umbral de repulsión y también a otros aspectos, como erosión, microsoldaduras, etc. o móvil Para grandes corrientes, a partir de 15 In, es necesario: - para aparatos que deben permanecer cerrados, reforzar la resistencia electrodinámica mediante Fig.4.2 : La presión de los os un efecto de «compensación», con la corriente de los interruptores automáticos BT se aplica en el mismo sentido del propia. Hay varias disposiciones posibles: desplazamiento. • por atracción mutua, sistema utilizado en interruptores con apertura impedida ante puntas de corriente (figura 4.3a), • por repulsión equilibrada, sistema utilizado con los interruptores automáticos de gran intensidad nominal (figura 4.3b ). Estos interruptores, situados normalmente en cabecera de instalación, son de disparo temporizado para que haya selectividad; por tanto, su resistencia electrodinámica debe ser elevada, del orden de los valores de cortocircuito «20 In».

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Fig.4.3 : Reforzamiento del esfuerzo electrodinámico de los os.

Fig. 4.4 : Principio de repulsión de los os: a: bucle sencillo de repulsión, b: doble repulsión (normalmente también con doble o), c: con «extractor»: núcleo magnético que empuja o tira del o móvil.

Fig. 4.5 : Dispositivos magnéticos de repulsión de los os: a: circuito de atracción en U, b: circuito de repulsión en U , c: repulsión con gran di/dt.

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-

para aparatos que deban abrir y cerrar rápidamente, se mejoran las condiciones de repulsión del o móvil para conseguir lo antes posible una tensión de arco. Hay varias soluciones posibles (figura 4.4 ): • sistema con un único bucle de repulsión, • sistema con un bucle de repulsión doble (habitualmente con un «doble o»), • con «extractor»: un núcleo magnético empuja el o móvil. Los efectos de repulsión pueden reforzarse utilizando circuitos magnéticos. • con efectos proporcionales al cuadrado de la corriente: – circuito de atracción en U (figura 4.5a), – circuito de repulsión en U (figura 4.5b), • con efectos proporcionales a la pendiente de la corriente (di/dt), por tanto, especialmente indicado y eficaz para grandes corrientes (Icc) (figura 4.5c). Lo que se pretende a veces es que los os móviles se vuelvan a cerrar «solos», transcurrido un cierto tiempo, para no volver a abrirse, salvo que el cortocircuito no haya sido eliminado por un interruptor automático situado aguas abajo.

Las cámaras de ruptura La función esencial de esta parte de un interruptor automático es mantener la tensión de arco en un valor conveniente absorbiendo la energía desarrollada por éste (esta energía es, a veces, enorme: si Ua = 500 V e i = 10000 A durante 2 ms, resulta que Pa = 5 MW y Wa = 10 kJ!). Esta zona debe satisfacer también las condiciones suficientes de regeneración dieléctrica para garantizar la ruptura definitiva al paso de la corriente por cero, a pesar de la presencia de la tensión de la red. Los fenómenos físicos a considerar, para garantizar el corte de la corriente, no son todos esencialmente eléctricos: los térmicos (fusión, sublimación, evaporación), los aereodinámicos, las radiaciones juegan un papel igualmente importante en la distribución de energías en cada momento. El principio básico de una cámara de ruptura consiste en desplazar el arco contra una batería de separadores o plaquitas, dispuestas transversalmente a la columna del arco principal para: - fraccionarlo en una serie de arcos elementales, tantos como espacios interseparadores (figura 4.6a), con lo que cada uno de ellos producirá una caída de tensión de arco mínima UAC de 20 a 40 V, debida a fenómenos de caídas ánodo-cátodo y que provocan el alargamiento de este arco. La caída de tensión de arco, cuando éste está fraccionado, podemos calcularla: Ua ≈ N UAC + (L – N e) UL, siendo: e = espacio entre dos separadores, N = número de separadores, L = longitud de la cámara de ruptura. Por ejemplo: si N = 10, L = 4 cm, e = 0,2 cm, UAC ≈ 30 V y UL ≈ 75 V/cm, Ua ≈ 200 + 150 = 350 V. - almacenar, por calentamiento o licuefacción temporal de los separadores, la energía que producen en la columna de plasma las corrientes muy fuertes. Pero en unas condiciones determinadas y con grandes corrientes, existe un límite superior de la intensidad por encima del cual el arco se queda delante de los separadores a pesar de los intercambios térmicos muy importantes que se producen (figura 4.6b). Aunque el arco ya no se fracciona más, la tensión de arco es del mismo orden de magnitud o un poco más pequeña.

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Fig. 4.6 : Los separadores colocados en las cámaras de corte facilitan la ruptura.

La precámara Esta zona comprende el volumen de separación entre la zona de os y el principio de los separadores que forman la cámara de corte. Su presencia es normalmente necesaria y hasta indispensable para: - evitar el estancamiento del arco entre los os (erosión y puntos calientes); el apagachispas «inferior» contribuye a asegurar el desplazamiento de la base del arco desde los os fijos hacia el interior de los separadores de la cámara, - favorecer un alargamiento mayor y más rápido del arco que el que se provoca por la simple separación mecánica de los os. Los efectos magnéticos ya indicados para la repulsión del o móvil ayudarán a conseguir estos objetivos, actuando sobre la corriente del arco. Además de este «soplado magnético», aparecerá un soplado real aerodinámico si la energía del arco naciente vaporiza o sublima parte de los materiales aislantes gasógenos. Por último, la presión, inevitable al producirse la ruptura de fuertes corrientes en un recinto cerrado, favorece la evolución de la tensión de arco, ya que: - la sección derecha de la columna de arco se encuentra reducida y su «resistencia» incrementada, - las diferencias de presión entre esta zona (sobrepresión debida al arco) y el fondo de la cámara de ruptura (presión atmosférica) favorecen la entrada y permanencia del arco en el interior de la cámara. Prestaciones Las prestaciones de un interruptor automático permiten garantizar su capacidad de empleo en una instalación determinada y en un punto concreto. Las instalaciones eléctricas precisan el empleo de numerosos interruptores automáticos (en el origen de la instalación -en cabecera-, en los cambios de sección de las líneas, cerca de ciertos receptores, ...) cuyas características pueden ser muy diferentes: - las tensiones nominales, 400 a 690 V en trifásica, las intensidades nominales, In, comprendidas entre algunos amperios y 6 300 A, según su emplazamiento en la instalación, - las protecciones contra las sobrecargas, de 1,3 a 10 In, según los elementos protegidos, - los poderes de corte de valores que suelen ser normalmente inferiores a 35 kA, pero que pueden llegar algunas veces hasta 150 kA, según la potencia instalada.

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4.4 Particularidades de los interruptores automáticos BT Para satisfacer el conjunto de necesidades de una distribución eléctrica industrial o terciaria es pues necesario disponer de una «gama de interruptores automáticos» (figura 4.7). Interruptores automáticos cuyas características se obtienen mediante soluciones técnicas adaptadas a sus funciones y a sus calibres.

Fig.4.7 : Gama de interruptores automáticos de BT. Schneider Electric Así, la función de corte, adaptada a cada nivel, contribuye a la seguridad de cualquier instalación: - la protección (de las personas y bienes), la disponibilidad de la energía, o continuidad de servicio, especialmente con la selectividad de desconexión de los interruptores automáticos. En BT, son especialmente útiles dos tipos de selectividad: la selectividad amperimétrica y la selectividad cronométrica. - La primera, en declive por el empleo de la selectividad energética, se consigue con los interruptores automáticos de categoría A según la norma CEI 60 947-2. Estos interruptores automáticos deben cortar muy rápidamente la corriente de defecto y limitar mucho las corrientes de cortocircuito. - La segunda, la selectividad cronométrica, se consigue con los interruptores automáticos de categoría B. Estos aparatos, situados generalmente en cabecera de la instalación, deben soportar, durante el tiempo de retardo, el paso de las corrientes de defecto que puedan presentarse y, por tanto, tener una gran capacidad para soportar los esfuerzos electrodinámicos. Una gran limitación de la corriente de cortocircuito Esta limitación se considera especialmente importante en los interruptores automáticos de calibre inferior o igual a 630 A. Estos interruptores automáticos desarrollan una tensión de arco del orden de 600 a 900V en pequeños volúmenes. Esta tensión se obtiene más fácilmente con sistemas de doble corte (por combinación de los esquemas de las figuras 4.4b y 4.5b), y la instalación de un o móvil de tipo rotativo que ofrece la ventaja adicional de tener un recinto cerrado independiente para cada polo (figura 4.8).

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia Con la tecnología actual es posible cortar «100 kA» en 2,5 ms con un interruptor automático de 250 A. Una gran capacidad para soportar esfuerzos electrodinámicos Es necesaria para interruptores de calibre igual o superior a 800 A. Esta característica necesita un principio de compensación de los esfuerzos electromagnéticos más fácil de resolver con un corte simple (figura 4.3b) más aún cuando la apertura es tan grande (distancia entre polos del o) que permite obtener también una tensión de arco elevada, entre 600 y 900 V. De esta manera un interruptor automático de 3 200 A corta «100 kA» en 15 ms (sin retardo en la desconexión), pero también puede soportar 75 kA durante 3 s (figura 4.9). Prestaciones confirmadas por los ensayos La evaluación y la garantía de las prestaciones de los interruptores automáticos se obtienen realizando los ensayos normalizados (ver CEI 60 947-2 y UNE-EN 60 947.2). Así, por lo que se refiere al «corte», los ensayos permiten verificar, por ejemplo:

Fig. 4.8 : Cámara de corte de un interruptor automático BT con os rotativos (Compact NS – Schneider Electric). las endurancias con In, - las endurancias con sobrecarga (con 6 In, por ejemplo), - los poderes de corte para los ciclos: • A-CA con Icu, corriente de cortocircuito última, • o para A-CA-CA con Ics, corriente de cortocircuito en servicio con Ics ≤ Icu. -

Fig. 4.9 : Cámara de corte de un interruptor automático BT de gran resistencia electrodinámica (Masterpact – Merlín Gerin).

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Ruptura con limitación Entendemos con esta expresión, que tomamos todas las disposiciones para impedir que la corriente de cortocircuito alcance el valor de cresta máxima correspondiente a su valor presunto (figura 4.10a). En la práctica, el conseguirlo es importante y hasta indispensable para evitar desgastes y daños en la instalación. Esta limitación no la obtendremos, gracias al arco, si la tensión de arco no alcanza rápidamente un valor mayor que la tensión y se mantiene ahí (figura 4.10b). En efecto, la ley de Ohm: e − Ri − L

di − Ua = 0 dt

permite definir tres condiciones de limitación (figura 4.10c): - crear inmediatamente una tensión de arco, - que esta tensión de arco evolucione lo más rápidamente posible, para lograr que Ua = e – Ri, con lo que:

L

di =0 dt

lo que significa que la corriente alcanza su valor máximo îc; -

mantener esta tensión de arco con el valor más alto que se pueda, con lo que di/dt es negativo y la corriente se ve forzada a decrecer.

Resumiendo: «Inmediato, Rápido, Alto» es la consigna para: «Cortar gracias al arco… las corrientes presuntas, …con limitación» Con una tensión de corriente continua La tensión continua es de la forma: u(t) = E. - A partir de la apertura del circuito, la corriente evoluciona según la expresión:

Fig. 4.10: Condiciones de limitación - al abrir el circuito, aparece una tensión de arco. Si su valor crece rápidamente, su evolución global puede asimilarse a una función escalón cuyo frente de subida quedará definido, en el instante t0, por Ua = E (figura 4.11). A continuación, la corriente, que habrá alcanzado un valor i0, decrecerá de forma exponencial y se anulará en un tiempo ta << τ. El cálculo de la energía de arco es:

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia ta

Wa = ∫ Ua ⋅ ia ⋅ dt t0

de donde:

Al tener en cuenta la razón de limitación k = i0/ip, se obtiene el conjunto de curvas (Wa/WL0) de la figura 4.12. Hay que destacar que la energía de arco es tanto menor cuanto menor es el coeficiente k. El mejor valor («óptimo») se consigue para una relación de tensiones tal que: 1,5 < Ua/E < 2,5, que es el caso de la corriente establecida. Con una tensión de corriente alterna monofásica En condiciones de limitación, la ruptura de este tipo de corriente se realiza como si momentáneamente se tratara de una ruptura en corriente continua. - en particular, caso de régimen simétrico, es como considerar la ruptura de una corriente presunta con una tensión de red (figura 4.13a), - normalmente, en el caso de un régimen asimétrico, la limitación se mejora porque la tensión de arco «corta» a la tensión de red antes de que la corriente haya aumentado demasiado (figura 4.13b), - en el resto de casos «intermedios», con una «pequeña ondulación o valle», la ruptura con limitación sólo se puede obtener a partir de la segunda semionda de corriente, ya que la primera ha ocurrido con una corriente demasiado débil (figura 4.13c). Fig. 4.11: Limitación con tensión continua

Nota: Con corrientes de cortocircuito elevadas, sólo se puede obtener un efecto de limitación notable si la tensión de arco interviene o aparece en un tiempo muy inferior a T/4.

Fig. 4.12: Grupo de curvas según la razón k

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Fig. 4.13: Limitación con tensión alterna monofásica

Fig. 4.14: Oscilogramas del corte de un cortocircuito de ensayo con una tensión trifásica, con apertura independiente de los polos.

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Con tensión de corriente alterna trifásica Se pueden considerar dos casos: 1er caso: separación independiente de los polos. Cada fase provoca la aparición de una tensión de arco en función de la corriente que la recorre (figura 4.14). En primera aproximación, todo pasa como si: - una de las fases corta en régimen simétrico monofásico pero su restablecimiento en tensión se produce sobre una tensión semicompuesta, - las otras dos fases aseguran un corte con tensión bifásica de la «cola de corriente». 2º caso: separación simultánea de los polos. La corriente de la fase en régimen simétrico actúa directamente sobre un dispositivo de disparo omnipolar que garantiza una apertura muy rápida. En este caso, las tensiones de arco se desarrollan a la vez sobre las tres fases El fenómeno se produce como si la fase en régimen «quasi simétrico» cortara con una tensión compuesta con una tensión de arco de valor doble. Esta ruptura omnipolar debe realizarse en un tiempo menor que T/4 y se obtendrá la máxima eficacia para un tiempo menor que T/8; en estas circunstancias, la fase con la «pequeña ondulación o valle» cortará pero habiendo soportado una pequeña corriente. Este tipo de corte: - se produce con dispositivos cuyo conjunto de piezas móviles tengan muy poca inercia, - se pretende conseguir en los aparatos grandes aportando energías de maniobra externas ultra rápidas (efecto Thomson con descarga capacitativa, por ejemplo). 4.5 Los parámetros del corte o ruptura Para poder apreciar la eficacia de la ruptura, los parámetros a tener en cuenta son: - intensidad de cresta cortada = îc (valor máximo absoluto de la cresta de corriente) El conocimiento de esta magnitud permite definir las solicitaciones electrodinámicas máximas en el circuito, -

∫

«solicitación térmica» o integral de Joule = i dt 2

Esta denominación ha quedado consagrada con el uso. Como la forma de onda de la corriente cortada no corresponde a una función matemática simple, el cálculo de esta integral se realiza paso a paso, por medios informáticos. Esta integral expresa las solicitaciones energéticas térmicas, pero también electrodinámicas, sobre los elementos del circuito, -

-

tiempo de ruptura = ta Tiempo total de la ruptura, si el circuito es trifásico, tensión de arco máxima = Ua Órdenes de magnitud: • 250 a 500 V, para un interruptor automático estándar, • 600 a 900 V, para un interruptor automático limitador. Estas «sobretensiones» no son peligrosas ya que su valor es inferior a las tensiones de ensayo normalizadas para las instalaciones BT,

∫

energía de arco = u a ⋅ i a ⋅ dt Esta integral también se calcula paso a paso, por ordenador. Representa la energía que se consume en la zona del arco. Órdenes de magnitud: 1, 10, 100 kJ en función de los aparatos y las intensidades cortadas. Es uno de los parámetros que condiciona la endurancia de los aparatos de corte.

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Ruptura con fusibles Un fusible corta la corriente gracias al arco. La relativa simplicidad está basada en que un filamento, debidamente calculado, se calienta hasta su temperatura de fusión por la corriente que lo recorre. Para valores elevados de la corriente, el calentamiento que produce la fusión del filamento es de tipo adiabático, con una energía de prearco definida por la expresión: t pa

R ∫ i 2 dt = mcT f 0

Con :R = resistencia del elemento fusible, m = masa del filamento, c = capacidad calorífica, Tf = temperatura de fusión, tpa = tiempo de prearco. Esta energía térmica, denominada de prearco, es independiente de la tensión de red. El arco alcanza rápidamente la longitud de la parte de filamento fundido y la tensión de arco alcanza un valor que es función de esta longitud y de la presión que aparece en la cámara de fusión (figura 4.15). Esta cámara puede estar llena de polvo de sílice para que la fusión de esta arena absorba la energía del arco. Nota: La «cola» de corriente se explica por el camino «preferencial» que el arco crea en la masa de sílice fundida. El arco se va extinguiendo contra las paredes aún calientes.

Algunas observaciones a propósito de los fusibles: - sólo pueden actuar en caso de corrientes de sobrecarga muy fuerte o de cortocircuito, - algunos tipos de fusibles tienen un percutor, para señalar su fusión o para provocar el disparo indirecto de un dispositivo de corte complementario que garantice la abertura de todos los conductores activos, Fig. 4.15: El fusible, constitución y curvas características - después de un defecto que de corte. provoque la fusión de un fusible, los «supervivientes» (los de las fases que no se han fundido) pueden haber rozado la fusión, con lo que sus características se habrán modificado sustancialmente. En estas condiciones pueden fundir intempestivamente, incluso para intensidades inferiores a su calibre. Por esto es necesario cambiar todos los fusibles a la vez. 4.6 Las exigencias de la distribución eléctrica en B.T. Seguridad y disponibilidad de la energía son las exigencias primeras del utilizador de la energía eléctrica.

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia La calidad de las protecciones y su coordinación permite conseguir estas exigencias a un coste óptimo. Los distintos niveles de una instalación eléctrica de BT Cada nivel de la instalación tiene sus necesidades de seguridad y disponibilidad concretas.

Fig. 4.16: esquema simplificado de una instalación tipo que globaliza la mayoría de las instaladas.

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Seguridad y disponibilidad de la energía -

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La concepción de las instalaciones de baja tensión tienden a prever las protecciones básicas contra tres tipos de defectos: • Las sobrecargas. • Los cortocircuitos. • Los defectos de aislamiento. La implementación de estas protecciones debe tener en cuenta: • Los aspectos reglamentarios, particularmente aquellos relacionados con la seguridad de personas. • Requerimientos técnicos y económicos. El dispositivo elegido, debe: • Soportar y eliminar los defectos con un coste optimizado respecto a la actuación requerida. • Limitar la incidencia de un defecto a una parte de la instalación y así asegurar la máxima continuidad de servicio. La obtención de estos objetivos, requiere la coordinación del dispositivo de protección en su trabajo para: • Gestionar la seguridad y alargar la vida de la instalación por limitación de esfuerzos. • Asegurar la disponibilidad eliminando el defecto inmediatamente aguas arriba del disyuntor. Los objetivos de la coordinación entre disyuntores son: • La filiación. • La selectividad. Si el defecto de aislamiento es tratado específicamente por las protecciones diferenciales, debe asegurar igualmente la selectividad entre dispositivos a corriente diferencial residual.

Funcionalidad y tecnología de los interruptores automáticos Las protecciones y su coordinación deben adaptarse a las necesidades de cada instalación: - A nivel de CGBT, la necesidad de energía es superlativa. - A nivel de cuadros de distribución, la limitación de esfuerzos en caso de defecto es importante. - A nivel de distribución final, la seguridad de personas es esencial. Las funciones de los interruptores automáticos Este aparato de conexión es capaz de cerrar y abrir un circuito para intensidades por debajo de su poder de corte. Las funciones a asegurar son: - Cerrar el circuito. - Conducir la corriente. - Abrir el circuito y cortar la corriente. - Asegurar aislamiento. Las exigencias de instalación, de optimización de coste, de gestión de la disponibilidad y de seguridad, inducen distintas opciones tecnológicas concernientes al interruptor automático. Nivel A: el CGBT El CGBT es la llave de entrada de toda la distribución eléctrica; la disponibilidad de la energía es primordial en esta parte de la instalación. - Las corrientes de cortocircuito son elevadas debido a: • La proximidad de las fuentes de BT.

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia • Los juegos de barras sobredimensionados para vehicular las intensidades de valores elevados. - Éste es el dominio de los interruptores automáticos de potencia. Estos interruptores automáticos son diseñados para la distribución eléctrica de altas intensidades: • Se instalan generalmente en los CGBT como protección de entradas y salidas de grandes intensidades. • Deben permanecer cerrados en caso de cortocircuito, a fin de que el interruptor automático aguas abajo elimine el defecto. Generalmente funcionan con temporización. La atenuación electrodinámica (AED) y la fuerte atenuación térmica caracterizada por una corriente Icw son primordiales. La (AED) está pensada para que sea lo mayor posible por un propio efecto de compensación de corriente. - Principales características de estos interruptores automáticos: • De tipo industrial, respondiendo a la norma Fig. 4.17: Esquema de compensación UNE 60947-2. con la propia corriente. • Un alto poder de corte Icu de 40 a 150 kA. • Con un calibre nominal de 1.000 hasta 5.000 A.v Categoría B: - Con una gran capacidad térmica Icw de 40 kA hasta 100 kA - 1 s. - Con una gran atenuación electrodinámica (AED). - • Con un mecanismo comandado por acumulación de energía, permitiendo el acoplamiento de redes. La continuidad de servicio está asegurada por la selectividad total: - Aguas arriba con los fusibles de protección del transformador MT / BT (*). - Aguas abajo con el ensamble de las salidas (selectividad de tipo cronométrica). (*) El interés de la selectividad MT/BT reside fundamentalmente en el hecho de que la restitución del servicio se haga de forma menos constringente en BT (accesibilidad, consignación). Esto nos ofrece ventajas considerables para la continuidad de servicio.

Nivel B: los cuadros secundarios - Los cuadros secundarios aparecen en la parte intermedia de la instalación: • La distribución se hace por los conductores (CEP o cables) con el dimensionado óptimo. • Las fuentes están todavía muy cercanas: las intensidades de cortocircuito pueden llegar a 100 kA. • La necesidad de continuidad de servicio es aun muy importante. Las protecciones deben limitar los esfuerzos y estar perfectamente coordinados con la distribución aguas arriba y aguas abajo. - Ésta es la zona de los interruptores de caja moldeada. - Los interruptores de caja moldeada deben abrir y cortar la corriente lo más deprisa posible. El principal objetivo es evitar al máximo los esfuerzos al nivel de los cables e incluso al nivel de la carga. Por todo ello, la repulsión al nivel de los os debe ser favorecida con el fin de obtener la eliminación del defecto antes de su aparición. - Ejemplo de sistema de repulsión. Los esquemas posibles son: Un simple bucle de repulsión. Con doble repulsión. Con un extractor, un núcleo magnético que accione el o móvil.

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Fig. 4.18: Ejemplo de sistema de repulsión. -

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Los efectos de la repulsión pueden ser reforzados por la implementación de circuitos magnéticos: • Con efectos proporcionales al cuadrado de la intensidad (circuito de atracción o repulsión en U). • Con efectos proporcionales a la pendiente de la intensidad (di/dt) particularmente eficaces para altas intensidades (Icc). Principales características de los interruptores de caja moldeada: • De tipo industrial, respondiendo a la norma UNE 60947-2. • Con un poder de corte elevado (de 36 a 150 kA). • De calibre nominal de 100 A a 1600 A. • De categoría B para los interruptores de alto calibre (> 630 A). • De categoría A para los interruptores de bajo calibre (< 630 A). • Con rápida apertura y cierre y con tres posiciones de maniobra (ON / OFF /Disparado). La continuidad de servicio está asegurada por la selectividad: • Parcial, eventualmente para alimentar circuitos no prioritarios. • Total para la distribución aguas abajo requeriendo una alta disponibilidad de energía.

Nivel C: la distribución terminal Las protecciones están situadas directamente sobre los receptores; la selectividad debe ser realizada en función de las protecciones de los niveles superiores. La intensidad de cortocircuito acostumbra a ser débil (algunos kA) caracteriza este nivel. - Ésta es la zona de los miniinterruptores. Estos interruptores están diseñados para proteger la distribución terminal. El objetivo es limitar esfuerzos en los cables, en los os y en los receptores. La tecnología de los miniinterruptores, principalmente utilizada a este nivel de la instalación, limita la aparición de esfuerzos electrodinámicos. Dentro de los miniinterruptores, la limitación depende en parte del accionador magnético. Una vez el mecanismo ha sido activado, golpeará el o móvil dándole de manera precoz una velocidad elevada... La tensión de arco se desarrolla muy velozmente en una primera etapa. Para los interruptores de pequeño calibre, la impedancia específica en los polos contribuye a la limitación. El miniinterruptor es ideal para uso doméstico y para protección de auxiliares, cumpliendo así la norma UNE 60947-2.

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Principales características de estos interruptores: • Poder de corte en función de las necesidades (alrededor de algunos kA demedia). • Calibre nominal de 1,5 a 125 A en función de las cargas a alimentar. • Destinado generalmente a aplicaciones domésticas, cumpliendo la norma UNE 60898. - Las protecciones instaladas deben asegurar: • La limitación en intensidad. • Un confort de explotación. • Una seguridad absoluta, ya que estas protecciones son manipuladas porpersonal no especialista. -

Fig. 4.19: Ejemplo de sistema de apertura de os por electroimán.

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La norma UNE 60947-2 - La norma UNE 60947-2 especifica las características esenciales de los interruptores industriales: • La categoría de uso. • Las características de reglaje. • Las medidas de diseño.

• Etc. Establece una serie de tests muy completos y representativos de las condiciones reales de explotación de los interruptores. El anexo A, reconoce y define la Coordinación de las Protectiones - Selectividad y Filiación. El cumplimiento de la norma UNE 60947-2 por un interruptor es una muestra de la calidad del dispositivo. La evolución de las medidas de seguridad y de la tecnología ha conllevado un incremento significativo en las exigencias de los interruptores industriales. El cumplimiento de la norma CEI 947-2 renombrada CEI 60947-2 (UNE 60947-2) después de 1997, puede considerarse como una seguridad total en el empleo de los interruptores. Esta norma ha sido aprobada en todos los países.

Los principios La norma UNE 60947-2 es parte de una serie de normas que definen la prescripción del aparellaje eléctrico de Baja Tensión: - Las reglas generales UNE 60947-1, agrupan las definiciones, las prescripciones y los tests comunes a todo el aparellaje industrial BT. • Las normas de productos UNE 60947-2 a 7, tratan las prescripciones y tests específicos del producto. La norma UNE 60947-2 se aplica a los interruptores y a sus unidades de control. Las características de funcionamiento de los interruptores dependen de las unidades de control o de los relés que comandan la apertura en las condiciones definidas. Esta norma define las características esenciales de los interruptores industriales: - Su clasificación: modo de empleo, aptitudes al seccionamiento... • Las características eléctricas de regulación. • Información del modo de empleo. • Las cotas de diseño. • La coordinación entre protecciones industriales (en anexo A).La norma establece así una serie de tests de conformidad que deben pasar los interruptores. Estos tests son muy completos y muy cercanos a las condiciones reales de trabajo. El cumplimiento de estos tests con la norma UNE 60947-2 es verificado por los laboratorios acreditados.

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Fig. 4.20: Principales características (anexo K UNE 60947-2).

Categoría de interruptores La norma UNE 60947-2 define dos categorías de interruptores: - Interruptores de categoría A, para los cuales no hay retardo de disparo previsto. Éstos generalmente son interruptores de caja moldeada, capaces de realizar una selectividad amperimétrica. - Interruptores de categoría B, para los cuales es viable realizar una selectividad cronométrica, siendo posible retardar el disparo (hasta 1 s) para todo cortocircuito de valor inferior a la intensidad Icw. Es generalmente el caso de interruptores de potencia de caja moldeada de alto calibre. Para los interruptores instalados en los CGBT, es importante tener un Icw igual al Icu con el fin de asegurar naturalmente la selectividad a pleno poder de corte último Icu. Recordatorio de las características eléctricas Las características de reglaje son dadas por las curvas de disparo. Estas curvas contienen distintas zonas delimitadas por las siguientes corrientes (definidas en el anexo K de la norma UNE 609472). - Intensidad nominal (In).In (en A eff.) = intensidad ininterrumpida máxima soportada a temperatura ambiente sin sobrecalentamiento anormal. Ej.: 125 A a 40 °C. - Intensidad de regulación de sobrecarga ajustable (Ir).Ir (en A eff.) está en función de In. Ir caracteriza la protección contra las sobrecargas. Para el funcionamiento en sobrecarga, las intensidades convencionales de no disparo Ind y de disparo Id son: • Ind = 1,05 Ir. • Id = 1,30 Ir. Id está dada por un tiempo convencional de disparo. Para una intensidad superior a Id, el disparo por defecto térmico se hará según la curva a tiempo inverso. Ir el nombre de Protección Largo Retardo (PLR).

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Fig. 4.21: características de reglaje de los interruptores automáticos. -

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Intensidad de regulación de disparo corto retardo (Isd).Isd (en kA eff.) está en función de Ir. Isd caracteriza la protección contra los cortocircuitos. La apertura del interruptor se hace según la curva de disparo por corto retardo: • Con una temporización tsd. • O con I2t constante. • O instantáneamente (análoga a la protección instantánea).Isd recibe el nombre de Protección Corto Retardo o (PCR). Intensidad de regulación de disparo instantáneo (Ii).Ii (en kA) está en función de In. Ii caracteriza la protección contra los corto-circuitos para todas las categorías de interruptores. Para las sobreintensidades importantes (los cortocircuitos) superiores al valor Ii, el interruptor debe cortar instantáneamente la intensidad de defecto. Esta protección puede ser deshabilitada según la tecnología y el tipo de interruptor (en particular los interruptores de categoría B). Poder(*) asignado de cierre en cortocircuito (Icm).Icm (kA pico) es el valor máximo de intensidad de cortocircuito asimétrico que el interruptor puede establecer y cortar. Para un interruptor, el esfuerzo generado es máximo en un cierre por cortocircuito. Poder(*) asignado de corte último (Icu).Icu (kA eff.) es el valor máximo de intensidad de cortocircuito que el interruptor puede cortar. Está verificado siguiendo una secuencia de ensayos normalizados. Después de esta secuencia, el interruptor no puede ser peligroso. Esta característica está definida por una tensión de empleo Ue determinada. Poder(*) asignado de corte en servicio (Ics).Ics (kA eff.) valor dado por el constructor. Se expresa en % de Icu. Esta relación es muy importante ya que nos muestra la aptitud del interruptora asegurar un normal servicio, después de haber cortado tres veces la corriente de cortocircuito. Cuanto más alto sea el valor Ics, más efectivo será. Intensidad asignada de corta duración isible (Icw).Definida por los interruptores de categoría B.

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia Icw (kA eff.) es la intensidad de cortocircuito máxima que puede soportar el interruptor durante una breve duración (de 0,05 a 1 s) sin alteración de sus características. Este valor se verifica durante la secuencia de ensayos normalizados. (*) Estas características están definidas por una tensión de empleo Ue determinada.

Fig. 4.22: intensidades a cortar y limitación.

Fig. 4.23: cálculo de cortocircuitos asimétricos (UNE 60947-2 § 4.3.5.3). 4.7 Coordinación entre interruptores El concepto de coordinación concierne al comportamiento de dos aparatos instalados en serie en una distribución eléctrica en presencia de un cortocircuito. 4.7.1 La filiación, “efecto cascada” o protección de acompañamiento Consiste en instalar un interruptor aguas arriba D1 para ayudar a un interruptor instalado aguas abajo D2 a cortar las intensidades de cortocircuito superiores a su poder de corte último Icu D2. Este valor se marca como Icu D2+D1. La UNE 60947-2 reconoce la filiación entre dos interruptores. Para los puntos críticos, donde las curvas de disparo se sobreponen, la filiación debe ser verificada mediante ensayos.

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4.7.2 La selectividad Consiste en asegurar la coordinación entre las características de funcionamiento en serie de tal manera que en caso de defecto aguas abajo, sólo el interruptor situado inmediatamente encima del defecto abre. La UNE 60947-2 define un valor de intensidad (Is) cuyo valor es límite de selectividad, tal que: - Si la intensidad de defecto es inferior a este valor (Is), sólo el interruptor D2 abre. - Si la intensidad de defecto es superior a este valor (Is), los interruptores D1 y D2 abren. Como para la filiación, la selectividad debe ser verificada por ensayos en los puntos críticos. La selectividad y la filiación sólo pueden ser garantizadas por el fabricante que recoja sus ensayos en tablas.

Fig. 4.24: Diagramas de filiación y selectividad.

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Fig. 4.25: Materiales adecuados a los niveles de un circuito.

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4.7.3 La limitación La limitación es una técnica que permite al interruptor reducir altamente las intensidades de cortocircuito. Las ventajas de la limitación son multiples: - Atenuación de los efectos nefastos de los cortocircuitos: • Electromagnéticos. • Térmicos. • Mecánicos. - Base de la técnica de filiación. Principios La intensidad de defecto asumida, Icc, es la intensidad de cortocircuito que circularía en ausencia de limitación en el punto de la instalación donde está instalado el interruptor. Dado que la intensidad de defecto es eliminada antes del primer semiperiodo, sólo el primer pico de corriente Ipico asimétrico debe ser considerado. Este último es función del cos ϕ de defecto de la instalación.

Fig. 4.26: Limitación de la intensidad por velocidad de apertura. La disminución de esta Icresta acotada en IL, caracteriza la limitación de un interruptor. La limitación consiste en crear una fuerza contraelectromotriz que se oponga al incremento de la intensidad de cortocircuito. Los tres criterios determinantes para la eficacia de la limitación son:

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia El tiempo de intervención, el instante (ts) cuando aparece la fuerza contraelectromotriz (fcem). - La velocidad de incremento de esta (fcem). - El valor de esta (fcem). La fuerza contraelectromotriz es la tensión de arco UA motivada por la resistencia del arco que se crea entre los os en separación. Su rapidez de evolución está ligada a la velocidad de separación de los os. Como muestra la figura anterior, a partir del instante (ts) donde los os se separan, la fuerza contraelectromotriz UA crece hasta el instante (t1) donde ésta es igual a la tensión de la fuente (Em). La intensidad limitada alcanza entonces su valor máximo y empieza a disminuir hasta extinguirse en (t2). Esta disminución se debe a la fuerza contraelectromotriz donde el valor es superior a (Em). -

Poder de limitación de un interruptor El poder de limitación de un interruptor define la capacidad más o menos grande a dejar paso, en un cortocircuito a una intensidad inferior a la intensidad de defecto asumida. El esfuerzo térmico de 2 la intensidad limitada es el área (gris) definida por la curva del cuadrado de la intensidad limitada I cc (t). En ausencia de limitación, este esfuerzo sería el área, mucho mayor, definida por la curva cuadrado de la intensidad asumida. Para una intensidad de cortocircuito asumida Icc, una limitación de esta intensidad al 10 % se traduce por menos de un 1 % de esfuerzo térmico asignado. La elevación de la temperatura en los cables es directamente proporcional al esfuerzo térmico (1).

Fig. 4.27: limitación en intensidad y del esfuerzo térmico.

Ventajas: - Aplicación a la distribución eléctrica. La limitación reduce en gran grado los efectos nefastos de los cortocircuitos de la instalación.

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Fig. 4.28: Causas y efectos de la limitación. Así, la limitación contribuye a alargar la vida de las instalaciones eléctricas. (1) Debido a un cortocircuito, existe un calentamiento adiabático de los conductores (sin intercambio de calor con el exterior debido a la rapidez del aporte de energía). El aumento de temperatura en un conductor con sección S es:

recibe el nombre de esfuerzo térmico (A2S). Aplicación a motores. Funcionalidades. Las funciones a asegurar en un motor son: • Aislamiento. • Control. • La protencción contra las sobrecargas (específicas). • La protección contra los cortocircuitos. • Las protecciones complementarias. La alimentación de un motor puede estar constituida de 1, 2, 3 o 4 aparatos distintos. En el caso de una asociación de distinto aparellaje –caso más frecuente– es necesario coordinar las distintas funciones realizadas por el aparellaje. - Coordinación de los componentes de la alimentación de un motor. Gracias a la limitación, los efectos nefastos de los cortocircuitos en la alimentación de un motor son altamente atenuados. Una buena limitación en interruptores permite favorecer fácilmente a una coordinación de tipo 2 como propone la UNE 60947-4-1, sin sobre dimensionamiento de componentes. Este tipo de coordinación garantiza al explotador un uso óptimo de la alimentación del motor.

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Fig. 4.29: Características de coordinación de las protecciones de los motores.

Fig.4.30: Alimentación del motor

Curvas de limitación El poder de limitación de un interruptor es expresado por dos curvas de limitación que dan: - Pico de intensidad limitada en función de la intensidad eficaz de intensidad de cortocircuito asumida. - Ejemplo: en una alimentación de 160 A donde la Icc asumida es de 90 kA eficaz, el pico Icc no limitado es de 200 kA (factor asimétrico de 2,2) y la Icc limitada es de un pico de 26 kA. - El esfuerzo térmico limitado (en A2 s), en función de la intensidad eficaz de intensidad de cortocircuito asumida.

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia -

Ejemplo: en una alimentación, el esfuerzo térmico pasa de más de 100 106

Fig. 4.31: Curvas de limitación.

4.8 La filiación La filiación permite: - Ahorrar en las instalaciones. - Simplificar la elección de las protecciones, con la utilización de interruptores de comportamiento estándar. La filiación “refuerza” el poder de corte de los interruptores situados aguas abajo de un interruptor limitador. El interruptor limitador “ayuda” al interruptor situado aguas abajo limitando fuertes corrientes de cortocircuito. La filiación permite utilizar un interruptor de poder de corte inferior a la corriente de corto-circuito calculada en ese punto de la instalación. Área de aplicación: - La filiación: • Concierne a todos los aparatos instalados aguas abajo del interruptor. • Puede ser extendida a varios dispositivos consecutivos, incluso si se utilizan en diferentes cuadros.

Fig. 4.32: Principios de la filiación.

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia Las normas de instalación (UNE 60460 y el REBT) imponen que el aparato situado aguas arriba tenga un poder de corte Icu superior o igual a la corriente de cortocircuito asumida en ese punto de la instalación. Para los interruptores situados aguas abajo, el poder de corte Icu a considerar es el poder de corte reforzado por la coordinación. Principios Tan pronto como los dos interruptores disparan (a partir del punto IB), una tensión de arco UAD1 en la separación de los os de D1 se suma a la tensión UAD2 y ayuda por limitación complementaria al interruptor D2 a abrir. La asociación formada por D1 + D2 permite mejorar el comportamiento de D2 como se muestra en la figura : - Curva de limitación D2. - Curva de limitación D2 reforzada por D1. - Icu D2 reforzada por D1.De hecho, de acuerdo a las recomendaciones de la UNE 60947-2, los fabricantes dan y garantizan directamente la Icu reforzada por la asociación formada por D1 + D2.

Fig. 4.33: La asociación de la filiación.

Ventajas La filiación permite beneficiarse de todas las ventajas de la limitación. De este modo, los efectos de las corrientes de cortocircuito se reducen a: • Los efectos electromagnéticos. • Los efectos electrodinámicos. • Los efectos térmicos. La instalación de un solo interruptor limitador produce importantes simplificaciones y ahorros en toda la instalación aguas abajo: • Simplificación en la elección de los aparatos por las tablas de filiación. • Ahorro en los aparatos aguas abajo. La limitación permite utilizar interrupto-res de comportamiento estándar. La selectividad La selectividad de las protecciones es un punto clave para la continuidad de servicio.

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia La selectividad puede ser: • Parcial. • Total. Según las características de la asociación de las protecciones. -

Las técnicas de selectividad establecidas son: • Amperimétrica. • Cronométrica. • Lógica. La selectividad puede optimizarse mediante el empleo de aparatos limitadores aguas abajo. -

Generalidades: - Principio. Recordatorio (ver apartado 1.4 de “la norma UNE 60947-2”). La selectividad consiste en asegurar la coordinación entre las características de funcionamiento de interruptores automáticos colocados en serie, de tal manera que en caso de defecto aguas abajo solo dispara el aparato situado inmediatamente aguas arriba. Se define una intensidad Is de selectividad tal que: • Idefecto > Is: los dos interruptores automáticos disparan. • Idefecto < Is: solo D2 elimina el defecto.

Fig.4.34: Principios de la selectividad. - Calidad de la selectividad El valor (Is) debe ser comparado con el valor lcc (D2) presunto en el punto D2 de la instalación. • Selectividad total: Is > Icc (D2); la selectividad se considera total, es decir, para cualquier valor de intensidad de defecto D2 sólo lo elimina. • Selectividad parcial: Is < Icc (D2); la selectividad se considera parcial, es decir, hasta Is, sólo D2 elimina el defecto. Por encima de Is, D1 y D2 abren.

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia - Datos del constructor. De hecho, los constructores dan la calidad de la selectividad de manera intrínseca, es decir: • Selectividad total, si Is es igual a Icu D1 (la asociación nunca podrá ver una intensidad de defecto superior a este valor). • Selectividad parcial, limitada a Is. Este valor Is puede, sin embargo, ser superior al de Icc (D2). Visto por el , la selectividad es total. Glosario: - Icc (D1): Intensidad de cortocircuito en el punto donde D1 está instalado. - IcuD1: Poder de corte último de D1. 4.8 Técnicas de selectividad 4.8.1 Selectividad amperimétrica Esta técnica está directamente ligada a la parametrización de las curvas de desconexión. Largo retardo (LR) de dos interruptores automáticos en serie.

Fig. 4.35: Selectividad amperimétrica -

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El límite de selectividad Is es: • Is = Isd2 si los umbrales Isd1 y Isd2 están demasiado próximos o mezclados. • Is = Isd1 si los umbrales Isd1 y Isd2 están suficientemente separados. En general, la selectividad amperímetrica se obtiene cuando: • Ir1 / Ir2 < 2. • Isd1 / Isd2 > 2. El límite de selectividad es: • Is = Isd1. Calidad de la selectividad. La selectividad es total si Is > Icc (D2), es decir, Isd1 > Icc (D2). Ello implica generalmente: • Un nivel Icc (D2) poco elevado. • Una importante desviación entre los calibres de los interruptores D1 y D2.La selectividad amperimétrica es generalmente utilizada en distribución terminal.

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4.8.2 Selectividad cronométrica Esta es la continuación de la selectividad amperimétrica. Se obtiene por el escalonamiento en el tiempo de las curvas de desconexión. Esta técnica consiste en temporizar ∆t el disparo por corto retardo (CR) de D1.

Fig. 4.36:Selectividad cronométrica. Los umbrales (Ir1, Isd1) de D1 y (Ir2, Isd2) respetan las reglas de escalonamiento de la selectividad amperimétrica. El límite de selectividad (Is) de la asociación es como mínimo igual a Ii1, el umbral instantáneo de D1. - Calidad de la selectividad. Son posibles dos casos: • En salidas terminales y/o intermedias. Los interruptores automáticos de categoría A pueden utilizarse con un disparo temporizado del interruptor situado aguas arriba. Esto permite prolongar la selectividad amperimétrica hasta el umbral Ii1 del aparato aguas arriba: Is ≥ Ii1 Si Icc (D2) no es muy elevada –caso de una salida terminal–, se puede obtener selectividad total. • En las entradas y salidas del CGBT. A este nivel, la continuidad de servicio es prioritaria, las características de la instalación permiten la utilización de interruptores de categoría B concebidos para un disparo temporizado. Estos interruptores tienen una elevada estabilidad térmica (Icw u 50 % Icn para ∆t = 1 s): Is u Icw1. Idénticamente para las Icc(D2) importantes, la selectividad cronométrica asegura generalmente una selectividad total: Icw1 > Icc (D2). Nota: la utilización de interruptores automáticos de categoría B se debe a que la instalación debesoportar importantes solicitaciones electrodinámicas y térmicas. De esta manera, los interruptores disponen de un umbral instantáneo (Ii) elevado, regulable e inhibible para proteger eventualmente los juegos de barras.

Mejora de la selectividad amperimétrica y cronométrica: - Interruptores automáticos aguas abajo limitadores. El uso de un interruptor limitador aguas abajo permite eliminar el límite de selectividad.

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Fig. 4.37: mejora de la selectividad amperimétrica y cronométrica. - De hecho, viendo la figura, una intensidad de defecto (Id) será vista por D1: • Igual a (Id) en caso de interruptor no limitador. • Igual a (ILd–Id) en caso de interruptor limitador. El límite de selectividad amperimétrica y cronométrica (Is) de la asociación D1+D2 es remitido a un valor que aumenta cuando el interruptor aguas abajo es rápido y limitador. - Calidad de la selectividad. La utilización de un interruptor limitador es muy eficaz para lograr una selectividad total cuando las regulaciones de los umbrales (selectividad amperimétrica) y/o el umbral de disparo instantáneo (selectividad cronométrica) del interruptor aguas arriba D1 son demasiado bajas en relación a la intensidad de defecto (Id) en D2–Icc (D2). 4.8.3 Selectividad lógica o “Zona selectiva lógica (ZSI)”

Este tipo de selectividad se logra con interruptores automáticos equipados con relés electrónicos concebidos a este fin: sólo las funciones corto retardo (CR) o protección tierra (GFP) de los aparatos pilotados son gestionados por la selectividad lógica. En particular, la función de protección instantánea - función de protección intrínseca no se ve afectada. - Regulación de los interruptores pilotados: • Temporización: no hay normas, pero debe aplicarse el escalonamiento (si lo hay) de los intervalos de temporización de la selectividad cronométrica (∆tD1 u ∆tD2 u ∆tD3). • Umbrales: no hay normas a aplicar para los umbrales, pero es necesario respetar el escalonamiento natural de los calibres de las protecciones (IcrD1 u IcrD2 u IcrD3). Nota: esta técnica permite obtener selectividad incluso con aparatos de calibres similares.

• Principios. La activación de la función selectividad lógica se lleva a cabo mediante la transmisión de información a través del cable piloto: • Entrada ZSI: - Nivel bajo (ausencia de defecto aguas abajo): la función de protección está a la espera con una reducida temporización (≤ 0,1 s).

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Fig. 4.38: Selectividad lógica. Nivel alto (presencia de defecto aguas abajo): la función de protección afectada pasa al estado de temporización fijado en el aparato. • Salida ZSI: - Nivel bajo: el interruptor no detecta el defecto, no envía ninguna orden. - Nivel alto: el interruptor detecta un defecto, envía una orden. -

- Funcionamiento. Un cable piloto conecta en cascada los dispositivos de protección de una instalación (ver figura ). Cuando aparece un defecto, cada interruptor situado aguas arriba del defecto (detectando un defecto) envía una orden (salida a nivel alto) y hace pasar al interruptor aguas arriba a su temporización natural (entrada a nivel alto). El interruptor situado inmediatamente encima del defecto no recibe la orden(entrada a nivel bajo) y de esta manera dispara casi instantáneamente. - Calidad de la selectividad. Recomendada y muy utilizada en USA, esta técnica permite: • Conseguir fácilmente selectividad en standard en 3 o más niveles. • Eliminar las tensiones importantes en la instalación, ligadas a un disparo temporizado de la protección, en caso de defecto directamente sobre los juegos de barras aguas arriba. Todas las protecciones son, en consecuencia, casi instantáneas. - Realizar fácilmente una selectividad aguas abajo con los aparatos no pilotados. 4.9 Las reglas de selectividad Protección contra las sobrecargas Cualquiera que sea el valor de la sobreintensidad, la selectividad está asegurada en sobrecarga si el tiempo transcurrido hasta el disparo del interruptor ubicado aguas arriba D1 es superior al tiempo máximo de corte del interruptor D2. Se cumple la condición si la relación entre las regulaciones largo retardo (LR) y corto retardo (CR) es superior a 2. El límite de selectividad (Is) debe ser como mínimo igual al umbral de regulación de corto retardo (CR) de aguas arriba. Protección contra los cortocircuitos - Selectividad cronométrica. El disparo del aparato aguas arriba D1 está temporizado a ∆t: • Las condiciones requeridas para la selectividad amperimétrica deben cumplirse.

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia • La temporización ∆t del aparato aguas arriba D1 debe ser suficiente para que el aparato aguas abajo pueda eliminar el defecto. La selectividad cronométrica permite aumentar el límite de selectividad (Is) hasta el umbral de disparo instantáneo del interruptor aguas arriba D1. La selectividad será siempre total si el interruptor D1: • Es de categoría B. • Tiene una Icw igual a su Icu. La selectividad es total en los otros casos si el umbral de disparo instantáneo del interruptor aguas arriba D1 es superior a la Icc presunta en D2. - Selectividad lógica. La selectividad siempre es total. - Caso general. No hay reglas generales de selectividad al respecto.

Fig. 4.39: selectividad amperimétrica y cronométrica. • Las curvas tiempo/intensidad muestran “claramente” un valor de Icc ( límite o presunto) inferior al disparo corto retardo del interruptor aguas arriba; la selectividad es, en consecuencia, total. Si este no es el caso estudiado, sólo los ensayos pueden indicar los límites de la selectividad de la coordinación, en particular cuando los interruptores son de tipo limitador. La determinación del límite de selectividad (Is) se lleva a cabo mediante la comparación de las curvas: • En energía de disparo para el interruptor aguas abajo.

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia • En energía de no disparo para el interruptor aguas arriba. El punto de intersección de las dos curvas muestra el límite de selectividad (Is). Los constructores indican, en sus tablas, los resultados prácticos de la coordinación. La selectividad de las protecciones diferenciales Según el Esquema de Conexionado a Tierra (ECT), la selectividad sólo requiere la coordinación de las protecciones contra las sobreintensidades. Cuando el defecto de aislamiento se trata específicamente para las protecciones diferenciales (por ejemplo, en Esquema TT), es necesario asegurar, de la misma manera, la selectividad de los dispositivos diferenciales entre ellos. La selectividad de las protecciones diferenciales debe permitir que, en caso de defecto de aislamiento, sólo la salida afectada por el defecto sea puesta fuera de tensión. El objetivo es optimizar la disponibilidad de energía. Coordinación de las protecciones y normas de instalación La norma de instalación UNE 20460 rige las instalaciones eléctricas de los edificios, recomiendan una buena coordinación entre los aparellajes de protección. Reconocen los principios de la filiación y de la selectividad de los interruptores, apoyándose en la norma de producto UNE 60947-2 y el REBT ITC-BT-22. Normas de producto UNE 60947-2 En el anexo A, la norma UNE 60947-2 reconoce y define la coordinación entre los interruptores (ver parágrafo 1.4, pág. 11 de la norma). En particular, define las pruebas a realizar: - La selectividad. Se estudia normalmente sobre un plan teórico. En los puntos críticos donde las curvas de disparo se solapan, debe verificarse mediante ensayos. Se garantiza por el fabricante, quien consignará el valor de (Is) (límite de selectivi-dad) en las tablas. - La filiación o coordinación de la protección adjunta. La norma indica las medidas que deben efectuarse para verificar esta coordinación: • Verificación por comparación de características. En los casos prácticos, este tipo de verificación es suficiente. Es necesario demostrar unívocamente que la IcuD2 de la asociación es compatible con la I2t, energía máxima isible por D2. • Verificación por ensayos. La filiación se verifica normalmente mediante ensayos en los puntos críticos. Los ensayos se realizan con un interruptor D1 aguas arriba regulado a un máximo de sobreintensidad y un interruptor aguas abajo D2 con una regulación mínima. Los resultados de los ensayos (los poderes de corte reforzados por la filiación) figuran en una tabla y están garantizados por el constructor. Normas de instalación Las normas nacionales de instalación requieren la implementación de estos principios según el Esquema de Conexionado a Tierra considerado, de conformidad con la norma UNE 20460: - Selectividad. La selectividad se define y establece para cualquier régimen de neutro utilizado y para cualquier tipo de defecto (sobrecarga, cortocircuito, defecto de aislamiento). Sin embargo, en caso de defecto de aislamiento en Esquema IT la ventaja de la continuidad de servicio viene dada por el actual esquema que tolera el 1.er defecto. Esta ventaja debe conservarse para la rápida búsqueda y eliminación del defecto. - Filiación. Por otro lado, las reglas de filiación se dan para un esquema tipo TN o TT. - Reglas de base en régimen IT. Las reglas de filiación no se pueden aplicar en el caso IT debido al doble defecto de aislamiento. Las reglas a utilizar son las que siguen: • El interruptor automático debe tener un poder de corte superior o igual a la intensidad de cortocircuito trifásico en el punto considerado. • En caso de doble defecto presunto, se establece que la intensidad de cortocircuito de doble defecto será como máximo:

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia – 15 % de la Icc trifásica para una Icc trifásica ≤ 10.000 A. – 25 % de la Icc trifásica para una Icc trifásica ≥ 10.000 A.

Fig. 4.40: Esquemas de los regímenes de neutro. Las gamas de interruptores automáticos Merlin Gerin y Telemecanique de Schneider Electric cubren el conjunto de necesidades de la distribución eléctrica BT, de 0,5 a 6.300A, esto es: - Las gamas de interruptores automáticos de potencia Masterpact NT y NW de Merlin Gerin de 630 a 6300 A. - La gama de interruptores de caja moldeada (ICM) Compact: • Compact CM de 1250 a 3200 A. • Compact C de 800 a 1250 A. • Compact NS de 100 a 630 A. - Las gamas de interruptores miniatura Multi 9 NG125, C60, DPN de 0,5 a 125 A. - Las gamas de interruptores para protección de motor Integral /GV2/GV7 de Telemecanique. Estos productos responden a las normas de producto UNE 60947-2. Las gamas de interruptores automáticos Merlin Gerin y Telemecanique de distribución y de protección motor han sido desarrolladas con coherencia. Sus coordinaciones han sido probadas según UNE 60947-2 y están garantizadas por Schneider Electric. Se encuentran disponibles las tablas exhaustivas de coordinación, filiación y selectividad. 4.9 Tecnología de los polos Para los interruptores de potencia Las tecnologías de las gamas Masterpact de Merlin Gerin permiten responder perfectamente a las necesidades de selectividad en cabecera de instalación y también a las necesidades específicas de limitación ligadas a ciertas aplicaciones. La tecnología del polo selectivo Una fuerte selectividad conlleva el reforzamiento de la resistencia electrodinámica del aparellaje, mediante el efecto de compensación por propia intensidad.

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia Esta tecnología se utiliza en todos los Masterpact NT y NW excepto para el modelo L1 de Masterpact NT, que utiliza la tecnología de polo limitador. Las prestaciones para un poder de corte de 150 kA/415 V en el reducido volumen del Masterpact NT impone el uso de un polo diferente.

La presión de o es proporcional a I2 en el bucle

Fig.4.41: Compensación electromagnética

La tecnología de polo limitador Es posible lograr una fuerte capacidad de limitación gracias a: - Un polo fijo con bucle de intensidad y U magnética. - Un eje de polo móvil posicionado en el extremo del mismo. Las innovaciones técnicas de los Masterpact para unas mejores prestaciones Masterpact NT y NW, N1 y H1 Estas prestaciones se ajustan perfectamente a las necesidades de las instalaciones industriales o del gran terciario más habituales (Icc < 65 kA). Éstas aseguran una selectividad total con los interruptores Compact NS situados aguas abajo. Para estas prestaciones, el poder de corte es igual a la resistencia térmica. Ics = Icw Esto permite al aparellaje soportar la intensidad de cortocircuito máxima durante toda la temporización de corto retardo.

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Masterpact NW H2 Cuando el nivel de cortocircuito en el punto donde el aparato está ubicado es superior a su resistencia térmica, su poder de corte deberá ser superior a su resistencia térmica Ics > Icw. Es necesaria una protección interna para evitar dañar el aparato. Se trata de un disparo instantáneo calibrado en fábrica a un umbral justo por debajo de la resistencia electrodinámica (TED).

Fig. 4.42: Selectividad cronométrica limitada El uso generalizado de transformador de intensidad de aire permite, gracias a una medida más precisa (sin saturación) la aproximación al umbral de resistencia térmica. Esto mejora sensiblemente el nivel de selectividad, evitando el disparo instantáneo. Esta prestación asegura para las grandes instalaciones industriales (Icc < 100 kA) una selectividad total con los Compact NS situados aguas abajo. Masterpact NW H3 Igual que para el Masterpact H2, el nivel de prestación Ics > Icw necesita también el calibraje de un disparo instantáneo. Para cortar una intensidad presunta de defecto de 150 kA, hace falta intervenir enseguida. Es imposible esperar el paso de la primera onda de intensidad de defecto, ya que la resistencia térmica del aparato es muy inferior. La tecnología de la cadena electrónica de medida, asociada al accionamiento mecánico de la bobina de disparo, no permite una respuesta suficientemente rápida. La tecnología empleada en los interruptores Masterpact NW ha sido patentada. Cuando aparece un cortocircuito elevado, este crea una fuerza electromagnética que empuja el polo, separándolo. El movimiento del polo acciona una leva a través de la cadena cinemática. El movimiento de esta leva libera directamente el árbol de los polos antes de la intervención de la cadena de medida electrónica.

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Fig. 4.43: desconexión con ayuda de repulsión Este disparo por sistema mecánico se hace en paralelo con la cadena de medida electrónica, que confirma la apertura del interruptor e indica el defecto en la cara frontal. Este sistema permite: - Mantener una alta resistencia térmica: Icw = 65 kA 1 s. - Por encima de la Icw, provocar un disparo ultra rápido, garantizando una Icu hasta 150 kA. Esta prestación encaja perfectamente en los casos de instalaciones multifuente con una fuerte intensidad de cortocircuito (> 100 kA) en el juego de barras principal y una imperativa necesidad de continuidad de servicio. La selectividad con los Compact NS situados aguas abajo es total en estándar. Masterpact NW y NT L1 - El Masterpact NW L1 recoge todas las prestaciones: • Un poder de corte hasta 200 kA/400 V para la gama UL. • Una resistencia térmica de 37 kA/400 V. • Una importante capacidad de limitación (NW L1 Icc presunta = 390 kA a 380/415 V, Icc limitado = 170 kA). - Se utilizan las tecnologías que hemos visto anteriormente: • Polo selectivo, al igual que los otros aparatos, para soportar una resistencia térmica de 30 kA/400 V. • Sistema de desembrague para abrir más rápidamente bajo cortocircuitos importantes. Para obtener una capacidad de limitación importante, el polo fijo ha sido modificado. Esta modificación ha sido objeto de una patente. La capacidad de limitación depende de la tensión de arco creada entre el polo fijo y el polo móvil durante la apertura. Debe establecerse pronto e incrementarse rápidamente a un valor elevado. Para este fin, se incrementa la fuerza de repulsión y se favorece la proyección del arco dentro de la cámara de corte. - Utilización de un bucle de intensidad en U para aumentar el esfuerzo de repulsión. - Utilización de una U magnética alrededor del polo fijo para concentrar las líneas de campo y proyectar el arco en la cámara, rápido y alto. En el momento en el que se produce un cortocircuito fuerte, los polos se abren ligeramente, la U magnética proyecta el arco en las cámaras de corte. La intensidad de defecto es desviada. El sistema de desembrague abre

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia entonces el interruptor más rápidamente. Esta prestación satisface las necesidades de limitación de las intensidades de defecto, garantizando un nivel de selectividad de 37 kA inigualado para este tipo de interruptor.

Fig. 4.44: tiempo de intervención e intensidad limitada Masterpact NW y NT L1.

Fig. 4.45: circuito magnético de un o de un Masterpact NW y NT L1.

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Masterpact NT L1 Utiliza un polo limitador que garantiza una apertura rápida bajo una fuerte intensidad de cortocircuito. Su capacidad de limitación es muy importante para este tipo de interruptor. NT L1 Icc presunta = 390 kA e Icc limitada = 75 kA. Para mejorar las prestaciones de corte y obtener una fuerte limitación de intensidad de cortocircuito en aparatos a priori poco limitadores, se utiliza un relé basado, no en el valor instantáneo de intensidad, sino en una derivación cuya peculiaridad es la de no disparar en la primera semionda de la intensidad de defecto. Cuando aparece una intensidad de cortocircuito, el interruptor aguas abajo abre tan pronto como la intensidad de defecto es superior a su umbral de disparo y elimina el defecto en menos de una semionda. El Masterpact NT L1 situado aguas arriba no dispara pero sus os se repelen; esto es lo que limita las tensiones en el circuito. Para los Interruptores Automáticos de Caja Moldeada (IACM)

Fig.4.46: Apertura de un o móvil de un Masterpact. Las gamas de Interruptores Automaticos de Caja Moldeada (IACM) Merlín Gerin y Telemecanique han sido concebidas para asegurar la disponibilidad de la máxima energía para los s. - Los interruptores automáticos de caja moldeada (IACM): • Dan respuesta de forma óptima a los problemas de selectividad. • Son muy limitadores, incluso en cortocircuitos fuertes, para reducir de forma drástica las tensiones en la distribución intermedia. - La gama Compact NS de calibre 100 a 630 A se utiliza principalmente: • Para la protección de la distribución intermedia. • Para proteger las líneas de alimentación de grandes receptores. Esta gama pone en servicio una técnica novedosa: el corte rotoactivo. Esta técnica de limitación de fuertes intensidades utiliza una nueva energía de disparo, la presión, consecuencia de la energía del arco. - Su funcionamiento se describe a continuación: • Cada uno de los polos del interruptor dispone de un recinto en el que un o rotativo genera, por repulsión electromagnética, dos arcos en serie coincidiendo con la aparición de la intensidad de cortocircuito.

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• Un dispositivo de pistón y resorte utiliza la presión generada por la energía del arco para provocar, a partir de un determinado valor –aprox. 35 In– , un disparo reflejo, aproximadamente 3 ms después de la repulsión de los os. Hasta ese valor, la presión es insuficiente para provocar el disparo y la impedancia de los arcos limita la intensidad de cortocircuito. A partir de entonces, el corte es muy rápido (1 ms) y limita aún más la intensidad de cortocircuito.

Fig. 4.47: sistema de cortes de los os de los interruptores automáticos de caja moldeada de Merlin Gerin. Los elementos de los recintos tienen un tamaño vinculado al calibre del aparato. Asimismo, la limitación es tanto más fuerte cuanto más pequeño es el calibre. Esta técnica dota al Compact NS de un poder de limitación excepcional, le da unas posibilidades de selectividad incrementadas. Esta técnica es también muy interesante para limitar las tensiones en la distribución eléctrica de potencia. Bloques de relés Los Compact NS están equipados con un bloque de relés de tipo magnetotérmico o electrónico. La regulación de los umbrales largo retardo (LR) permite asegurar la selectividad amperimétrica. La protección corto retardo (CR) dispone en estándar de una minitempo-rización de 5 a 7 ms, que permite una selectividad cronométrica para los cortocircuitos de valor medio a partir del umbral de disparo corto retardo (CR) del interruptor automático D1 situado aguas arriba. Para los interruptores miniatura DMI Los interruptores miniatura multi 9 de las gamas Merlin Gerin ofrecen las prestaciones y características necesarias para satisfacer las exigencias de la distribución terminal: - Calibre nominal de 0,5 a 125 A. - Poder de corte hasta 50 kA según CEI 60947-2.

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Curvas de disparo B, C, D y MA. Sistema de instalación simple y seguro en carril DIN. Los interruptores multi 9 han sido concebidos según los principios del actuador magnético, el cual permite generar una tensión de arco muy rápidamente.

Fig. 4.48: desconexión de los interruptores de carril simétrico.

Las reglas de selectividad de 1 a 6300 A Los interruptores automáticos Masterpact N y H aseguran una selectividad total con todos los automaticos situados aguas abajo si se cumplen las 4 condiciones siguientes: - El ratio entre las regulaciones de largo retardo de los 2 aparatos es como máximo de 1,6. - El ratio entre las regulaciones de corto retardo de los 2 aparatos es como máximo de 1,5. - La regulación de los retardos intencionados son compatibles. - La regulación del instantáneo, si existe, debe estar en OFF. 4.10 Reglas generales de la selectividad (en distribución) Protección contra las sobrecargas: - Interruptores automáticos de aguas arriba y abajo equipados de bloques de reles magnetotérmicos. La selectividad amperimétrica de los interruptores automáticos Merlin Gerin y Telemecanique está asegurada si el ratio entre los umbrales de disparo: • Térmico es superior a 1,6. • Magnético es superior a 2. - Interruptor automático de aguas arriba equipado de una unidad de control electrónica y de aguas abajo equipado de un bloque de relés magnetotérmico. La selectividad amperimétrica de los interruptores automáticos Merlin Gerin y Telemecanique está asegurada si el ratio de los umbrales de disparo: • Largo retardo (LR) y térmico es superior a 1,6 (*) o 2,5, • Corto retardo (CR) y magnético es superior a 1,5. - Interruptores automáticos de aguas arriba y abajo equipados de unidades de control electrónicas. La selectividad amperimétrica de los interruptores automáticos Merlin Gerin yTelemecanique está asegurada si el ratio de los umbrales de disparo:

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia • Largo retardo (LR) es superior a 1,2 (*) o 1,6. • Corto retardo (CR) es superior a 1,5.(*) Unidad de control de aguas arriba equipada de un umbral LR temporizable. Protección contra los cortocircuitos: - Selectividad cronométrica. La selectividad cronométrica de los interruptores automáticos de las gamas Merlin Gerin y Telemecanique está asegurada siempre que haya un decalaje de un escalón de temporización entre el aparato de aguas arriba y el de aguas abajo. - Selectividad lógica. La selectividad es siempre total. Reglas de selectividad para Masterpact NT y NW Masterpact NT y NW de tipo H1 y N1 La selectividad de tipo cronométrico es siempre total con un Masterpact N1 o H1 situado aguas arriba (Icw = Icu), cualquiera que sea el interruptor automático colocado aguas abajo. Masterpact NW de tipo H2 y H3 La selectividad de tipo cronométrico está asegurada hasta el umbral de la resistencia térmica, es decir: • 86 kA para un Masterpact NW H2. • 65 kA para un Masterpact NW H3.Al nivel del CGBT: • La selectividad sin duda no es total (figura 1) entre una acometida D1 y una salida D2. • La selectividad es a menudo total (figura 2) entre una salida D1 y un aparato D2 situado en un cuadro secundario un poco alejado. Reglas de selectividad “natural” entre Compact NS Selectividad entre interruptores automáticos de distribución Con Compact NS, pueden establecerse unas reglas simples de selectividad gracias a las nuevas técnicas de corte empleadas. Protección contra las sobrecargas: selectividad amperimétrica Como ocurre en general, la selectividad amperimetrica entre interruptores auto-máticos Compact NS está asegurada si el ratio entre los umbrales de disparo: - Largo retardo (LR) es superior a un valor de 1,2 a 2,5, - Corto retardo (CR) es superior a un valor de 1,5 a 2,según el tipo de bloques de reles de cada aparato.

Fig. 4.49: reglas de selectividad para Masterpact NT y NW.

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Protección contra los cortocircuitos de valor débil Selectividad cronométrica. El disparo del aparato de aguas arriba D1 está ligeramente temporizado hasta el accionamiento reflejo. Por ello, el interruptor automático de aguas abajo, de un calibre inferior, será mucho más rápido. Éste disparará en un tiempo inferior a la temporización del interruptor automático de aguas arriba. Esta selectividad, de tipo cronométrico, es aplicable hasta el accionamiento reflejo del aparato de aguas arriba (alrededor de 35 In).La protección entre Compact NS es selectiva si el ratio entre los calibres delos interruptores automáticos es superior a 2,5. Protección contra los cortocircuitos elevados: selectividad energética La técnica de corte desarrollada en Compact NS –limitación excepcional y accionamiento reflejo– permite un escalonado natural de las curvas de energía de disparo de D2 / no disparo de D1. Principio Cuando los aparatos D1 y D2 detectan un cortocircuito muy elevado, los os de los aparatos se entreabren simultáneamente limitando la corriente. - La energía de arco, importante al nivel de D2, provoca su disparo. - La energía de arco, limitada al nivel de D1, es insuficiente para provocar su disparo. Por ello, el interruptor automático de aguas abajo, de un calibre inferior, será más limitador. Éste cortará con una limitación en corriente tal que la energía de defecto será muy inferior al umbral de disparo del interruptor automático de aguas arriba.

Fig. 4.50: curvas de desconexión de un Compact NS100 y 250 y tipos de selectividad. Esta técnica permite hacer estándar las reglas de selectividad entre los aparatos. La protección entre Compact NS es selectiva si el ratio entre los calibres de los interruptores automáticos es superior a 2,5.Como prolongación de las selectividades amperimétricas y cronométricas, esta selectividad se denomina “selectividad energética”.

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Selectividad reforzada por filiación con los Compact NS Con los interruptores automáticos tradicionales, cuando se utiliza la filiación entre dos aparatos, se hace mediante disparo del interruptor automático de aguas arriba D1, que ayuda al interruptor automático de aguas abajo D2 a cortar la corriente. El límite de selectividad tiene un valor (Is), como máximo igual al poder de corte IcuD2 del interruptor automático de aguas abajo. Cuando se trata de interruptores automáticos de tipo Compact NS, la técnica de corte utilizada para las corrientes de cortocircuito elevadas permite aumentar el límite de selectividad.

Fig. 4.51: principio de la selectividad reforzada por filiación.

Fig. 4.52: curvas de selectividad reforzada por filiación.

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El Compact NS de aguas abajo D2 ve una corriente de cortocircuito muy importante. El accionamiento reflejo le hace disparar muy rápidamente (< 1 ms) con una fuerte limitación de la corriente de defecto. El Compact NS de aguas arriba D1 ve una corriente de defecto muy limitada. Esta corriente genera una repulsión de los os/curva RC. Esta repulsión da lugar a una tensión de arco que limita aún más la corriente de cortocircuito. Pero la presión de arco es insuficiente para provocar el accionamiento reflejo. Así el Compact NS D1 ayuda al Compact NS D2 a cortar la corriente sin dispara r. El límite de selectividad (Is) puede sobrepasar el poder de corte IcuD2 del interruptor automático de aguas abajo y alcanzar el poder de corte reforzado por filiación.

La selectividad llega entonces a ser total con una optimización del coste de los aparatos. Ventaja de la selectividad total en estándar con Compact NS La ventaja inmediata es la de hacer natural la selectividad total con Compact NS siempre que: - El escalonamiento de las regulaciones LR y CR es superior o igual a 1,5. - El escalonamiento de los calibres nominales de los aparatos es superior o igual a 2,5.La figura anterior ilustra los tres tipos de selectividad. Aplicaciones particulares Comparación con los fusibles Esta regla es de hecho comparable a la utilizada para las asociaciones de fusibles donde el ratio de las corrientes asignadas (calibres) debe ser superior a 1,6.Sin embargo, con respecto a las asociaciones con fusibles se tiene: - Interruptor automático de distribución. - Tablas de selectividad reforzada en función de resultados de ensayos, que permiten a menudo descender a ratios comparables. - La posibilidad de obtener la selectividad y la filiación con interruptores automáticos colocados aguas abajo (selectividad reforzada). - Interruptor automático de protección motor. - Los interruptores automáticos de protección motor están perfectamente dimensionados para el calibre del motor, mientras que el fusible debe estar sobredimensionado con respecto al calibre nominal del motor. La asociación se beneficia de todas las posibilidades de funciones complementarias integradas ligadas a los interruptores automáticos. El ratio de selectividad es entonces equivalente. En este sentido, los Compact NS asocian: - Las características de los fusibles en los cortocircuitos elevados. - Las características naturalmente superiores para el tratamiento de los defectos de sobrecarga y de cortocircuitos de valor débil, con reglas de selectividad. - Las ventajas ligadas a la riqueza Fig. 4.53: selectividad de los funcional y a las posibilidades de interruptores automáticos en protección comunicación de los interruptores motor. automáticos.

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Selectividad entre un interruptor automático de distribución y uno de protección Las características de los Compact NS permiten su utilización en protección motor. (Figura 4.53) Síntesis La tabla siguiente resume las condiciones a cumplir para obtener una selectividad total.

Fig. 4.54: tabla resumen de las condiciones para la selectividad total. Tablas de selectividad Las tablas del apartado de “Complementos técnicos”, indican las posibilidades de selectividad de los interruptores automáticos Merlin Gerin entre sí. Los resultados proceden, según si hay o no filiación, de comparación de características o de ensayos. Condiciones de utilización En cada caso se indica si los interruptores automáticos pueden ser utilizados en distribución o en protección motor. Lectura de las tablas Las casillas sombreadas o con una letra “T”, corresponden a una selectividad total entre los interruptores automáticos de aguas arriba y de aguas abajo implicados, bajo las condiciones de utilización indicadas en el apartado “Complementos técnicos”. En los demás casos se tiene, o bien una selectividad parcial (límite de selectividad indicado), o bien ninguna selectividad (casillas sin ningún valor indicado). Tablas de selectividad reforzada por filiación con Compact NS Con los interruptores automáticos de tipo Compact NS, la filiación utilizada entre dos aparatos permite aumentar el límite de la selectividad. Ésta puede así alcanzar el poder de corte reforzado por filiación y la selectividad se convierte entonces en total. Esto se traduce en tablas de selectividad denominada “reforzada”, presenta-das en el apartado “Complementos técnicos”.

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Tablas de filiación Las tablas del apartado “Complementos técnicos” dan, en distribución 220/240 V y 400/415 V entre fases, así como en protección motor, las posibilidades de filiación conformes a la UNE 60947-2 entre los interruptores automáticos: - Multi 9 con multi 9. - Compact NS, Compact, Masterpact con multi 9 y entre sí. En el caso de interruptores automáticos utilizados en red monofásica en régimen TN, se utiliza la tabla 220/240 V. Nota: las tablas de filiación se dan para un esquema de conexionado a tierra de tipo TN o TT. No son aplicables en esquema IT.

Caso de varios transformadores en paralelo En este caso, deben utilizarse tablas específicas que indican los tipos de interruptores automáticos a instalar en las salidas de alimentación y en las salidas principales en el caso de 2 o 3 transformadores en paralelo. - Se establecen las hipótesis siguientes: • Potencia de cortocircuito de la red aguas arriba de 500 MVA. • Los transformadores acoplados son idénticos (20 kV/410 V) y tienen un valor corriente de tensión de cortocircuito. • La corriente de cortocircuito en el juego de barras no tiene en cuenta las impedancias de las conexiones (caso más desfavorable). - Las condiciones de acoplamiento de los transformadores en paralelo están unificadas, es decir, los transformadores tienen: • La misma Ucc. • La misma relación de transformación. • Un ratio de potencias - 2.La (Icc) se da a título indicativo; podrá ser diferente en función de las (Ucc) en % dadas por los fabricantes de transformadores; los valores de los poderes de corte reforzados por filiación son entonces dados para valores superiores. Estudio de la selectividad AT/BT de 1 a 6300 A La figura 4.55 muestra la utilización de la coordinación de las diferentes protecciones en una distribución. Al nivel del CGBT Los números expresados en (*) relacionan el texto con el diagrama de la figura 4.55 Selectividad con la parte de AT (1) Los 2 dispositivos de protección están en “serie”. Por ello, las ventajas de continuidad de servicio ligadas a la selectividad entre las protecciones parecen no tener interés. Sin embargo, el interés de la selectividad AT/BT reside sobre todo en el hecho de que la intervención de mantenimiento se realiza de manera menos complicada en BT (accesibilidad, precintado). La comparación de las curvas de disparo reducidas al secundario del transformador AT/BT muestra que la selectividad entre el Masterpact NW16 y el fusible Solefuse 43 A es: - Total: si el Masterpact tiene un disparo sin retardo voluntario. - Casi total: si el Masterpact NW tiene un disparo con retardo voluntario en el escalón 0,1 (Micrologic 5.0 A regulable del escalón 0,4 ON a 0,1 ON) en el peor de los casos el límite de selectividad se sitúa en 23 kA (1). (1) La puesta en paralelo de 2 transformadores crea una (Icc) en el juego de barras común de 70 kA, pero cada uno de los interruptores automáticos de alimentación no ve más que una (Icc) de 23 kA. Nota: la selectividad es total con un interruptor automático AT aguas arriba.

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Fig. 4.55: esquema simplificado de una instalación tipo que engloba la mayoría de los casos encontrados en la práctica.

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Selectividad con la parte de BT aguas abajo (2) Según la regla establecida en el apartado “La reglas de la selectividad de 1 a 6.300 A”, el interruptor automático Masterpact NW16N1 en el escalón 0,1 es totalmente selectivo con todos los interruptores automáticos situados aguas abajo: - Si éstos tienen un retardo voluntario un escalón inferior. En este caso, deben estar regulados sin retardo voluntario (escalón 0). - Si el ratio de los calibres es < a 1,3.Por tanto, el Masterpact NW16N1 es totalmente selectivo con el Compact C1001H situado aguas abajo. Filiación No hay filiación entre los interruptores automáticos NW16N1 y C1001H. Al nivel del cuadro de distribución de potencia (3)

Fig. 4.56: Selectividad NW16N1/Solefuse corriente reducida al secundario. La filiación entre el C1001H y los NS400/NS100, reforzando el poder de corte de los NS, permite la utilización de NS tipo N. Las tablas de selectividad del apartado “Complementos técnicos”, muestran que la utilización de los interruptores automáticos NS de tipo N son “totalmente selectivos” con el C1001H. Esta selectividad se limita al poder de corte intrínseco del aparato de aguas abajo, es decir 25 kA para el NS100N y 45 kA para el NS400N, respectivamente. Al nivel de la instalación Figura 4.55 , el NS 100 alimenta salidas no prioritarias. Por tanto, la colocación de un Compact NS100 de tipo N que proporciona una selectividad hasta 25 kA es una solución optimizada de la protección. En cambio, el NS400 alimenta receptores que necesitan una alta

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia disponibilidad de energía eléctrica. La selectividad total para el , es decir hasta el nivel de la (Icc) presunta, es requerida. Es por tanto necesario colocar un NS400 de tipo H, que asegura estas prestaciones gracias al gran poder de limitación de este interruptor automático. Al nivel del cuadro secundario (4) Aguas abajo del interruptor automático NS400H, la coordinación con el interruptor automático NS160N se hace gracias a la selectividad reforzada: - Con refuerzo del poder de corte del NS160N (hasta 70 kA). - Con refuerzo de la selectividad (hasta el poder de corte reforzado del NS160N,es decir, 70 kA).La selectividad es total. Nota: la regla de selectividad entre Compact NS. Es adecuado aplicar los criterios de “Selectividad reforzada por filiación con los Compact NS”

Interruptor automático de protección motor - Coordinación con respecto a la distribución de aguas arriba. La potencia del motor (75 kW) necesita a 400 V una protección a través de un interruptor automático NS160 MA regulado a 150 A. Las prestaciones de la coordinación son idénticas a las establecidas para la protección de distribución, es decir: • Refuerzo del poder de corte del NS160 MA. • Refuerzo de la selectividad (hasta el poder de corte reforzado del NS160MA, es decir 70 kA). Nota: la protección por fusible en este caso se haría con un aM cuyas características son análogas a un fusible de calibre 250 A. El ratio de selectividad interruptor automático/interruptor automático o fusible/fusible es en este caso idéntica.

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Coordinación al nivel de la salida motor. La calidad de limitación del interruptor automático NS160 permite una coordinación de tipo 2 con componentes estándar: relés de protección térmica y ores de Telemecanique. Esta coordinación está garantizada por Schneider Electric.

Nota: la protección por fusible entraña un sobredimensionado de los componentes de la salida motor para obtener una coordinación de tipo 2.

Al nivel del cuadro de distribución terminal (5) Pese al nivel de (Icc), en este punto de la instalación, las prestaciones de coordinación entre las gamas Compact NS y M9 permiten tener una selectividad total utilizando un C60N estándar. La selectividad total de esta instalación ha sido realizada entre: - La AT y la BT. - En 5 escalones de la distribución BT. En programa informático ECOdial ayuda a la definición de los interruptores automáticos. Este software permite optimizar la elección de los interruptores automáticos y de sus regulaciones en función del tipo de instalación. 4.11 La aparamenta de protección contra las sobreintensidades 4.11.1 Los fusibles Dos tipos de fusibles: - De uso doméstico. - De uso industrial. Generalidades: - Existen con o sin indicadores mecánicos de fusión. - Son esencialmente aparatos de protección, donde la función es de abrir todo o parte de un circuito, por fusión de uno o varios fusibles, cuando la corriente sobrepasa un valor predeterminado durante un tiempo preestablecido. - Las normas definen en función del uso dos tipos de fusibles:

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia • Fusibles de uso doméstico, tipo B. • Fusibles de uso industrial, tipos gl o aM. • Los fusibles domésticos e industriales se diferencian esencialmente por las tensiones de utilización, los calibres y los poderes de corte (Ver Figura 4.57) Zonas de fusión-corrientes convencionales Las condiciones de fusión en un cortocircuito son definidas por las normas. Se clasifican en: - Cartuchos cilíndricos (UTE): • Protección líneas gl. • Protección motores aM. • Cartuchos Diazed, Neozed y NH: • Protección líneas gl, gI < 100 A y gI > 100 A. • Protección motores gl. Fusibles clase gl El fusible permite asegurar la protección contra las sobrecargas y los cortocircuitos: La corriente convencional de no fusión y de fusión son normalizadas (ver Tabla). La corriente convencional de no fusión Inf es el valor de la corriente que puede soportar el elemento fusible durante un tiempo específico sin fundir (la expresión de un tiempo preciso, en vez de permanente, es debido al propio envejecimiento del fusible). Ejemplo: Un fusible de 32 A en el que circula una corriente de 1,3 In (41,6 A) no debe fundir antes de una hora - Estas dos características explican que: • Los fusibles no son adecuados para pequeñas sobreintensidades. • Es necesario tomar una sección superior de conductor a la correspondiente a la de la intensidad de empleo, a fin de evitar el deterioro del conductor con sobreintensidades pequeñas de larga duración, las que el fusible no fusibles actúa. cilíndricos Fig. 4.57: Tabla deencaracterísticas de los - En comparación con un interruptor automático Compact: • La corriente convencional de no desconexión antes de 1 hora es 1,05 In.

Fig. 4.58: Tabla de características de los fusibles NH • La corriente convencional de desconexión antes de 1 hora es 1,25 In.

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Fusibles clase aM (acompañamiento motor): Este fusible sólo asegura la protección contra los cortocircuitos y se utilizan sobre todo en asociación con otros aparatos (relés térmicos, interruptores automáticos) a fin de asegurar la protección contra las sobrecargas menores de 4 In. Por tanto no son autónomos. Los fusibles aM no están previstos para la protección de las pequeñas sobrecargas. Las corrientes convencionales de fusión y no fusión no son valores fijos, funcionan a partir de 4 In, y el tiempo de fusión depende de las características de fabricación y de su envejecimiento.

Fig. 4.59: Zonas de fusión normalizadas por los fusibles aM

Poder de corte Los fusibles se caracterizan por un excelente poder de corte, apreciado en caso de cortocircuitos importantes. Su eficacia está en la rapidez de la fusión, que logra que la corriente de cortocircuito posible de establecerse no alcance su valor máximo. Es lo que llamamos capacidad de limitación de la corriente de cortocircuito. Reduciendo así los efectos de la corriente sobre el circuito y los receptores.

Fig. 4.60: Corriente de cortocircuito limitada por un fusible

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Los aparatos combinados Permiten realizar las instalaciones con menos aparamenta y menos estudios de compatibilidad. Los aparatos simples no realizan simultáneamente las tres funciones base: protección, mando y seccionamiento. Cuando la solución interruptor automático no es posible (generalmente por-que la frecuencia de maniobras solicitadas es importante), se resuelve con la asociación de dos funciones. Las combinaciones de aparatos más frecuentes son las de: Interruptor fusible Distinguimos: - Aquellos en que la fusión de un fusible comporta la apertura del interruptor. Permite acoplar una serie de rios tales como bobinas de mínima tensión, bobinas de emisión, fusibles a percutor, os de fusión, os de señalización de posición, etc., que actúan con un interruptor general de desconexión libre. - Este género de aparatos existe principalmente para intensidades importantes (a partir de 100 A), donde frecuentemente llevan adjuntos relés térmicos de fase para poder actuar en las sombras de las sobrecargas de los fusibles. - Si el interruptor es de clase AC-22 o AC-23, y puesto que está asociado a un relé térmico que sea adecuado para la protección de motores, esta combinación la podemos utilizar para la maniobra de motores, de baja frecuencia de maniobras. - Los que están simplemente constituidos por un interruptor y fusibles sin ser unidos en un mismo chasis o cofret y sin carácter de servidumbre. La normativa los contempla hasta valores de 63 A/400 V y los clasifica como aparatos combinados para usos domésticos o análogos. Atención: esta denominación nos puede inducir a confusión con la denominación comercial de los interruptores fusibles. Seccionador fusible + disor e interruptor fusible + disor Un disor no asegura la protección contra las corrientes de cortocircuito. Adjuntamos unos fusibles (generalmente de clase aM) para poder suplir esta función. Este acoplamiento está regulado por la normativa y se utiliza generalmente para la protección de motores. El seccionador o el interruptor automático permite con máxima seguridad: - El recambio de los fusibles fuera de tensión. - Los trabajos de mantenimiento o reparación aguas abajo, sin riesgo de accionamiento a distancia del or. El seccionador deberá ser enclavado con el or para que nunca pueda ser accionado en carga. El interruptor deberá ser de clase AD-22 o AC-23, puesto que trabaja en la protección de un motor. or interruptor automático. Disor interruptor automático Estas asociaciones utilizadas en distribución y telemando a gran cadencia de maniobras (or interruptor automático) o en mando y protección de un circuito de alimentación de motores. Elección de la aparamenta Después de un estudio de las funciones básicas de la aparamenta y los diferentes tipos de aparamenta que estudiamos en este apartado, la Figura 4.61 siguiente resume las aptitudes a las funciones básicas de algunos aparatos. Elección del tipo de aparato - El programas ECOdial aporta una ayuda muy importante en este campo, estudiando circuito a circuito. - Para cada circuito se determina la lista de funciones necesarias a la protección y a la utilización de la instalación, relacionadas en la Figura 4.61. - Además, coordinándolas con aquellas que se han realizado aguas arriba (por ejemplo: la protección contra os indirectos por DDR), con la finalidad de obtener:

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• Un buen funcionamiento. • La compatibilidad de los elementos elegidos, en función de la In y la Icc. • La compatibilidad de acoplamiento, con los aparatos emplazados aguas arriba y teniendo en cuenta su aportación, • Todas las prescripciones de seguridad. Para determinar el número de polos de la aparamenta, Los aparatos multifunción, más costosos de compra, pero que ahorran costos de instalación y tiempos de uso y mantenimiento, acostumbran a ser la mejor solución.

Fig. 4.61: Tabla resumen de las características de la aparamenta.

4.11.2 Relés de control de las sobreintensidades Los interruptores Compact NS100 a 250 del tipo N, SX, H o L se equipan indistintamente con un bloque de relés magnetotérmico TM o con un bloque de relés electrónico STR22. Un dispositivo antierror mecánico impide el montaje de un bloque de relés en un interruptor automático de calibre inferior. Bloques de relés TM y STR para Compact NS100 a NS250

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Protecciones Las protecciones son regulables mediante selectores: • Protección contra las sobrecargas. Protección por dispositivo térmico con umbral regulable. • Protección contra los cortocircuitos. Protección mediante dispositivo magnético con umbral fijo o regulable según los calibres. o • Protección del 4. polo. Para los interruptores automáticos tetrapolares, los bloques de relés son del tipo:4P 3d (neutro no protegido), 4P 3d+Nr (neutro reducido protegido), 4P 4d(neutro entero protegido).

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Protecciones Las protecciones son regulables por selectores: • Protección contra sobrecargas. Protección largo retardo o umbral regulable del tipo verdadero valor eficaz (RMS). • Protección contra los cortocircuitos. Protección corto retardo e instantáneo: - Protección corto retardo con umbral regulable y con temporización fija. - Protección instantánea con umbral fijo. • Protección del 4.° polo. En interruptores automáticos tetrapolares, regulación de la protección del neutro mediante selector de 3 posiciones: 4P 3r, 4P 3r N/2, 4P 4r. Señalización Indicación de carga mediante diodo electroluminiscente en cara delantera: - Iluminado: > 90 % del umbral de la regulación Ir. - Parpadeante: > 105 % del umbral de la regulación Ir. Test Toma de test en cara delantera permitiendo la conexión de una maleta de ensayo o de una caja de test para verificar el buen funcionamiento del aparato después de la colocación de la unidad de control o de los rios.

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Ejemplo de regulación ¿Cuál es el umbral de protección contra sobrecargas de un interruptor automático Compact NS250 equipado de una unidad de control STR22SE calibre 160 A regulado a Io = 0,5 e Ir = 0,8? Respuesta: Umbral = 160 × 0,5 × 0,8 = 64 A.

Bloques de relés MP y STR para Compact NS400 a 630 Los Compact NS400 a 630 están equipados de unidades de control electrónicas STR23SE, STR23SV, STR53UE y STR53SV.Las mismas unidades de control se montan indistintamente en los Compact NS400 y NS630, de tipo N, H o L, 3 o 4 polos. Las unidades de control STR53UE/SV proponen un gran número de regulaciones y, para la unidad de control STR53UE, funciones opcionales optimizadas para la protección, medida y comunicación. En corriente continua, los Compact NS400H y NS630H están equipados con un bloque de relés magnético MP integrado. La elección del bloque de relés se realiza en función del tipo de red a proteger y de la tensión de empleo del interruptor automático. Cuatro referencias de bloque de relés permiten la protección de todo tipo de circuitos, de 60 a 630 A, sea cual sea la tensión del interruptor automático: • U i 525 V: STR23SE o STR53UE. • U > 525 V: STR23SV o STR53SV.

Los bloques de relés no tienen calibre propio. El umbral de disparo depende únicamente del interruptor automático y su regulación LR (largo retardo).Por ejemplo, una unidad de control STR23SE regulada al máximo a un umbral de disparo de: • 250 A, montada sobre un Compact NS400 calibre 250 A. • 630 A, montada sobre un Compact NS630.

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Protecciones Las protecciones son regulables mediante selectores: • Protección contra las sobrecargas. Protección largo retardo con umbrales y temporizaciones fijas: - Regulación por precalibrado Io con 6 escalones (0,5 a 1). - Regulación fina Ir con 8 escalones (0,8 a 1). • Protección contra los cortocircuitos. Protección cortocircuito instantánea: - Protección corto retardo con umbrales regulables y temporización fija. - Protección instantánea con umbrales fijos. o • Protección del 4. polo. Los interruptores automáticos tetrapolares están equipados en estándar de un selector de protección del neutro con 3 posiciones: 4P 3d, 4P 3d + Nr, 4P 4d. Señalización Indicación de carga mediante diodo electroluminiscente en la cara delantera: • Iluminado: >90 % del umbral de regulación Ir. • Parpadeando: >105 % del umbral de regulación Ir.

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Test La toma de test en la cara delantera permite la conexión de una maleta de ensayo o de una caja de test para la verificación del buen funcionamiento “in situ” del aparato, después de colocar la unidad de control y los auxiliares.

Protecciones Las protecciones son regulables por selectores: • Protección contra sobrecargas. Protección largo retardo con umbrales temporizables y regulables: - Regulación por precalibrado Io con 6 escalones (0,5 a 1). - Regulación fina Ir con 8 escalones (0,8 a 1). • Protección contra los cortocircuitos. Protección corto retardo instantánea: 2 - Protección corto retardo con umbrales y temporizaciones regulables con o sin I t = constante. - Protección instantánea con umbral regulable. • Protección del 4.o polo. Los interruptores automáticos tetrapolares están equipados en estándar de un selector de protección del neutro con 3 posiciones: 4P 3d, 4P 3d + Nr, 4P 4d. Testigo luminoso de sobrecargas (% Ir) Indicación de carga mediante diodo electroluminiscente en la cara delantera:

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia • Iluminado: > 90 % del umbral de regulación Ir. • Parpadeante: >105 % del umbral de regulación Ir. Señalización luminosa del tipo de defecto: • Sobrecarga (protección largo retardo) o temperatura interna anormal (> Ir). • Cortocircuito (protección corto retardo) o instantáneo (> Isd). • Defecto a tierra (si la opción defecto a tierra está presente) (> Ig). • Defecto de funcionamiento del microprocesador: - 2 diodos (> Ir) y (> Isd) iluminados.v Diodo (> Ig) iluminado si la opción de protección “defecto a tierra” T estápresente. Alimentación por pila, las pilas de recambio se suministran en su caja de adaptación. El diodo de indicación del tipo de defecto se pone en modo vigilancia al cabo de 10 minutos. El pulsador de test de la pila y los pilotos permiten iluminarlo. El diodo se apaga automáticamente al rearmar el aparato. Test Toma de test en la cara delantera permitiendo la conexión de una maleta de ensayo o de una caja de test para verificar el buen funcionamiento del aparato después de la colocación del bloque de relés o de los rios. Botón pulsador de test de la pila de los pilotos (% Ir), (> Ir), (> Isd) y (> Ig). Autovigilancia Disparo del interruptor automático en caso de defecto de funcionamiento del microprocesador o de temperatura anormal. Opciones 4 opciones están disponibles: • Protección “defecto a tierra” T. • Amperímetro I. • Selectividad lógica ZSI. • Comunicación COM. Ejemplo de regulación ¿Cuál es el umbral de protección contra las sobrecargas de un Compact NS400 equipado de una unidad de control STR23SE (o STR23SV) regulada a I0 = 0,5 e Ir = 0,8? Respuesta: Umbral = 400x0,5x0,8 = 160 A. Este mismo bloque de relés, regulado de la misma manera, montado sobre un NS630 tendrá un umbral de disparo de 630x0,5x0,8 = 250 A.

Protección “defecto a tierra”T: El bloque de relés STR53UE con la opción “defecto a tierra” T permite la conexión de un transformador de intensidad del neutro externo (en el caso de un interruptor automático tripolar en una red con neutro).Calibres de TC neutro externo disponibles: 150, 250, 400, 630 A. Amperímetro I Un visualizador numérico muestra en permanencia la fase más cargada y permite mediante presión sucesiva sobre una tecla la lectura de I1, I2, I3 eI neutro. Un diodo correspondiente a la fase visualizada está igualmente iluminado. Umbral de visualización del amperímetro: • Intensidad mínima u 0,2 × In, para intensidades inferiores, el visualizador nofunciona. • Intensidad máxima i 10 × In.

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Selectividad lógica ZSI Un hilo piloto ligado a varios interruptores automáticos en cascada. Con defecto a tierra o corto retardo: • La unidad de control STR53UE detecta el defecto e informa al interruptor automático de aguas arriba que respeta entonces la temporización programada. • La unidad de control STR53UE no detecta el defecto: el interruptor automático de aguas arriba dispara con su temporización más corta. De hecho, el defecto se elimina instantáneamente por el interruptor automático más próximo. Las solicitaciones térmicas sufridas por la red son mínimas y la selectividad cronométrica se respeta en el conjunto de la instalación. La opción ZSI de la unidad de control STR53UE sólo funciona en el interruptor automático colocado más abajo en la cadena de selectividad lógica. La opción selectividad lógica no funciona entre dos interruptores automáticos Compact NS. Salidas optoelectrónicas Permiten un desacoplamiento perfecto entre los circuitos internos del bloque de relés y los circuitos cableados por el instalador, gracias a la utilización de optotransistores. Comunicación COM Transmisión de datos hacia módulos Digipact de vigilancia y control de la distribución. Datos transmitidos: • Posición de los selectores de regulación. • Intensidades de fase y de neutro, en valores eficaces. • Intensidad de la fase más cargada. • Alarma de sobrecarga en curso. • Causa de disparo (sobrecarga, cortocircuito, etc.). Unidades de control Micrologic Las unidades de control Micrologic 2.0 y 5.0 protegen los circuitos de potencia. La Micrologic 5.0 permite la selectividad cronométrica en cortocircuito.

Regulación de las protecciones Las protecciones son regulables en umbral y temporización mediante selectores. La precisión de las regulaciones puede ser aumentada por cambio de “regulador”.Largo retardo, con una zona de regulación limitada. • Protección contra las sobrecargas. Protección largo retardo de tipo verdadero valor eficaz(RMS).Memoria térmica: imagen térmica antes y después del disparo. • Protección contra los cortocircuitos. Protecciones corto retardo (RMS) e instantánea.Elección del tipo I2t (On u Off) en la temporización cortoretardo. • Protección del neutro. En interruptores automáticos tripolares no es posible la protección del neutro. En interruptores automáticos tetrapolares, regulación dela

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia protección del neutro por selector de 3 posiciones: neutro no protegido (4P 3d), neutro mitad protegido (4P 3d +N/2), neutro pleno protegido (4P 4d). Las unidades de control Micrologic A protegen los circuitos de potencia. Estas ofrecen medidas, visualización, comunicación y maxímetro de intensidad. La versión 6 integra la protección de tierra y la versión 7 la protección diferencial.

Regulación de las protecciones Las protecciones son regulables en umbral y en temporización mediante selectores. Los valores escogidos se visualizan temporalmente en la pantalla en amperios y en segundos. La precisión de las regulaciones puede aumentarse por cambio del “regulador”.Largo retardo, en una zona de regulación determinada. • Protección contra las sobrecargas. Protección largo retardo del tipo verdadero valor eficaz (RMS). Memoria térmica: imagen térmica antes y después del disparo. • Protección contra los cortocircuitos. Protecciones corto retardo (RMS) e instantáneo. Elección del tipo I2t (On u Off) en la temporización corto retardo. • Protección contra los defectos a tierra Protección del tipo “residual” o “source ground return”.Elección del tipo I2t (On u Off) en la temporización. • Protección diferencial residual (Vigi). Funciona sin alimentación exterior. Inmunizado contra los riesgos de disparos intempestivos. Resistencia a las componentes continuas clase A hasta 10 A. • Protección del neutro. En interruptores automáticos tripolares, no es posible la protección del neutro. En interruptores automáticos tetrapolares, la protección del neutro se realiza mediante un selector de 3 posiciones: neutro no protegido (4P 3d), neutro protección media (4P 3d + N/2), neutro protección plena (4P 4d). Selectividad lógica ZSI Una regleta de bornes “Zona Selectividad Enclavamiento” (ZSI) permite el cableado de varias unidades de control para una selectividad total en la protección corto retardo y tierra sin temporización al disparo. Medidas amperímetro Las unidades de control Micrologic A miden el verdadero valor eficaz (RMS) de las intensidades.

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia Una pantalla LCD numérica visualiza permanentemente la fase más cargada (Imax) y permite, por pulsaciones sucesivas en una tecla, la lectura de I1, I2, I3, IN, Ig, In, de las intensidades memorizadas (maxímetros) y de las regulaciones

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Características de desconexión de las unidades Micrologic 2.0 - 5.0 - 6.0 - 7.0 A.

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5. Mantenimiento e inspección de Aparamenta Los Elementos de una instalación eléctrica deben mantenerse en buen estado de conservación y funcionamiento. La incidencia del mantenimiento en la Seguridad para las personas y cosas y el interés general, que lleva implícito su realización, ha impulsado que la reglamentación recoja su necesidad; que se concrete su realización por personas competentes y que mediante inspecciones periódicas se verifiquen sus resultados. En este sentido la reglamentación básica, que debe complementarse con la específica de los órganos competentes de las istraciones Autonómicas, es la siguiente: • Reglamento sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en Centrales Eléctricas, Subestaciones y Centros de Transformación (RD 3275/1982 de 12 de noviembre, BOE 288 de 112-1982). Artículo 12 Artículo 13 Instrucción Técnica Complementaria: RAT 13 • Reglamento de verificaciones eléctricas y regularidad en el suministro de energía (Modificación del artículo 92, según RD/724/1979, de 2 de febrero, BOE 7-abril1979). • Reglamento electrotécnico para baja tensión (R/D 842/2002, de 2 de agosto,.BOE núm. 224 del 18 de septiembre). • Ordenanza sobre disposiciones mínimas para la protección de la salud y seguridad de los trabajadores frente al riesgo eléctrico (R.D./614/2001, de 8 de junio, BOE 148 de 21 junio de 2001 integrado en la ley 31/1995 de 8 de noviembre sobre Prevención de Riesgos Laborales). Guía Técnica para la evaluación y Prevención del Riesgo Eléctrico del I.N.S.H.T. de acuerdo con lo dispuesto en el Artículo 5 del R.D./39/1997 de 17 de Enero. 5.1 Mantenimiento, inspección y puesta en marcha de C.C.T.T y Subestaciones. Mantenimiento Las operaciones de mantenimiento de los centros de transformación deben ser realizadas por personal especializado. Con este fin los titulares de las instalaciones que no dispongan de los medios y organización adecuada, a juicio del órgano competente de la istración, deberán establecer antes de la puesta en servicio del centro de transformación, un contrato de mantenimiento con persona física o jurídica competente. Los trabajos de mantenimiento a realizar en los centros de transformación incluyen los controles mínimos y las revisiones detalladas y exhaustivas. Estas últimas se efectuarán sin tensión en el elemento a intervenir y con las precauciones que se indican en el punto 11 del Anexo I del R.D/614/2001 sobre distancias de seguridad.

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia Toda anomalía detectada, como consecuencia de cualquier revisión u observación, en el estado del centro, del material o de su funcionamiento, deberá ser comunicado a una persona competente a fin de que sea corregida. Cuando el defecto represente un riesgo grave e inmediato para personas o cosas deberá ser desconectada la instalación, hasta que sea resuelta la anomalía. En las Figuras.51 y 5.2 se recogen los criterios que pueden aplicarse para el mantenimiento de centros de transformación. En la Figura 5.3 se indica, asimismo, las operaciones más habituales. En las mencionadas operaciones se emplean los siguientes verbos, definiendo a continuación aquellos que pueden precisar una aclaración: • Comprobar: Verificar, confirmar o examinar la exactitud o medida de un elemento. • Observar: Examinar atentamente. • Reapretar • Apreciar: Estimar, juzgar el estado en que se encuentra. • Limpiar • Corregir • Anotar: Apuntar en el parte existente. • Engrasar • Sustituir/cambiar • Purgar • Medir

Fig.5.1: Criterios generales para el mantenimiento de Centros de Transformación

La periodicidad de cada revisión se hará de acuerdo con las características propias de cada Centro atendiendo a: Contaminación ambiental, grado de carga de los elementos, envejecimiento de los materiales, etc. En cualquier caso no se deberán sobrepasar las siguientes limitaciones: • Revisión mínima........................................Trimestral • Revisión detallada .....................................Anual • Revisión exhaustiva ..................................Trianual

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia En todo caso los criterios indicados podrán ser modificados de acuerdo con las condiciones generales del centro, las instrucciones de los fabricantes de los materiales, las posibilidades de interrumpir el servicio y la experiencia, en cada caso, de la conveniencia y oportunidad de intervenir en cada elemento. Debe prestarse especial atención a que los elementos de protección estén en disposición de actuar correctamente y no sean motivo de incidencia por funcionamiento intempestivo. Con objeto de poder programar adecuadamente las operaciones a realizar y su eficacia, es necesario que las distintas intervenciones se anoten en un registro. (Libro de instrucciones de control y Mantenimiento RAT 14, pto. 6). Inspección Para alcanzar los objetivos de proteger a las personas y la integridad y funcionalidad de los bienes y conseguir la necesaria regularidad, se deben realizar inspecciones periódicas de los Centros de Transformación. Las inspecciones se efectuarán, salvo que se acuerde expresamente lo contrario, con tensión en la instalación, siempre que se observen las condiciones de seguridad establecidas por las disposiciones en vigor. Las inspecciones serán realizadas con periodicidad no superior a tres años. Serán efectuadas por las Direcciones Provinciales del Ministerio de Industria y Energía, o en su caso, por los órganos competentes de las Comunidades Autónomas o por Entidades de Inspección y Control Reglamentario (ENICRES, OCAS, ECAS), legalmente reconocidas, o por Técnicos Titulados de la Empresa propietaria cuando ésta, a juicio del órgano competente, tenga los medios y capacidad necesaria. Las Direcciones Provinciales del Ministerio de Industria y Energía, o por los órganos competentes de las Comunidades Autónomas efectuarán inspecciones, mediante control por muestreo estadístico, de las inspecciones realizadas por las ENICRES o Técnicos de la empresa titular de la instalación. Si como consecuencia de la inspección se detectaran defectos, éstos deberán ser corregidos en el plazo máximo de seis meses, salvo causas justificadas, a juicio de la istración o de la Entidad de Inspección autorizada. No obstante en caso de riesgo inmediato, defecto crítico, a criterio de la persona que realiza la inspección, ésta propondrá al órgano competente un plazo más corto para la reparación o, en caso de que apreciase grave peligro de accidente, ordenará la desconexión. En la Figura 5.4 se recogen criterios generales que deben aplicarse, de acuerdo con la reglamentación, para las inspecciones periódicas de los centros de transformación. El órgano inspector conservará acta de todas las inspecciones que realice y entregará una copia de la misma al titular de la instalación y a la Dirección Provincial del Ministerio de Industria y Energía, o al órgano competente de la Comunidad Autónoma (Figura 5.5).

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Fig. 5.2: Planning general de Mantenimiento de C.C.T.T.

Puesta en marcha de un centro de transformación Para conectar a la red de alta tensión un centro de transformación y cumplidos los requisitos istrativos se procederá a la oportuna revisión. Los puntos mínimos a verificar se detallan en la Figura 5.6. Antes de dar tensión a la instalación se avisará al titular y a todo el personal relacionado con la construcción, mantenimiento y explotación. A partir de este aviso se deberá considerar que la instalación está en tensión, adoptándose las medidas complementarias oportunas (comunicación, sustituir la llave de , colocar la señalización de presencia de tensión, ... etc.). Una vez superada la revisión y desconectada la baja tensión de los transformadores se procederá a dar tensión por el lado de alta tensión. Ésta se mantendrá durante un mínimo de 15 minutos. A continuación se comprobará la tensión de baja tensión (deberá estar comprendida entre U = ± 7 %), la rotación (que se habrá señalizado previamente) y la posibilidad de conectar en paralelo con otros transformadores. Se verificará el funcionamiento de los relés de protección y mandos a distancia.

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(1)

Se adecuará según resultado de la apreciación / medida. Fig. 5.3 : Operaciones de Mantenimiento en C.C.T.T.

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia Posteriormente desconectando la parte de la instalación que sea preciso se normalizarán las conexiones de baja y alta tensión. A continuación se conectará y se hará tomar carga a la transformación. Cuando ésta sea significativa, se observarán los posibles puntos calientes, los ruidos anormales, la existencia de efluvios y el funcionamiento de los controladores. Si todo ello es correcto o una vez efectuadas las modificaciones pertinentes, se dará de alta la instalación.

Fig. 5.4 : Criterios generales para las inspecciones de C.C.T.T.

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Fig. 5.5 : Informe provisional de revisión de C.C.T.T.

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Fig. 5.6 : Controles mínimos previos a la puesta en marcha de un C.C.T.T.

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a) b) c) a)

La experiencia ha demostrado que es mejor ensayar totalmente una instalación cada cierto intervalo de tiempo que desmontarla para controlarla. Los resultados obtenidos en las medidas determinarán la necesidad de una parada prolongada para subsanar anomalías obtenidas por medición ó ensayo. El ensayo antes y después de la parada proporcionará los datos para el mantenimiento correctivo e información sobre la situación de la instalación. Los resultados obtenidos en las medidas se pueden utilizar para evaluar su situación en caso de fallo. Por consiguiente es esencial tener documentación o historial sobre ensayos para: Comparar los resultados con ensayos anteriores. Planificar los intervalos entre ensayos. Analizar los fallos. Analizar el tiempo, lugar, causa y cambios producidos.

5.2 Técnicas operativas de mantenimiento predictivo El Mantenimiento Predictivo opera en función de avisos racionales generados por el control de parámetros de funcionamiento (índices del estado del equipo de producción), centrando la intervención en sus causas y pudiendo prever y programar intervenciones. Los instrumentos que se utilizan para medir los parámetros de funcionamiento de los aparatos eléctricos dependen del tipo de inspección a realizar Figura 5.7.

Fig.5.7 : Tabla de instrumentos según el tipo de inspección a realizar

Cada caso específico, cada sistema o máquina, definirá los parámetros más adecuados para el control de su estado Por ejemplo, si se trata de analizar el estado de un transformador, los parámetros adecuados a medir son: • Intensidad. • Tensión. • Temperatura. • Cromatografía de gases en caso de transformadores sumergidos en líquidos dieléctricos. Operaciones de mantenimiento predictivo Para ser eficaz, un sistema de Mantenimiento Predictivo, necesita que se reúnan varias condiciones. • Planteamientos claros. • Asesoramiento en la definición. • Avance progresivo.

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia • Dedicación acentuada en la etapa de implantación. • Asistencia técnica cualificada. • Desarrollo riguroso de la toma de datos. • Elección de personal adecuado y clara definición de tareas. En función de si es la propia empresa la que realiza su propio mantenimiento distinguimos: • Mantenimiento con recursos propios internos de la empresa Es preciso disponer de: Un equipo de medida o instrumentación adecuado. Un programa de gestión de datos en ordenador. Know-how (un técnico competente y unos ayudantes formados y responsables). Dedicación acentuada en la etapa de implantación. Asistencia técnica cualificada. Desarrollo riguroso de la toma de datos. Elección de personal adecuado y clara definición de tareas. • Mantenimiento contratado Se confía en la experiencia de una empresa especializada a quien se le contrata todo el servicio de mantenimiento predictivo. El contratista se limita a percibir información elaborada de las medidas y su tratamiento. Todos los datos manejados pueden ser gestionados en la oficina de la empresa de servicio contratada y ser transmitidos vía modem o registro masivo. El tipo de informes que se intercambian son sobre los aspectos siguientes: Estado de las máquinas. Equipos que superan el nivel de alarma. Inspecciones y notificaciones observadas en las medidas. Tendencias. Tiempo esperado hasta la alarma. Análisis de comportamiento. Regímenes adecuados de funcionamiento, etc.. • Mantenimiento mixto. Los recursos son internos y servicios contratados. Las ventajas que proporciona son: Mayor control, dado que la empresa fija los criterios del mantenimiento predictivo. Menor coste, ya que las deficiencias de recursos se pueden cubrir así, de forma escalonada, a través de la empresa exterior. Mejor rentabilidad, puesto que la eficacia es mayor al combinar la optimización de los recursos internos con la experiencia exterior. Las diferentes opciones que pueden haber son

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La técnica de la Termografía infrarroja de instalaciones eléctricas Cualquier instalación eléctrica, mecánica o térmica, libera calor. A partir de este principio, la cámara de termografía infrarroja transforma este fenómeno en imagen, para visualizar las variaciones de temperatura y medirlas. Dicha herramienta ofrece claras ventajas: • El control no inmoviliza la instalación. • El diagnóstico es inmediato, y la localización del defecto por la imagen es muy fácil. • El "ojo infrarrojo" es implacable. Los defectos ocultos a simple vista se descubren instantáneamente(Figura 5.8). Un ejemplo de informe de Termografía Infrarroja seria el siguiente: Una vez se ha finalizado la toma de fotografías infrarrojas de los equipos, se procede a analizar esta información y se realiza un informe (Figura 5.10). El informe consta de varias páginas conteniendo cada una la impresión en papel de las fotografías de los aparatos y sus correspondientes fotografías infrarrojas, pudiéndose así observar tanto la imagen real de la zona del aparato que se ha explorado como su visión infrarroja.

Fig. 5.9: Sistema de medida de la termografía infrarroja

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Fig. 5.10: Hoja de informe de termografía infrarroja

Métodos acústicos para la detección de descargas parciales La degradación de un aislante sólido por las descargas parciales es el resultado de un conjunto complejo de fenómenos. • Elevación de la temperatura del gas encerrado proveniente de los choques elásticos entre electrones y moléculas gaseosas. • Bombardeo iónico y electrónico de las paredes de la cavidad provocando su erosión. • Acción de rayos ultravioleta producidas por átomos excitados y por la recombinación de portadores. • Descarga química progresiva del material con producción de gases, particularmente hidrogeno. La importancia de estos diversos fenómenos, varía ciertamente con el material dieléctrico considerado y las condiciones en las cuales él es utilizado, pero las experiencias han demostrado que en un ambiente gaseoso químicamente inerte la degradación de un aislante obedece a un mismo tipo de evolución que comprende tres fases sucesivas: • Inicialmente el proceso de ataque se limita a una erosión lenta, las cavidades se agrandan y pueden entrar en o con otra, debilitando localmente el muro del aislante. • La segunda etapa puede aparecer en los puntos débiles de la cavidad a partir de las cuales las descargas se propagan al interior del dieléctrico sano formando caminos conductores. Por fin, cuando el campo eléctrico en la extremidad de una de las ramificaciones alcanza al gradiente disruptivo intrínsico del aislante se observa un desgaste rápido del material en esa dirección, y cuando esta progresión de daño se produce también hacia al electrodo opuesto, la

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia perforación completa del aislante produce una descarga total de una pieza conductora a otra (Figura 5.11).

Fig. 5.11. Formación de arborescencias a partir de una cavidad.

La descripción del proceso de ionización muestra que hay transferencia de carga en la región donde se produce la ionización. Esto significa que hay circulación de corriente en esta región y cierta potencia disipada. Como la corriente circula en un espacio restringido, la densidad de corriente local es extremadamente alta, lo que produce en la región un intenso calor. Esto provoca un fuerte incremento de presión en la cavidad, este efecto puede ser comparado con el de una explosión en miniatura. Así el material que rodea esta zona es comprimido, generándose una onda de pulsos sónica y ultrasónica que se propaga a través del medio (Figura 5.12).

Fig. 5.12 : Detector ultrasónico para detección de DP’s en cables y aparamenta

El instrumento esta monitorizando las señales acústicas por medio de un sensor ultrasónico en una barra de fibra de vidrio eléctricamente aislada. Un microprocesador controla el procesamiento y la recolección de datos.

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia Los resultados se presentan en una pantalla de LCD durante las mediciones y pueden ser rescatados por un PC vía interfaz de comunicación RS-232 (Figura 5.13).

Sistema de aislamiento solido apantallado

Micrófono

Ordenador + programa gestión sonido

Fig.5.13 : Procesamiento de datos a través de un PC

Métodos acústicos. Las técnicas acústicas detectan la actividad de descargas parciales por medio de sensores que se instalan en el tanque del transformador. Estos métodos además de medir la magnitud de las descargas pueden entregar la ubicación física de las fuentes de descargas parciales (Figura 5.14). Método acústico: localización de DP’s por ultrasonido. El método de localización por ultrasonido utiliza dos de los fenómenos producidos por las DPs.. El primero, producto de la rápida transferencia de carga que se produce, provoca una perturbación eléctrica de alta frecuencia que se propaga a través del circuito externo.

Fig. 5.14 : Medición de DP’s en transformadores de aceite y secos a través de sensores ultrasónicos.

El segundo debido a la disipación de energía la que provoca la generación de ondas de presión sónica y ultrasónica, que se propaga a través del medio donde se produce la descarga parcial. 8

La perturbación eléctrica se propaga a una velocidad cercana a la de la luz ( 10 m / s ) a través del circuito eléctrico y la velocidad de la onda sonora dependerá del medio por el cual se propague, 255

Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia pero en general mucho menor comparada con la de la perturbación eléctrica, en aceite de transformador por ejemplo, la velocidad es de 1390 m/s. Es justamente esta diferencia la que permite utilizar estos dos fenómenos para la localización de la descarga parcial. De esta forma, se puede considerar que la señal eléctrica aparece en los terminales del transformador instantáneamente. No así la onda de presión, la que tomará cierto tiempo para llegar a la red exterior de la cuba del transformador.

Fig. 5.13 : Medidas del efecto corona en aisladores de A.T. a través de un detector ultrasonico (20 a 100 kHz)

5.3 Operaciones y procedimientos para el mantenimiento en función de los diferentes elementos componentes de los C.C.T.T. 5.3.1. Operaciones básicas Las tres operaciones fundamentales que se realizan en el mantenimiento de cada uno de los equipos componentes de los C.C.T.T. son: 1ª.- Limpieza y Lubricación Antes de proceder a las distintas pruebas y ensayos no se debe olvidar realizar: • Una limpieza general de todos los elementos. • En ocasiones un siliconado global con productos protectores del aislamiento. • Una lubricación de los elementos. • Un engrase de los mecanismos en puntos de fricción.

Fig. 5.14 : Medidor de la resistencia de aislamiento (Megóhmetro)

2ª.- Comprobación del apriete de Tornillería Permite verificar el estado de la tornillería. Se comprueba en AT y BT, prestando especial atención a los diferentes pares de apriete según los casos e instrucciones de los fabricantes: • Embarrados. • Aisladores. • Pasatapas. • Conexiones de tapas. • Salidas de BT. • Accionamientos. Para poder discriminar qué elementos deben ser 256

Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia reapretados, una buena práctica previa es la Termografía Infrarroja. 3ª.- Medida de la resistencia de aislamiento del equipo eléctrico El equipo eléctrico de una instalación deberá estar aislado entre sí y con respecto a tierra. Esta característica de aislamiento no es constante y puede deteriorarse con el paso del tiempo por razones de humedad, por la acción de inclemencias atmosféricas, contaminación, etc. Por esta razón se hace aconsejable el estudio del aislamiento a lo largo de la vida de los equipos, para poder prevenir su envejecimiento prematuro y sus averías. Debido a la importancia de esta medida en el mantenimiento eléctrico de Centros de Transformación se expone a continuación el procedimiento para su realización. Procedimiento para la realización de medidas de resistencia de aislamiento Este procedimiento se aplica al equipo eléctrico que precisa la medición de su resistencia de aislamiento a menos que se indique otra cosa en las especificaciones del fabricante del equipo o máquina. Se observarán las siguientes reglas de seguridad: • Se comprobará que el equipo a ensayar está desconectado de toda fuente de tensión y se descargará a tierra antes de probarlo. • El área de ensayos se mantendrá protegida del peligro de descarga eléctrica mediante el uso de rótulos adecuados, barreras, señalización, etc. • El equipo eléctrico que se ha de ensayar, si está próximo a elementos en tensión, puede tener cargas residuales y se descargará a tierra antes de tomar medidas de su resistencia de aislamiento. • Tras la aplicación de cualquier tensión de ensayo el equipo comprobado deberá ponerse a tierra para descargar las cargas acumuladas que podrían representar un peligro para el personal. Los instrumentos para la medición de la resistencia de aislamiento son los Megohmetros de accionamiento manual a magneto (normalmente utilizados para el ensayo de 1 minuto) o del tipo electrónico con márgenes de tensiones de ensayo de 500 a 5.000 voltios como equipo estándar Figura 5.14. Para los ensayos de un minuto y los del índice de polarización las tensiones de cc. a aplicar se recomienda estén de acuerdo con la siguiente tabla: Márgenes de tensión del equipo eléctrico 0 – 250 V. 250 V. cc. 250 – 500 V. 500 V. cc. 500 – 1000 V. 1000 V. cc. 1000 – 5000 V. 2500 V. cc. Superior a 5.000 V. 5.000 V. cc. Se aplicaran los siguientes ensayos de aislamiento: • Ensayo de un minuto El ensayo de un minuto se emplea habitualmente para verificación de la instalación y para comprobar que el aislamiento es satisfactorio para el funcionamiento. El ensayo de un minuto se utiliza antes de la aplicación de un ensayo de rigidez dieléctrica. Es también la primera etapa en el ensayo del índice de polarización. El valor de la resistencia de aislamiento observado deberá ser al menos el que se indica en los Ensayos de Equipos. En caso de que el valor de la resistencia de aislamiento sea inferior, se seguirán las instrucciones del fabricante del equipo en concreto. • Ensayo de absorción dieléctrica (Tiempo – resistencia) Cuando se aplica un voltaje de prueba a un aislamiento y la intensidad disminuye durante la comprobación, aumenta la resistencia aparente del aislamiento, este incremento puede ser bastante rápido al principio, pero pueden pasar varios minutos antes de que llegue a un valor constante, particularmente sí el aislamiento está seco.

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Por otra parte, si el devanado está húmedo o sucio, la corriente de conducción será alta y la corriente de absorción será comparativamente baja (véase «curva típica tiempo-resistencia» Figura 5.15). A veces, a este método, se le ha dado el nombre de «prueba de absorción dieléctrica» por estar basado en el efecto de la absorción de un buen aislamiento comparado con otro contaminado por suciedad, grasa, etc. tomando el nombre de índice de absorción dieléctrica, la relación de dos lecturas tiempo-resistencia. Es decir, la lectura tomada a los 6 Fig. 5.15 : Curva típica Tiempo - Resistencia segundos dividida por la lectura tomada a los 30 segundos. Este método suele emplearse en máquinas de poca potencia o conductores o barras de escasa longitud. • Ensayo del índice de polarización La curva de resistencia/tiempo en un equipo es indicativa del estado de aislamiento del mismo.. No será necesario trazar toda la curva, sino anotar la lectura un minuto después de la aplicación de la tensión de prueba y a los diez minutos posteriores. La relación entre el valor de la resistencia aparente del aislamiento después de diez minutos dividida por este mismo valor, después de un minuto, se conoce como índice de polarización. Los valores mínimos aceptables para este ensayo serán de 2 para todas las clases de aislamiento El índice de polarización se calcula según:

I .P. =

R10 min R1 min

Condiciones del aislamiento del equipo después de obtenido el índice de dolarización : Absorción dieléctrica Índice de Polarización Condiciones del aislamiento 10 min/ 1 min 60 s/30 s. Condición Relación Relación ---<1 peligroso < 1,1 < 1,5 pobre 1,1 a 1,25 1,5 a 2 dudoso 1,25 a 1,4 2a3 aceptable 1,4 a 1.6 3a4 bueno > 1,6 >4 excelente Este valor puede estar afectado por las condiciones de humedad y suciedad de la superficie, temperatura, voltaje de prueba y carga residual. Para evitar valores erróneos antes de efectuar un ensayo, se debe proceder a una limpieza y secado de las superficies aislantes, efectuar la prueba de temperatura constante y poner a tierra los devanados o conductores durante un periodo no inferior a media hora. Correcciones por temperatura

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia Las variaciones en la temperatura del equipo eléctrico afectan a los valores medidos de la resistencia de aislamiento. Cuando se comparan las lecturas de resistencia de aislamiento obtenidas en diferentes momentos, los valores de la resistencia deben referirse a una temperatura común. Los valores mínimos aceptables para la resistencia de aislamiento tal y como se dan en este procedimiento, se establece para una temperatura ambiente de 20 ºC. Para convertir la lecturas observadas de resistencia de aislamiento a los valores a 20 ºC se utilizarán las siguientes relaciones:

R20 ºC = Rtc ⋅ K t 20 ºC En la que: R20ºC = Resistencia de aislamiento (ohms) corregida a 20 ºC. Rtc = Resistencia de aislamiento medida (ohms) a la temperatura t (ºC). Kt20ºC = Coeficiente de corrección de temperatura de la resistencia de aislamiento en función de la temperatura observada (ºC) en la medición (ver tabla siguiente). Temperatura ºC 0 5 10 15,6 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75

Factor K20ºC 0,25 0,36 0,50 0,74 1,00 1,40 1,98 2,80 3,95 5,60 7,85 11,20 15,85 22,40 31,75 44,70

Cuando se determine la resistencia de aislamiento de cables se utilizará la temperatura del aire ambiente. Para las medidas de resistencia de transformadores en baño de aceite se utilizará la temperatura media del aceite, en transformadores secos se utilizara la temperatura de los bobinados, en equipo eléctrico cerrado en envolvente metálica se utilizará la temperatura media del aire dentro de la envolvente. Condiciones atmosféricas Los valores de la resistencia de aislamiento para aislamientos expuestos a la intemperie pueden verse afectados por las condiciones atmosféricas y/o el polvo pudiendo ser la causa de que un circuito no conductor se vuelva parcialmente conductor y proporcione un valor erróneo para la resistencia de aislamiento. Para evitar esta situación deberán seguirse las siguientes precauciones: → En los casos en que sea posible, la temperatura del aislamiento a ensayar deberá ser aproximadamente unos 5 ºC mayor que la temperatura ambiente, para evitar condensaciones y el ensayo de resistencia de aislamiento deberá efectuarse cuando la humedad relativa del ambiente sea inferior al 60%. → El calentamiento puede realizarse ya sea energizando las resistencias de calefacción del equipo, cuando estén disponibles, o bien con lámparas calefactoras, sopladores de aire caliente(aerotermos). Deben tomarse las precauciones necesarias al realizar estas operaciones para evitar dañar el equipo en cuestión.

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→ Los aisladores, si están incluidos en el circuito a ensayar, se limpiarán con un disolvente para eliminar la contaminación superficial.

→ Para evitar, en las pruebas de aislamiento, que las corrientes de fuga superficiales incidan en las mediciones, utilizaremos el borne de guarda del Megóhmetro. Con el borne de guarda conseguiremos eliminar la resistencia de fuga superficial al retornar al aparato de medida la corriente de fuga, restándole ésta a la intensidad de conducción, de esta forma obtenemos la resistencia de aislamiento exclusiva del equipo ensayado. Es evidente que es deseable que las dos mediciones, con y sin borne de guarda G, sean coincidentes, lo cual nos indicaría que dicho equipo carece de fugas superficiales. Ensayo de equipos Seguidamente se describen por separado los ensayos de cables, aparellaje y transformadores. • Cables de potencia y conductores de barras (Ensayo de un minuto) Se adoptarán las medidas de seguridad dadas anteriormente. Conectar el Megóhmetro a un conductor del cable (o conductor de barras) y a tierra. Se pondrán a tierra los otros conductores (Figura 5.16) Accionar el Megóhmetrro durante un minuto y anotar los datos en la gama de Mantenimiento. Figura 5.17. La mínima resistencia de aislamiento corregida a 20ºC será de 500 MΩ. Desconectar el Megóhmetro y poner a tierra el conductor del cable (o conducto de barras) que se haya ensayado. Repetir para las otras fases o conductores las etapas anteriores.

Fig. 5.16 : Comprobación de la resistencia de aislamiento en cables y botellas terminales.

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Fig. 5.17 : Gama de Mantenimiento para Cables y Embarrados

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia Para los cables trifásicos y para las barras agrupadas, a parte de las pruebas realizadas se comprobará además la resistencia de aislamiento de fase contra fase. • Cables de control e instrumentación: Se seguirán las instrucciones dadas anteriormente para cables de potencia con la única salvedad de que el ensayo se dará por finalizado cuando la aguja del medidor de aislamiento quede estabilizada. La mínima resistencia de aislamiento corregida a 20 ºC se indica en la siguiente tabla: Valores de aislamiento para cables de control Longitud en metros Resistencia en MΩ 500 ≤3 4 450 5 400 10 200 15 135 20 105 25 85 30 70 35 60 40 55 45 45 50 40 60 35 70 30 80 25 90 20 100 20 15 ≥125 • Aparellaje (ensayo de un minuto) Se adoptarán las precauciones de seguridad indicadas anteriormente. Antes de iniciar los ensayos: → Los interruptores deben estar en posición abierto y adecuadamente señalizados. Si han de incluirse en el ensayo interruptores, se deberán desconectar los cables de alimentación para aislarlos. → Desconectar los relés y los transformadores auxiliares como transformadores de tensión desembornando el devanado primario o extrayendo los fusibles del primario. → Conectar el comprobador a una fase ya tierra. → Poner a tierra las otras fases → Accionar el comprobador durante un minuto y anotar los datos en la gama de mantenimiento. La mínima resistencia de aislamiento corregida a 20 ºC será de 500 MΩ. → Desconectar el comprobador y poner a tierra la fase ensayada. → Repetir las etapas aplicables a las fases restantes

• Transformadores (ensayo de un minuto) Se adoptarán las precauciones de seguridad indicadas anteriormente. Desconectar los condensadores y cables de llegada y salida del transformador. Conectar el Megóhmetro en la forma descrita a continuación para la realización de las 3 medidas necesarias Figura 5.18: 262

Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia a. 1ª Medida (Medida entre MT – BT, protegido a masa): Cable + en una fase de MT. y cable – en fase de BT. Si se utiliza la borna de guarda G se dispondrá en la masa del transformador. b. 2ª Medida (Medida entre MT y Masa, protegido en BT): Cable + en una fase de MT y cable – en la masa del transformador. Si se utiliza la borna de guarda G se conectará a una fase de BT. c. 3ª Medida (Medida entre BT y masa, protegido en MT): Cable + en una fase de BT y cable – en la masa del transformador. Si se utiliza la borna de guarda G se conectará en una fase de MT. La mínima resistencia de aislamiento aceptable corregida a 20 ºC estará de acuerdo con la fórmula siguiente y sobretodo con la resistencia indicada en el libro de instrucciones del fabricante del transformador: Rt = kV + 1 Donde: Rt = Resistencia de aislamiento mínima en MΩ, a 20 ºC KV = Tensión, en kilovoltios, del transformador a ensayar.

a)

b)

c)

Fig. 5.18 : a) Medida de aislamiento MT – BT protegido a masa. b) Medida de aislamiento MT – Masa protegido en BT c) Medida de aislamiento BT – Masa protegido en MT

5.4. Disyuntores de Media Tensión (interruptores automáticos) 5.4.1 Pruebas funcionales En este apartado se desarrollan las actividades que pueden realizarse en los disyuntores de media tensión de pequeño volumen de aceite, SF6 y vacío, por ser los que más proliferan en los CCTT tanto de exterior como de interior al aplicar un programa de Mantenimiento Preventivo. Deberá completarse la gama de mantenimiento Figura 5.31 en la que se exponen los aspectos fundamentales a tener en cuenta en su revisión y ensayos con el disyuntor en servicio y fuera de servicio. Debido a que muchos de los aspectos que aquí se detallan sobre los Disyuntores o Interruptores automáticos de MT. están estrechamente relacionados con el mantenimiento, pruebas y medidas en Interruptores automáticos de BT. (exceptuando aquellas características que les son propias sobre la extinción del arco), al referirnos a uno de ellos en este sentido, podremos igualmente hacerlo extensivo al otro, sin embargo las diferencias se detallan en sus respectivas gamas de mantenimiento como puede observarse en las Figuras 5.31 y 5.32.

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• Disyuntor en servicio Visualizar el estado general del disyuntor, observando que, aparentemente se encuentra perfectamente inmovilizado y nivelado y en ausencia de elementos extraños, etc. Si el resultado de la inspección es satisfactorio, indicar B y si se observa alguna anomalía, indicar M con alguna aclaración concreta en el apartado de observaciones. Visualizar el estado de limpieza general y en concreto el de las mirillas de nivel o indicadores de presión en disyuntores de SF6, sinópticos y señalizadotes de posición y estado de muelles. Indicar B o M en la gama según corresponda. Visualizar en los disyuntores de pequeño volumen de aceite si bajo el interruptor existen manchas de aceite concretando su magnitud indicando R o M cuando las manchas son pequeñas y no se observa derrame o goteo continuado, o bien si las manchas son grandes y se observa goteo respectivamente. Visualizar si la reja de protección o la puerta de la celda están cerradas correctamente y en caso de disponer de enclavamientos observar su correcta disposición. Indicar B o M en la gama según corresponda. En Disyuntores de intemperie verificar si las resistencias calefactores del mando están energizadas, en caso contrario energizarlas y comprobar su funcionamiento. Indicar B o M en la gama según corresponda, si carece de resistencias indicar N/A. Verificar los niveles de aceite en disyuntores de pequeño volumen de aceite o la presión, si se dispone, en los de SF6. Visualizar que la toma de tierra del disyuntor no este rota, cortada o suelta. • Disyuntor fuera de servicio Antes de proceder alguna actividad, deberán aplicarse las normas de seguridad especificas para trabajos en instalaciones eléctricas (Véase capítulo 6). Para realizar con toda seguridad del personal, las operaciones de mantenimiento, es preciso llevar el mando a la posición de “muelles destensados” operando como sigue: Cortar la corriente del motor desconectar o abrir el disyuntor, si no se había hecho previamente. Cerrar – abrir de nuevo. Asegurarse finalmente de que el cierre y apertura ya no responden. • Desarrollo de las pruebas funcionales Seguidamente se exponen las pruebas funcionales aplicables a los disyuntores provistos de mando con resortes. En los disyuntores de pequeño volumen de aceite se realizará la verificación del estado del aceite, estos disyuntores están fabricados de forma que incluso con aceite fuertemente

Fig. 5.19 : Ensayo de rigidez dieléctrica en una cámara de vacío

carbonizado, todavía son aptos para el servicio. Se considera el aceite totalmente envejecido cuando haya alcanzado un estado viscoso gelatinoso. Para determinar el estado del aceite, se verificará periódicamente su rigidez dieléctrica (ver procedimiento en este mismo capítulo), la rigidez dieléctrica no debe ser inferior a 40 kV/cm, como límite de aptitud para el servicio. Para un aceite en servicio se considera como valor optimo 60 kV/cm. En la practica está verificación se realiza en los disyuntores cuyo contenido de aceite es lo suficientemente amplio como para no considerar la sustitución del aceite sin más. En caso de sustitución del aceite será preciso previamente a su introducción en los polos, determinar su rigidez dieléctrica que en el caso de un aceite nuevo puede alcanzar un valor medio de 120 kV/cm.

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia En disyuntores de SF6 o de vacío, la comprobación de la integridad de las cámaras de corte se realiza sin necesidad de desmontar las cámaras mediante la relación conocida entre la tensión de ionización del gas o el vacío y la presión en la cámara, existen aparatos diseñados expresamente para esta prueba que hacen la operación más sencilla y fiable (Figura 5.19) que con la utilización ensayadores de alta tensión. En este tipo de comprobadores se pueden aplicar 40 o 60 kV conmutables dependiendo del nivel de aislamiento del disyuntor. Cuando las cámaras se encuentran en perfectas condiciones luce una luz verde. Un control bimanual y la luz indicadora de alta tensión mejoran la seguridad. En el caso de fallo de aislamiento por falta de vacío o gas luce una luz roja lo que indica que la intensidad a superado los 0,3 mA de la prueba. Una luz amarilla luce indicando que el ensayo ha sido interrumpido. En los disyuntores de SF6 al igual que en los equipos con aislamiento SF6 puede detectarse la existencia de fugas a través de detectores portátiles provistos de una pequeña “bomba de iones” que aprovecha la energía eléctrica generada por el elemento sensor para proporcionar un flujo de aire extremadamente preciso y fiable a la cámara detectora. El caudal de aire está autorregulado por lo que permite detectar fugas tan pequeñas como 2,8 gr. por año, proporcionando al mismo tiempo una gran rapidez de respuesta. Un mando selector y un circuito de alarma acústica proporcional al tamaño de la fuga permite al localizar el punto de la fuga sin reajustes del instrumento Figura 5.20. Diagrama de funcionamiento : El empleo de equipos registradores para obtener la representación gráfica del proceso de las diferentes maniobras de los disyuntores automáticos es una practica común en los procedimientos de mantenimiento preventivo con parada. Los gráficos obtenidos en estas pruebas nos permiten entre otras cosas, medir los tiempos de actuación y la carrera de los os, comprobar la simultaneidad de actuación de los polos (sincronismo de os) Fig. 5.20 : Detector de así como la amortiguación del mecanismo indicados en la Figura 5.22. fugas de SF6

Fig. 5.22 : recorrido de los os de un interruptor en función del tiempo

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia a) Analizador de funcionamiento de disyuntores. Por medio del registro obtenido con el analizador, podemos medir y/o comprobar: - Los tiempos de conexión y desconexión en seg. (ty. Tx) - La velocidad de conexión y desconexión en m/seg. (Vey. Vax). - La carrera del o móvil en mm. (DES y CON). - Las sobreoscilaciones (rebotes) en el cierre y la apertura en mm. (c. d.) NOTA: Las abreviaturas que aparecen entre paréntesis están descritas en la Figura 5.23 donde se dan igualmente las características de funcionamiento de diversos disyuntores. El analizador de funcionamiento de interruptores se puede utilizar con casi todos los disyuntores modernos que tengan movimiento vertical del varillaje. Es un instrumento que registra gráficamente las operaciones mecánicas del disyuntor y su uso fundamental es ayudar al operador encargado de la conservación para hacer los ajustes necesarios cuando está revisando el disyuntor, al mismo tiempo permite obtener un registro permanente de las condiciones mecánicas para el archivo de explotación. Además de lo descrito, puede utilizarse para efectuar las pruebas de aceptación o recepción de disyuntores nuevos, comprobando de esta manera las especificaciones del fabricante del aparato. Fig. 5.22 : aspectos relacionados con el analizador Este aparato analizador consiste esencialmente de dos elementos principales: -

Un tambor vertical sobre el cual se coloca el papel de registro de diagrama y que es movido por un motor síncrono a través de engranajes reductores apropiados y un lápiz deslizante accionado a través de un mecanismo reductor (cabeza reductora), por la biela vertical del disyuntor. El movimiento rotativo del tambor, hace que la abscisa del gráfico dé el tiempo en ciclos mientras que la ordenada del gráfico, representa el recorrido del mecanismo de o del disyuntor Figura 5.22.

b) Registrador de sincronismo Mediante el empleo de equipos adecuados, se puede determinar el sincronismo de os y los tiempos de conexión y desconexión del disyuntor automático, Figura 5.24.

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Fig. 5.23: Curva de funcionamiento de un disyuntor de pequeño volumen de aceite y datos de funcionamiento diversos disyuntores,

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Obtención del diagrama de funcionamiento en un disyuntor de intemperie.

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Estos equipos registradores disponen de distintos canales de registro para poder medir continuidad en cada uno de los polos de los disyuntores cuando actúa sobre el mando de los mismos, Figura 5.25.

Fig. 5.24 : Registro del sincronismo de un disyuntor

Fig. 5.25 : Conexión del registrador de sincronismo

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia En la Figura 5.26, se representa un analizador moderno con los traductores necesarios para realizar igualmente todas las operaciones anteriormente descritas sin necesidad de abrir las cámaras, solo actuando con los diferentes transductores a través de bielas, ejes giratorios o cualquier elemento móvil que accione los polos.

Fig. 5.26: Moderno analizador gráfico con traductores para el registro de velocidad, sincronismo, sobrerrecorrido y penetración de os.

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia El informe de este analizador de desplazamientos incluye gráficos y resultados alfanuméricos. Los resultados alfanuméricos son presentados en forma de tabla que muestra los parámetros calculados automáticamente, tales como la velocidad de cierre de os, velocidad de apertura de os, sobrerrecorrido y penetración de los os. El gráfico impreso muestra el gráfico de tiempos/amplitudes además de los parámetros calculados. También se pueden analizar las variaciones del amortiguamiento y de velocidad de los os durante el cierre y apertura en la curva de velocidad obtenida para cada entrada de análisis de desplazamiento. Medición de la resistencia de os Para esta prueba se emplean aparatos de medida de bajas resistencias con rangos de medida que varía desde unos pocos Fig. 5.27 : Microhmetro microhmios hasta algún ohmio, deben ser capaces de dar la corriente requerida (entre 100 y 600 A) en cada medición sin caídas de tensión apreciables durante la medida, en la Figura 5.27 se presenta un Micróhmetro alimentado a 230 V para intensidades de medida de 100 A (4 V c.c.) y 200 A (3 V c.c.) con escalas de 0 a 1999 microhmios y 0 a 19,99 milióhmios con resoluciones de 1 microhmio y 10 microhmios respectivamente y tiempos de conexión de la carga de 15 minutos (100 A), 1 minuto (200 A). PRECAUCIONES Y MÉTODO DE LA PRUEBA a) Evitar poner el instrumento cerca de cargas magnéticas fuertes o sobre una gran masa de hierro. b) En caso de instrumentos alimentados por batería se procurará conectar sólo durante la prueba para evitar su descarga. c) Se limpiarán de manera escrupulosa las superficies donde se conectarán las puntas de medición. d) Las puntas de medición deben colocarse lo más próximas al disyuntor, para evitar medir partes no deseadas. e) En la colocación de las puntas, se tomará la precaución de que las puntas de potencial “P”, se encuentren entre las de corriente (ver Figura 5.28). f) Antes de efectuar las mediciones, ajustar la lectura del aparato de medida a cero con el potenciómetro de control. g) Al comienzo de la medición, el rango del aparato se dispondrá para el valor superior, bajando paulatinamente el valor del rango, hasta encontrar la mejor lectura.

Fig. 5.28 : Medición de la resistencia de os de un disyuntor

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia CRITERIOS DE ACEPTACIÓN: Serán los recomendados por los fabricantes en cada caso no superándose en su defecto los 300 μΩ para la resistencia de os. Medición del nivel de aislamiento La medición de aislamiento en los disyuntores, abarca dos aspectos, uno determinar el nivel de aislamiento de los polos respecto a tierra, y el segundo, el nivel de aislamiento de las cámaras de cada polo. El procedimiento de prueba es el descrito en el apartado “Medida de la resistencia de aislamiento del equipo eléctrico” a) Resistencia de aislamiento de los polos : Esta prueba se realizará con el disyuntor cerrado, midiendo la resistencia de aislamiento de cada polo con respecto a tierra, Figura 5.29.

Fig. 5.29 : Medición del aislamiento de un polo contra tierra

b) Resistencia de aislamiento de las cámaras : Esta prueba se realizará con el disyuntor abierto, midiendo el aislamiento de las cámaras de cada polo, Figura 5.30.

Fig. 5.30 : Medición del aislamiento de las cámaras de un disyuntor.

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Fig. 5.31 : Gama de mantenimiento de Disyuntores

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Fig. 5.32 : Gama de mantenimiento de Interruptores Automáticos de BT.

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia Desarrollo de la gama de mantenimiento (Figura 5.31 y 5.32) A modo de ejemplo, se describe a continuación un procedimiento tipo para el mantenimiento preventivo con parada del Disyuntor: -

-

-

Comprobar que el contador de maniobras registra exactamente las maniobras que se realizan. Es decir, una maniobra por cada conjunto de cierre y apertura. Comprobar que la apertura y cierre son correctos, tanto desde el control local del propio disyuntor, como desde los elementos de maniobra y protección colocados en el de control remoto. Comprobar, en el armario de control, su estado general, así como el de sus elementos, especialmente, el motor, ores, bobinas de apertura y cierre, conexiones, cables, etc. Medir, mediante la aplicación del analizador de desplazamientos, las velocidades de apertura y cierre, así como la simultaneidad de actuación de los polos, carrera, penetración y amortiguación. Comprobar que el disyuntor es capaz de realizar automáticamente, la secuencia de maniobras disparo – cierre – disparo. Mediante un micróhmetro de precisión, medir la resistencia de os de cada uno de los polos. Este deberá estar dentro de los límites especificados por el fabricante del disyuntor. Comprobar el apriete de las conexiones de los puentes de MT. Comprobar con el megóhmetro la resistencia de aislamiento de los polos respecto a tierra o masa y de las cámaras.

Cada uno de los resultados se anotaran en la gama de mantenimiento con indicación expresa de aquellos puntos analizados con incidencia. Tensión de ruptura (rigidez dieléctrica): La tensión de ruptura dieléctrica de un aceite viene medida por la tensión necesaria para hacer saltar un arco entre dos electrodos situados en el seno del aceite y en las condiciones especificadas por las normas. El agua si esta disuelta en el aceite, no afecta prácticamente a esta característica. El efecto es de importancia cuando el agua se encuentra en emulsión. Las partículas sólidas en suspensión, por ejemplo fibras, producen un descenso apreciable en la tensión de ruptura, sobre todo con la presencia de agua que pueda ser absorbida por estas partículas. Su determinación: Se expresa en Kv./cm. o Kv./0.1". Se determina de acuerdo con las normas: ASTM D - 877 - 67 " Dielectric break down voltage of insulatig liquids using disk electrodes ", o bien: UNE 21309 " Método para la determinación de la rigidez dieléctrica en aceites aislantes "; VDE 0532/8.64. Procedimiento para la medida de la rigidez dieléctrica en campo La prueba de rigidez dieléctrica tiene por objeto el establecer, junto con otros parámetros, el estado de envejecimiento de un fluido refrigerante. La rigidez dieléctrica del fluido refrigerante y con ella el grado de aislamiento de un transformador, varia fuertemente en función del contenido en agua Figura 5.33. A titulo orientatívo se puede decir que un fluido conteniendo 60 p.p.m. (0.6 ml./l) de agua alcanza una rigidez de 50 KV/cm. y esta aumenta a 230 kV/cm. si el contenido de agua se reduce a 10 p.p.m. (0.1 ml./l).

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Fig. 5.33 : Efecto del contenido en agua sobre la rigidez dieléctrica del aceite

Debido a esta dependencia entre el estado dieléctrico del fluido refrigerante y el contenido en agua, podemos determinar por medio de pruebas hechas periódicamente, cuando es necesario filtrar el aceite. La primera precaución a tomar es, asegurarse que el recipiente de extracción esta limpio y seco. La muestra del fluido se deberá tomar de la parte inferior del transformador (aceite), donde se supone que se encuentra en las peores condiciones. Se limpiara y secara la boca de la válvula por donde ha de fluir el liquido aislante, dejando correr una cantidad que puede ser de tres a cuatro litros antes de tomar el fluido refrigerante en la probeta de prueba, la cual se enjuagara y se tirara el fluido, posteriormente se vuelve a llenar hasta que queden cubiertos los electrodos (unos 5 milímetros) y se traslada al ensayador donde quedara en reposo un tiempo suficiente hasta que desaparezcan las burbujas del fluido contenido en la probeta y este se vea totalmente limpio dentro de la misma; se tomara la temperatura ambiente y humedad relativa en el lugar donde se efectuá la prueba, cuando el tiempo sea lluvioso o con niebla la prueba se realizará en interior, para evitar que el fluido se humedezca y el resultado pierda fiabilidad, pasado el periodo de reposo se procede a realizar la prueba elevando la tensión de forma que el incremento de esta no sea superior a 3 kV./segundo, hasta que se produzca la ruptura de tensión cuando salta el arco entre los electrodos. Se anota el valor que tiene en ese momento el Kilovoltímetro y se vuelve a la posición de cero el regulador de tensión, dejando reposar el fluido durante un tiempo de uno a dos minutos, volviéndose a repetir la prueba durante cinco disparos por probeta. El método VDE y ASTM-D-877 utilizan dos tipos de pruebas normalmente aplicadas en trabajos de campo la prueba de referencia y la prueba de rutina seguidas de la comprobación de la consistencia estadística: • Prueba de referencia: Se realizan 5 pruebas de ruptura en 5 muestras diferentes y se anotarán los valores de las tensiones de ruptura. Si estos valores cumplen los criterios de consistencia estadística, la prueba se considerará válida y se tomará como tensión de ruptura su valor medio. Si no cumple dicho criterio, se realizarán 5 nuevas rupturas, en otras 5 muestras, y se tomará como tensión de ruptura el valor medio de los 10 obtenidos. • Prueba de rutina: Consiste en hacer dos pruebas de ruptura en dos muestras diferentes.

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia Si ninguno de los dos valores está por debajo de lo especificado, se considerará el líquido como válido. En caso contrario se realizará la prueba de referencia. • Comprobación de la Consistencia Estadística: Se calcula el rango de los cinco valores, restando el valor más bajo del más alto. Esta cantidad se multiplica por 3 y se compara con el próximo al más bajo de los valores obtenidos. Si es mayor se considera que la prueba no reúne la consistencia estadística. Ejemplo: Nº de ruptura KV 0 22 1 28 2 33 3 31 4 29 5 31 a) b) c) d) e)

Se ignora el primer valor (22 kV) Se obtiene el rango: 33 – 28 = 5 kV Se multiplica el rango por 3: 5 x 3 = 15 kV Se comprueba el rango con el próximo al valor más bajo, es decir: 15 kV y 29 kV Como 15 kV es menor que 29 kV la prueba reune la Consistencia Estadística.

La prueba ASTM-877 aplica el mismo procedimiento para los 5 valores de tensión de ruptura obtenidos, no se desprecia ningún valor. Los tipos de electrodos usados y la separación entre ellos, equivalen a la norma ASA, y son discos de una pulgada (25.4 mm.) de diámetro, separados 0.1 pulgada (2.54 mm.) . A continuación, en la Figura 5.34 , se establecen diversos tipos de electrodos más comunes y equivalencias entre ellos Figura 5.35.

Fig. 5.34 : Electrodos y separaciones normalizadas

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Fig 5.35 : Equivalencias entre kV/cm. y tensión de prueba según el tipo de electrodo empleado

Fig. 5.36 : Ensayador portátil de aceite

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Fig. 5.37 : Gama de Mantenimiento para el Análisis de aceites

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5.4.2 Localización de averías en Disyuntores (interruptores automáticos) La práctica del estudio de los esquemas, repercute favorablemente en los operarios responsables en la operación y mantenimiento de CCTT. La interpretación de un circuito por medio de esta práctica, da capacidad para realizar manuales de actuación, que permitirán localizar, aislar e incluso reparar si se cuenta con los medios oportunos, las averías que pueden suceder en las instalaciones eléctricas. El poder de respuesta ante una avería, en lo que al tiempo se refiere, dependerá del conocimiento de la instalación o de sus elementos, así como de la destreza en el análisis de los esquemas de la instalación. A continuación se exponen a modo de ejemplo, cuál sería el proceso a seguir para detectar alguna de las anomalías más comunes mediante el empleo de manuales de actuación. El proceso que veremos se puede aplicar a las posiciones de línea que utilicen un disyuntor automático con mando por resortes o muelles. • ANOMALIA Nº 1 El Disyuntor automático (52) no conecta cuando se da una orden de conexión desde el cuadro de mandos de la sala de control. Cuando la anomalía no ha surgido en el transcurso de una parada programada y se hace urgente la reposición del servicio se podrá seguir el manual de la Figura 5.38. Si por el contrario, cuando la reposición del servicio no es urgente, siendo prioritario la localización de la avería, recurriremos a la Figura 5.39, en el caso de que comprobemos que no están tensados los muelles. Si por el contrario, observamos que los muelles están tensados, seguiremos el manual indicado en la Figura 5.40. • ANOMALIA Nº 2 El Disyuntor automático (52) no desconecta desde el cuadro de mando de la sala de control Si la desconexión es urgente, aplicar el manual de la Figura 5.38, con el mecanismo de desconexión. Si disponemos de tiempo, actuar de acuerdo con el manual de la Figura 5.40, con los circuitos y componentes de desconexión. • ANOMALIA Nº 3 En disyuntores intemperie con mandos independientes, señaliza discordancia de fases y no conecta el disyuntor. Aplicar manuales de actuación Figura 5.39 y Figura 5.40. • ANOMALIA VARIAS Algunas de las averías más comunes son: - El disyuntor automático conecta desde el cuadro de forma manual, pero no reengancha. - Si se interrumpe la orden de conexión manual el disyuntor conecta y desconecta varias veces. El relé antibombeo no funciona.

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INTERRUPTOR NO CONECTA DESDE EL CUADRO

COMP. VISUALMENTE SI ESTAN TENSADOS LOS MUELLES SI

NO

CIERRE MANUAL ¿CONECTA? NO

TENSAR MUELLES A MANO

SI

CIERRE ELÉCTRICO

FALLO MECÁNICO

FALLO ELÉCTRICO

Fig. 5.38 : Manual de actuación con reposición urgente

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COMP. VISUALMENTE SI ESTAN TENSADOS LOS MUELLES SI

NO

COMP. TENSIÓN EN EL REGLETERO DEL MANDO CIRCUITO DEL MOTOR SI

NO

COMP. TENSIÓN EN BORNES DEL MOTOR SI

COMP. TENSIÓN DE ALIMENT. EN EL CUADRO DE MANDO

NO

SI

COMP. FUSIÓN DE FUSIBLES NO

NO

CABLE CORTADO

SI

MAGNETOTERMICO ABIERTO. REPONER FINALES DE CARRERA TENSADO DE MUELLES BIEN

SUSTITUIR FUSIBLES COMP. SI FUNDEN

MAL

MOTOR DEFECTUOSO -ESCOBILLAS -DEVANADO ABIERTO -SUSTITUIR MOTOR

SI

NO

ANOMALÍA CIR. MOTOR TENSADO DE MUELLES

Fig. 5.39: Manual de actuación con muelles destensados

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COMP. VISUALMENTE SI ESTAN TENSADOS LOS MUELLES NO

SI

COMP. IMPULSOS DE TENSIÓN EN BORNAS DEL MANDO CIRCUITO DE CIERRE SI

NO

COMP. TENSIÓN EN BOBINA DE CIERRE SI

COMP. IMPULSOS DE TENSIÓN EN BORNES CUADRO CONTROL

NO

SI

NO

OS AUXILIARES O CABLEADO DEFECTUOSO

CABLE CORTADO COMPROBACIÓN RECORRIDO DE LA BOBINA SI

AUTOMATISMO DEFECTUOSO

NO

FALLO MECÁNICO

BOBINA DEFECTUOSA

SUSTITUIR Fig. 5.40 : Manual de actuación con muelles tensados.

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5.5 Puesta en servicio y mantenimiento de interruptores de Baja Tensión Puesta en servicio Lista de las verificaciones y controles: En la puesta en servicio de un equipo nuevo o después de una parada prolongada, la realización de una verificación general sólo requiere unos minutos. Esta verificación descartará definitivamente cualquier riesgo de mal funcionamiento debido a un error o a un descuido. Nota: Las verificaciones y pruebas se realizan después de haber puesto el cuadro fuera de tensión. En la siguiente tabla se indican las verificaciones y los controles que deben realizarse en función de los eventos:

Comentario [agm1]:

Mantenimiento preventivo e inspección de los interruptores automáticos ¿Sobre qué se debe realizar el mantenimiento y por qué? •Carcasa •Mecanismo •Cámaras de corte •os principales •Unidad de control •Sistema de conexión •Dispositivos auxiliares •Sistema de comunicación

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Mantenimiento de la carcasa • Función de la carcasa: - Aislar los os principales y proteger de los efectos de los arcos - Soportar el mecanismo, el dispositivo de disparo, los auxiliares y los bornes - Debe aguantar los esfuerzos durante los cortocircuitos •Los daños en la carcasa son consecuencia de: - Golpes, - Humedad, - Grandes cortocircuitos, - Sobrecalentamiento (conexiones mal ajustadas) •El mantenimiento preventivo incluye: - Inspección visual de polvo, suciedad, grasa, humedad, fisuras, hollín, etc - Limpieza, (polvo, suciedad, hollín) con un paño seco, cepillo o aspirador - Reemplazar en caso de fisuras Mantenimiento del mecanismo • Mecanismo de interrupción - Energía de muelles en los Masterpact - Mando tumbler en los Compact NS - Operar los os para establecer e interrumpir el circuito •Mecanismo del chasis - Introducir, extraer y verificar el interruptor •El bloqueo del mecanismo es consecuencia de: - Polvo - Golpes: pandeo de las partes mecánicas - Atmósfera corrosiva: oxidación y corrosión de las partes metálicas - Ausencia de operación durante un largo periodo •El mantenimiento preventivo incluye: - Retirar el polvo: se recomienda usar un aspirador - Limpieza: paño seco, cepillo (NO usar disolventes) - Engrase: usar sólo grasa recomendada por Schneider, y en cantidades pequeñas Operación del interruptor/chasis: devolver los muelles de carga y el mecanismo a sus características originales

Mantenimiento de las cámaras de corte (sólo interruptor de bastidor abierto) • Función de las cámaras de corte: - Divisores: extinguir el arco y absorber la energía bajo condiciones normales y defectos eléctricos - Filtros: soplado del gas a presión hacia fuera, enfriamiento del gas •Las cámaras de corte se deterioran - bajo In: el material aislante se puede deteriorar - bajo Icc : la parte metálica se puede vaporizar •Una cámara de corte en malas condiciones puede provocar la no

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia interrupción del arco, disminuyendo la función de aislamiento y, en el extremo, destruyendo la carcasa en caso de cortocircuito de alta intensidad •Filtros: evitar que el polvo y la grasa cubran los filtros •El mantenimiento preventivo incluye: - Inspección periódica tras defecto: los divisores no deben presentar agujeros ni ser demasiado finos, las partes plásticas no deben presentar agujeros (disminuyen el nivel de aislamiento) Reemplazo -

Limpieza del filtro

Mantenimiento de los os principales (Sólo interruptor de bastidor abierto) • Función de los os principales: - Cerrar y abrir el interruptor bajo condiciones normales (In) o de defecto (sobrecargas y cortocircuitos) •Los os se desgastan con cada operación mecánica de apertura /cierre y tras cada cortocircuito (máximo 2 ciclos a Icu) •El desgaste de los os provoca: - Sobrecalentamiento del interruptor (aumento de la resistencia de o) - Disminución de la vida útil •El mantenimiento preventivo incluye: - Verificación visual periódica, control del indicador de desgaste de los os y del indicador electrónico para las Micrologic PyH Reemplazo (SAT Servicio de asistencia Técnica)

Mantenimiento de la unidad de control • Función de la unidad de control: - Análisis permanente de la corriente de cada fase, comparación con las regulaciones y disparo en caso de defecto •La unidad de control es sensible a : - Atmósfera: temperatura ambiente, humedad, atmósfera corrosiva, - Condiciones de uso: vibraciones, campos electromagnéticos •Una avería de la unidad de control implica: - La no interrupción de un defecto - Daños a la instalación y al interruptor •El mantenimiento preventivo incluye: - Pulsar periódicamente del botón de test y test de la unidad de control - Control del canal completo de disparo - Ajuste de las curvas - Guardado de los históricos y regulaciones (Micrologic P y H)

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Mantenimiento del bloque magnetotérmico •Función del bloque de relés magnetotérmico: - Conectado permanentemente en serie con las corrientes de cada fase - Basado en el pandeo de un bimetal por sobrecarga y el movimiento de un imán bajo un fuerte campo magnético •El bloque de relés magnetotérmico es sensible a: - Temperatura ambiente, atmósfera corrosiva •Una avería del bloque de relés magnetotérmico puede provocar: - La no interrupción de un defecto - Daños a la instalación y al interruptor •El mantenimiento preventivo incluye: - Test de inyección en el primario para disparar el interruptor Mantenimiento de los dispositivos auxiliares •Función de los dispositivos auxiliares: - Disparo por emisión, por mínima tensión, os OF, os de alarma SD/SDE, motorreductor MCH •Una avería de los dispositivos auxiliares provoca un mal funcionamiento del interruptor • Las consecuencias pueden ser: - Perder el funcionamiento de seguridad (emergencia) - Mala operación del circuito •El mantenimiento preventivo incluye: - Test funcional de los auxiliares a la tensión nominal Reemplazo Mantenimiento del sistema de comunicación • Función del sistema de comunicación: - Permitir el diálogo con la unidad de control (leer, escribir) - Permitir el control a distancia del interruptor (abrir, cerrar) • Una mala comunicación implica: - Pérdida de información (estado, supervisión, mantenimiento, producción) - Pérdida de control del aparato • El mantenimiento preventivo incluye: - Test de los parámetros de lectura de la red - Test de la lectura y el cambio de regulaciones Test del control a distancia

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Seguridad, Operación y Mantenimiento de Centros de Transformación

6. Seguridad, trabajos y maniobras en instalaciones de AT y BT

Teniendo en cuenta el carácter invisible del peligro, se han elaborado medidas estrictas para las intervenciones sobre instalaciones eléctricas en general. Estas medidas se encuentran actualmente recogidas en el REAL DECRETO 614/2001, de 8 de junio, BOE nº 148, de 21 de junio sobre Riesgo Eléctrico y tiene carácter obligatorio, así como en las “Prescripciones de seguridad para trabajos y maniobras en instalaciones eléctricas”, elaboradas por la Comisión Técnica Permanente de AMYS (Asociación de Medicina y Seguridad en el trabajo de UNESA). La regla general establecida en estos documentos es que UNA INSTALACION ELECTRICA DEBE SER CONSIDERADA EN TENSION, MIENTRAS NO SE VERIFIQUE LA AUSENCIA DE LA MISMA. También estos documentos coinciden en cuanto a los principios a aplicar al conjunto de las instalaciones. 1º.- Para todo tipo de instalaciones: .- Adiestramiento del personal. .- Uso del material de protección, equipo y herramientas adecuadas. 2º.- Para trabajos sin tensión: .- Aplicación de las “Reglas de Oro” 3º.- Para trabajos con tensión: .- Aplicación de métodos de trabajo específicos

6.1. Definiciones. 6.1.1. Clases de instalaciones. Según el valor nominal de la tensión, las instalaciones eléctricas se clasifican: • Instalaciones eléctricas de baja tensión: Instalaciones cuyas tensiones nominales sean iguales o inferiores a 1000V., para corriente alterna, y 1500V. para corriente continua. Aquellas instalaciones cuyas tensiones nominales sean iguales o inferiores a 50V., para corriente alterna, y 75V. en corriente continua, se denominan instalaciones de pequeña tensión. • Instalaciones eléctricas de alta tensión: Instalaciones cuyas tensiones nominales sean superiores a 1000V. para corriente alterna y 1500V. para corriente continua.


6.1.2 Bloqueo o enclavamiento de un aparato. Bloquear o enclavar un aparato, es el conjunto de operaciones destinadas a impedir la maniobra de dicho aparato y mantenerlo en una posición determinada. El bloqueo o enclavamiento de un aparato debe complementarse mediante una señal de prohibición de maniobra. 6.1.3 Consignación o descargo de una instalación o aparato. La instalación está consignada o en descargo cuando se han realizado las operaciones siguientes • Apertura, con corte visible, de todas las posibles fuentes de tensión. Existen aparatos que el corte no puede ser visible. En tal caso, existirán dispositivos que garantizarán que el corte es efectivo. • Enclavamiento o bloqueo si es posible, de los aparatos de corte en posición de apertura. Las dos operaciones anteriores deben ponerse en conocimiento del Jefe de Trabajos. Una instalación consignada o en descargo, no está aún en condiciones isibles para trabajar en la misma. 6.1.4 Verificación de ausencia de tensión. Es la operación necesaria para comprobar que una instalación, o parte de ella, no tiene tensión. 6.1.5 Poner a tierra. Es la operación de unir, mediante un elemento conductor, a una toma de tierra, un aparato o una parte de una instalación eléctrica. 6.1.6 Poner a tierra y en cortocircuito. Es la operación de unir entre sí todas las fases de una instalación, mediante un elemento conductor, que previamente ha sido conectado a tierra. 6.1.7 Jefe de explotación Es la persona responsable de la explotación de las instalaciones afectadas por los trabajos. Si el jefe de Explotación delega todas o parte de sus funciones a otra persona, a ésta se la considerará, a efectos de las presentes prescripciones, como Jefe de Explotación. Toda instalación tiene que estar bajo la responsabilidad de un Jefe de Explotación. 6.1.8 Agente de consignación o descargo Es la persona que realiza la consignación o descargo de una instalación. 6.1.9 Jefe de trabajos. Es la persona que, presente en un trabajo, lo dirige por designación o delegación de la dirección, siendo responsable del mismo.

Zona protegida

6.1.10 Zona protegida. En una instalación de alta tensión en consignación o descargo, es la zona en la que los límites están definidos por la puesta a tierra y en cortocircuito, colocadas entre los puntos de corte, sea en la proximidad de los mismos o no. Una zona protegida no puede considerarse una zona de trabajo. 6.1.11 Zona de trabajo. Zona definida y señalizada por el Jefe de Trabajos y asignada por él al personal de su equipo. En determinados casos esta zona debe, así mismo, delimitarse materialmente.

Zona de trabajo

6.2. Prescripciones generales. 6.2.1 Todo el personal de la empresa, cualquiera que sea su

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia clasificación, será responsable de la estricta observancia de las presentes Prescripciones de Seguridad, cuyo cumplimiento es obligatorio. 6.2.2 Para realizar un trabajo, se tomarán las medidas oportunas de prevención, aunque ello signifique una mayor duración del mismo. 6.2.3 El Jefe de Trabajos debe comprobar, bajo su responsabilidad, si se cumplen las Prescripciones de Seguridad, cerciorándose de que las condiciones de trabajo sean seguras, de que se emplean las protecciones necesarias y el equipo de seguridad apropiado y de que las herramientas, materiales y equipos están en debidas condiciones. 6.2.4 El Jefe de Trabajos debe asegurarse de que todos los operarios comprenden plenamente la tarea que se les ha asignado, itiendo cuantas preguntas y sugerencias puedan formularle, especialmente en lo que atañe a riesgos posibles y su forma de evitarlos. 6.2.5 Todo operario debe dar cuenta a su superior de las situaciones inseguras que observe en su El jefe de Trabajos debe explicar a los de su brigada, los detalles del trabajo a realizar trabajo, y advertirle del material o herramientas que se encuentren en mal estado. 6.2.6 Se prohíbe expresamente los mal llamados "actos de valentía", que entrañan siempre un riesgo evidente. 6.2.7 Se prohíbe, salvo casos excepcionales y con autorización del superior inmediato, consumir bebidas alcohólicas en el trabajo. 6.2.8 No se permiten bromas, juegos, etc., que puedan distraer a los operarios en su trabajo. 6.3. Instalaciones de baja tensión. 6.3.1 Trabajos en las instalaciones de baja tensión. 6.3.1.1 Normas generales. Una instalación de baja tensión, o en su proximidad, en la que deban efectuarse trabajos, no podrá considerarse sin tensión, si no se ha verificado previamente su ausencia de tensión. Las instalaciones de baja tensión, en tensión, son siempre peligrosas, especialmente cuando se encuentran en condiciones de aislamiento desfavorable. En la adopción de medidas de prevención de accidentes, debe tenerse en cuenta, que incluso aquellos os con instalaciones de tensión, que por su naturaleza no son peligrosos, pueden provocar movimientos irreflexivos que produzcan pérdida de equilibrio y caídas graves. 6.3.1.2 Trabajos en tensión en instalaciones de baja tensión. 6.3.1.2.1 Formalidades preliminares. El Jefe de Trabajos, que deberá conocer las condiciones de seguridad necesarias para realizar el trabajo en tensión propuesto, determinará, en el propio lugar de trabajo, si en función de las medidas de seguridad previstas, puede realizarse el trabajo en tensión. 6.3.1.2.2 Ejecución de los trabajos. Todo personal que realice trabajos en tensión en baja tensión, debe estar adiestrado en los métodos de trabajo a seguir en cada caso, y debe disponer y hacer correcto uso del equipo establecido a tal fin. Las personas que realicen el trabajo en tensión cumplirán las prescripciones siguientes: A nivel del suelo, colocarse sobre objetos aislantes (alfombra, banqueta, madera seca, etc.).

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia Utilizar casco, guantes aislantes para B.T., y herramientas aisladas Utilizar gafas de protección, cuando exista riesgo particular de accidente ocular Utilizar ropas secas, en caso de lluvia llevar ropa adecuada. Las ropas no deben tener partes conductoras y cubrirán totalmente los brazos y las piernas. Aislar, siempre que sea posible, los conductores o partes conductoras desnudas que estén en tensión, próximos al lugar de trabajo, incluido el neutro. El aislamiento se efectuará mediante fundas, telas aislantes, capuchones, etc. 6.3.1.2.3 Trabajos en lugares con riesgo de explosión. Está prohibido realizar trabajos en los lugares en los que exista riesgo de explosión. 6.3.1.3 Trabajos en una instalación de baja tensión sin tensión. Antes de iniciar todo trabajo, se realizarán las operaciones siguientes: 1- En el lugar de corte : Apertura de todos los circuitos, con el fin de aislar todas las fuentes de tensión, que pueden alimentar la instalación en la que debe trabajarse. Esta apertura debe efectuarse en cada uno de los conductores de alumbrado público si los hubiera. Si existiesen redes de neutro en bucle, no se efectuará el corte del neutro y se comprobará en el punto de trabajo la ausencia de tensión en el mismo. Caso de existir tensión en el neutro es necesario abrir en el origen. Bloquear, si es posible, y en posición de apertura, los aparatos de corte. En cualquier caso, colocar en el mando de estos aparatos, una señalización de prohibición de maniobrarlo. Verificación de la ausencia de tensión. La verificación se efectuará en cada uno de los conductores y en una zona lo más próxima posible al punto de corte. 2. En el propio lugar de trabajo : Verificación de la ausencia de tensión. Verificación de la ausencia de tensión

Puesta en cortocircuito. En el caso de redes aéreas, una vez efectuada la verificación de ausencia de tensión, se procederá seguidamente a la puesta en cortocircuito. Dicha operación, debe efectuarse lo más cerca posible del lugar de trabajo y en cada uno de los conductores sin tensión, incluyendo el neutro y los conductores de alumbrado público, si existieran. En el caso de redes conductoras aisladas, si la puesta en cortocircuito no puede efectuarse, debe procederse como si la red estuviera en tensión, en cuanto a protección del personal se refiere. Delimitar la zona de trabajo, señalizándola adecuadamente, cuando haya posibilidad de error en la identificación de la misma.

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6.3.2 Trabajos en proximidad de instalaciones en tensión. Cuando los trabajos deban realizarse en la proximidad de partes conductoras desnudas en tensión, pertenecientes a instalaciones de baja tensión, y no sea posible dejarlas sin tensión, se adoptarán las medidas de protección siguientes, para garantizar la seguridad del personal: Delimitar perfectamente la zona de trabajo, señalizándola adecuadamente. Aislar las partes conductoras desnudas bajo tensión, dentro de la zona de trabajo, mediante pantallas, fundas, capuchones y telas aislantes. Si estas operaciones no se hacen con corte previo, debe actuarse como en un trabajo en tensión. En el caso de trabajos en instalaciones de baja tensión próximas a otras de alta tensión, se seguirá lo establecido en el apartado 6.4.1.4 "Trabajos en la proximidad de instalaciones de alta tensión en tensión". Red aérea de BT, sin tensión, puesta en cortocircuito

Los metros y reglas empleados en la proximidad de partes desnudas en tensión o insuficientemente protegidas, deben ser

de material no conductor. 6.3.3 Reposición de la tensión después del trabajo. Después de la ejecución del trabajo, y antes de poner en tensión la instalación, deben efectuarse las operaciones siguientes: En el lugar de trabajo : Si el trabajo ha necesitado la participación de varias personas, el responsable del mismo las reunirá y notificará que se va a proceder a dar tensión. Retirar las puestas en cortocircuito, si las hubiera. En el lugar del corte : Retirar el enclavamiento o bloqueo y/o señalización. Cerrar circuitos. 6.3.4 Manejo de fusibles aéreos La manipulación de un fusible aéreo, se hará, como norma general, previo corte y comprobación de ausencia de tensión a ambos lados del mismo. Cuando lo anterior no sea posible, se procederá como en un trabajo en tensión, con las precauciones indicadas en 6.3.1.2.2. 6.3.5 Normas generales para el manejo de receptores útiles o herramientas portátiles eléctricas.

Empleo de útiles y herramientas eléctricas portátiles

En el uso de cualquier receptor, útil o herramienta eléctrica, es necesario revisar el perfecto estado de conservación de los mismos, de sus tomas de corriente, así como el correcto aislamiento de los conductores de conexión.

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6.3.5.1. Receptores o partes de instalación. Previamente a la reparación o ajuste de un receptor eléctrico, o parte de una instalación, debe realizarse el corte y la verificación de la ausencia de tensión correspondiente. Cuando lo anterior no sea posible, se procederá como en un trabajo en tensión, con las precauciones indicadas en "Ejecución de los trabajos" del apartado 6.3.1.2. 6.3.5.2. Útiles o herramientas portátiles. La conexión de un útil o herramienta portátil se puede hacer: En una instalación perfectamente reglamentaria. En este caso no hay que tomar ninguna precaución adicional, puesto que estará protegida contra los os directos, indirectos, cortocircuitos y sobrecargas. Directamente a la red o en instalaciones que no ofrezcan todas las garantías de protección. En estos casos deberá dotarse a la máquina o útil de una protección adecuada, salvo en aquellos casos en que la fabricación del aparato o útil incluya ésta protección. 6.3.6 Normas generales para la realización de trabajos eléctricos en locales de características especiales. 6.3.6.1 Condiciones ambientales. Algunas de las disposiciones indicadas en los apartados anteriores no previenen contra los riesgos que aparecen en ciertos trabajos especiales (proyección de agua, inmersión, etc.). En consecuencia, en aquellos lugares de trabajo donde se presenten condiciones especiales de humedad o impregnación por líquidos conductores, emanación de vapores corrosivos, etc., se utilizarán materiales especialmente proyectados para mantener el nivel de aislamiento requerido o que, en particular, sean capaces de resistir a la acción de la humedad. En los recintos muy conductores, se utilizarán exclusivamente pequeñas tensiones de seguridad, y las tomas de corriente se emplazarán en el exterior del recinto de trabajo. 6.3.6.2 Locales situados en atmósferas explosivas. Cuando los aparatos portátiles deban utilizarse en obras o lugares en los cuales exista riesgo de explosión, deberán responder a las prescripciones particulares establecidas en la instrucción ITC BT029 del Reglamento para Baja Tensión. 6.3.6.3 Casos especiales. Cuando no pueda aplicarse alguna de las prescripciones indicadas anteriormente (por la naturaleza de las instalaciones, o por el tipo de trabajos a efectuar), el Jefe de Trabajos establecerá las medidas de seguridad que deban adoptarse. 6.4. Instalaciones de alta tensión. 6.4.1 Medidas de seguridad aplicables a las instalaciones abiertas de alta tensión. 6.4.1.1 Prescripciones generales. • Una instalación de alta tensión en la que, o en cuya proximidad, deban efectuarse trabajos, no puede ser considerada sin tensión, si no ha sido consignada o en descargo y se ha verificado la ausencia de tensión. • Queda terminantemente prohibido tocar los puntos de alta tensión en tensión, incluso con guantes aislantes, así como efectuar trabajos sobre los mismos, incluso con herramientas aisladas. Esta prohibición no comprende el uso, en las condiciones reglamentarias, de las pértigas de maniobra, de los dispositivos de verificación de ausencia de tensión o de los dispositivos concebidos para los controles de tensión (controlador bipolar, etc.). Las maniobras de los aparatos de corte no están consideradas como un trabajo sobre los conductores o sus partes contiguas.

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia • Para estas maniobras es obligatorio el empleo de banqueta o alfombra aislantes y el uso de los guantes aislantes. • Cuando el mando de un aparato esté al alcance del público, debe quedar siempre enclavado materialmente después de cada maniobra, bien sea en posición de apertura o de cierre. 6.4.1.2 Tipos de trabajos. Los trabajos en las instalaciones de alta tensión pueden realizarse en los siguientes casos, y siguiendo las instrucciones indicadas en cada uno. • En tensión según lo indicado en 8.4.1.3. • Sin tensión, según lo indicado en 8.4.1.4. • En las proximidades de una instalación en tensión, según lo indicado en 8.4.1.5. 6.4.1.3 Trabajos en una instalación de alta tensión, en tensión. Está prohibido realizar trabajos en instalaciones de alta tensión, salvo que se cumplan las condiciones excepcionales previstas en el Anexo III del REAL DECRETO 614/2001, de 8 de junio, sobre disposiciones mínimas para la protección de la salud y seguridad de los trabajadores frente al riesgo eléctrico. 6.4.1.4 Trabajos en una instalación de alta tensión, sin tensión. 6.4.1.4.1 Petición de consignación o descargo. Todo trabajo sin tensión en una instalación de alta tensión, requiere la previa petición consignación o descargo de la citada instalación.

de

6.4.1.4.2 Operaciones que incumben al Jefe de explotación Para la realización de los trabajos, el Jefe de Explotación, debe poner a disposición de la persona encargada de dejar la instalación en situación de consignación o descargo, los documentos que permitan la identificación de la misma. 6.4.1.4.3 Operaciones que incumben a la persona encargada de la consignación o descargo. Apertura con corte visible de los circuitos o instalaciones solicitadas. En aquellos aparatos en que el corte no pueda ser visible, existirán dispositivos que garanticen que el corte sea efectivo. Enclavamiento. En posición de apertura, de los aparatos de corte o señalización, en el mando de los citados aparatos. La señalización constituye la protección mínima en el caso de que no sea posible inmovilizar

Corte visible para la protección del personal

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia materialmente (candados, cerraduras, etc.) los aparatos de corte (por ejemplo, seccionadores de mando por pértiga). Dicha señalización será muy visible y llevará una inscripción como: "PROHIBIDO MANIOBRAR, TRABAJOS" con el nombre de la persona que ha solicitado la consignación o descargo. Verificación de la ausencia de tensión. Debe hacerse en todos y cada uno de los conductores, siendo obligatoria la comprobación, antes y después de la operación, del correcto funcionamiento del detector. Al efectuar esta verificación, la instalación se considerará en tensión, debiendo el operario utilizar el dispositivo adecuado y aislándose con guantes y banqueta o alfombra si es posible. Puesta a tierra y en cortocircuito. Se efectuará mediante los dispositivos especiales previstos para este efecto y en todos y cada uno de los conductores. Si la puesta a tierra se hace mediante seccionadores de puesta a tierra fijos, hay que comprobar que las cuchillas han quedado cerradas. Señalización en Si no se dispone de puntos fijos, es necesario preparar la instalación para que aparatos de corte las pinzas de tierra hagan un buen o. (Rascar la pintura, preparar puntos donde pueda realizarse la toma de tierra). En el caso de fases muy separadas, si el conductor de una fase no está afectado por los trabajos y no queda en la zona de trabajo o en su proximidad (ver distancias establecidas en 6.4.1.5) podrá dejarse sin poner a tierra y en cortocircuito.

Puesta a tierra (a) y en cortocircuito (b) en una red de MT.

6.4.1.4.3.1 Determinación de la zona protegida. La persona encargada de la consignación o descargo, mencionará explícitamente en el documento de consignación, que remitirá, si es posible, al Jefe de Trabajos, los límites de la zona protegida de la instalación en consignación o descargo. 6.4.1.4.3.2 Colocación de pantallas protectoras. Cuando por la proximidad de otras instalaciones en tensión, sea posible el o de los operarios con partes en tensión, se interpondrán pantallas aislantes apropiadas, de tal forma que eviten cualquier o accidental. El emplazamiento de estas pantallas será mencionado en la hoja de consignación o descargo.

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Colocación de pantallas protectoras

6.4.1.4.4 Operaciones que incumben al Jefe de Trabajos. Una vez confirmada, por la persona encargada de la consignación o descargo, la realización de las operaciones que al mismo le incumben, el Jefe de Trabajos, en el propio lugar de trabajo, deberá proceder a realizar obligatoriamente, antes de iniciar el trabajo, las operaciones siguientes: Verificación de ausencia de tensión. Esta operación se realiza con las mismas precauciones que en 6.4.1.4.3.c. En el caso de que al efectuar dichas operaciones se observara la presencia de tensión en alguno de los conductores, el Jefe de Trabajos lo comunicará a la persona de la que ha recibido la consignación o descargo y no iniciará la colocación de las puestas a tierra y en cortocircuito, hasta que reciba la confirmación de aquel, de que puede hacerlo y haya comprobado nuevamente la ausencia de tensión. Se prestará igualmente atención al peligro que representa la presencia de condensadores estáticos. Para ello se cumplirá lo indicado en el apartado 6.1. Puesta a tierra y en cortocircuito. Esta operación, con las precauciones indicadas en 6.4.1.4.3.d. , se realizará lo más cerca posible al lugar de trabajo y a uno y otro lado de cada uno de todos los conductores que penetren en la zona de trabajo.

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia Delimitación de la zona de trabajo. La zona de trabajo que afecta a cada brigada, debe delimitarse materialmente en todos los planos necesarios para la protección del personal (incluso ajeno a la brigada de trabajo) mediante dispositivos de señalización visibles, tales como pancartas, banderines, barreras, cintas, etc., previstos a este efecto. 6.4.1.4.5 Caso particular. Cuando el Jefe de Trabajos sea al mismo tiempo la persona encargada de la consignación o descargo, efectuará todas las operaciones propias de la consignación o descargo. 6.4.1.4.6. Casos especiales En casos especiales y con autorización del Jefe de Explotación, podrá ser Jefe de Trabajos el encargado de una brigada de contrata. En estos casos la persona encargada de la consignación o descargo, podrá realizar, o comprobar como se efectúan, las operaciones que incumben al Jefe de Trabajos, que se señalan en 6.4.1.4.4. 6.4.1.4.7. Excepciones. Cuando no sea posible separar los límites de la zona protegida y de la zona de trabajo, lo que conduciría a la superposición de puestas a tierra, la persona que garantiza que la instalación está en consignación o descargo, efectuará las puestas a tierra y en cortocircuito previstas y el Jefe de Trabajos podrá ser dispensado de dicha operación. No obstante, es obligación de éste comprobar que dicha puesta a tierra se ha realizado correctamente y que se ha reflejado en la hoja de consignación o descargo. Sin embargo, el Jefe de Trabajos podrá, si lo juzga necesario, situar aquellas puestas a tierra complementarias racionalmente distribuidas, que aseguren la total protección de la zona de trabajo, y poner el enclavamiento y señalización que considere oportunos (riesgos por las dimensiones de la zona de trabajo o los peligros particulares: cruce de una línea en tensión, inducción, etc.). 6.4.1.5 Trabajos en la proximidad de instalaciones de alta tensión. Se considerarán distancias mínimas de seguridad para los trabajos efectuados en la proximidad de instalaciones en tensión, no protegidas (medidas entre el punto más próximo en tensión y cualquier parte extrema del operario), las siguientes: Tensión entre fases (kV.) Distancia mínima (m.) hasta 10 0,80 15 0,90 20 0,95 25 1,00 30 1,10 45 1,20 66 1,40 110 1,80 132 2,00 220 3,00 380 4,00 En los trabajos efectuados a distancias menores de las indicadas en la Tabla, se adoptarán medidas complementarias que garanticen su realización con seguridad, tales como interposición de pantallas aislantes protectoras y vigilancia constante del Jefe de Trabajos. En el caso de que estas medidas no puedan realizarse, se solicitará la consignación o descargo de las instalaciones próximas en tensión. Para personal no especializado y ajeno a las empresas eléctricas, se determinarán distancias superiores.

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia 6.4.1.6 Reposición de tensión al finalizar los trabajos. Para dar tensión a una instalación en consignación o descargo, es necesario haber realizado las operaciones siguientes: Bajo la responsabilidad del Jefe de Trabajos: Reagrupación del personal en un punto convenido anteriormente, con la llamada nominal y notificación a este personal de que va a efectuarse el restablecimiento de la tensión. Retirada del material de obra utilizado, de los dispositivos de protección y de los elementos de señalización colocados. Retirar las puestas a tierra y en cortocircuito colocadas, haciendo un nuevo recuento del personal. Efectuado todo lo anterior, comunicará la finalización del trabajo a la persona que le ha entregado la consignación o descargo. Por la persona que ha dejado la instalación en consignación o descargo: Retirada del material de señalización utilizado. Retirada de las puestas a tierra y en cortocircuito. Operaciones de desconsignación y restitución de la instalación a la explotación. En el caso de que en una instalación se encuentren trabajando varios equipos, con sus Jefes de Trabajos respectivos, la instalación quedará en consignación o descargo hasta que se haya confirmado, por todos la Jefes de Trabajos, el haber realizado las operaciones de su responsabilidad. IMPORTANTE: se deberá cumplimentar el documento VOLANTE INTERNO DE SEGURIDAD tanto en el establecimiento como en la retirada de la zona de trabajo.

6.4.2 Medidas de seguridad particulares para los conjuntos eléctricos de alta tensión del tipo denominado "protegido". 6.4.2.1 Se considerarán conjuntos "protegidos" por envolvente metálica, aquellos que comprenden aparamenta y equipos de control, formado en general por elementos prefabricados cuyas partes en tensión, aisladas o no, están protegidas contra os accidentales de una forma permanente y continua, por medio de envolventes metálicas destinadas a ser puesta a tierra. Pueden estar previstos para su instalación en interior o exterior. El a los mismos está autorizado en explotación normal. 6.4.2.2 Estos conjuntos a los que no les será aplicables las disposiciones establecidas en 6.4.1 (especialmente lo allí indicado sobre verificación de la ausencia de tensión y puesta a tierra y en cortocircuito), para ser considerados del tipo "protegido" deberán presentar, además de lo indicado, las características siguientes: Estar cerrados con puertas con llaves especiales, de uso exclusivo. Garantizar de forma permanente y completa la seguridad del personal que interviene en ellos, especialmente por la existencia de tabiques y cierres metálicos apropiados. Disponer de instrucciones escritas, que indicarán en forma expresa, todas y cada una de las operaciones que se deban desarrollar para efectuar el trabajo encomendado. NOTA: En las instrucciones se harán constar los seccionadores, exteriores al conjunto protegido, que es necesario enclavar en posición de apertura y puesta a tierra antes de abrir seccionadores de puesta a tierra de los cables en el conjunto protegido, cuando por el tipo de intervención a efectuar, fuese necesario la apertura de estos seccionadores. Dichas instrucciones pueden ir acompañadas, si es preciso, del correspondiente esquema eléctrico. Llevar indicaciones precisas que determinen: Las posiciones que deben presentar los órganos de maniobra, para actuar con seguridad en la apertura de los circuitos, y las de los elementos de puesta a tierra y en cortocircuito. La situación de los dispositivos que permiten bloquear los órganos de maniobra.

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6.5. Canalizaciones eléctricas subterráneas 6.5.1 Trabajos en las canalizaciones eléctricas subterráneas 6.5.1.1 Prescripciones generales Una canalización eléctrica subterránea en la que deban efectuarse trabajos, no podrá ser considerada sin tensión si no se han cumplido todas las etapas de la consignación o descargo y se ha verificado la ausencia de tensión. Dicha norma, se aplicará también en el caso de trabajos a efectuar en la proximidad de instalaciones en tensión, respecto a la presencia de tensión en los conductores próximos. 6.5.1.2. Normas para la ejecución de los trabajos Es esencial proceder a la identificación precisa de los cables, en los cuales se ha de trabajar. Los trabajos en las canalizaciones eléctricas subterráneas, podrán ejecutarse en los siguientes casos y bajo las siguientes condiciones: • En tensión, siguiendo lo indicado en 6.5.1.3. • Sin tensión, siguiendo lo indicado en 6.5.1.4. La decisión inicial de trabajar en tensión será tomada por el Jefe de Explotación. 6.5.1.3 Trabajos en una canalización subterránea en tensión Para la ejecución de trabajos en tensión se cumplirá lo establecido en la “Instrucción General para la realización de trabajos en tensión en alta tensión”, y lo indicado en 6.3.1.2. para la baja tensión. 6.5.1.4. trabajos en una canalización subterránea sin tensión Todo trabajo en canalizaciones subterráneas sin tensión, requiere una serie de operaciones previas, de las cuales algunas incumben al jefe de Explotación, otras a la persona que deja la instalación en situación de consignación o descargo y otras al Jefe de Trabajos. 6.5.1.4.1. Operaciones que incumben al Jefe de Explotación El Jefe de Explotación debe poner a disposición de la persona encargada de dejar la instalación en situación de consignación o descargo, todos los documentos que le permitan la identificación de los cables, en los cuales deben efectuarse los trabajos. 6.5.1.4.2. Operaciones que incumben a la persona encargada de la consignación Apertura de circuitos. Con el fin de separar todas las posibles fuentes de tensión que pudieran alimentar el cable en el cual se debe trabajar. Enclavamiento, en posición de apertura, de los aparatos de corte, y colocación de señalización en el mando de los aparatos de corte enclavados. La señalización constituye la mínima protección en el caso en que no sea posible inmovilizar materialmente (por ejemplo con candados o cadenas) los aparatos de corte ( por ejemplo en seccionadores de mando por pértiga). Dicha señalización será muy visible y llevará una inscripción tal como: “PROHIBIDO MANIOBRAR TRABAJOS” con el nombre de la persona que ha solicitado la consignación o descargo. Verificación de la ausencia de tensión y puesta a tierra y en cortocircuito En las canalizaciones de baja tensión se procederá a la puesta en cortocircuito, mientras que en las canalizaciones de alta tensión, esta puesta en cortocircuito se complementará con la puesta a tierra. Dichas operaciones se efectuarán sobre cada uno de los conductores de la canalización subterránea que atraviesa los límites de la zona protegida, en los puntos de corte de la instalación en consignación o descargo, o en puntos lo más próximos posible a estos. Estas operaciones se efectuarán de la siguiente forma: • Se determinarán los puntos de la canalización subterránea en los que deben colocarse la puesta en cortocircuito, o en su caso la puesta a tierra y en cortocircuito. Estos puntos constituirán los límites de la zona protegida.

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia • Se verificará la ausencia de tensión en dichos puntos. Al efectuar dicha verificación, la canalización será considerada como si estuviera en tensión y se utilizará a dicho efecto un dispositivo adecuado. La verificación se efectuará en cada uno de los conductores. • Inmediatamente después de verificada la ausencia de tensión, se procederá a la puesta a tierra y en cortocircuito de dichos puntos para las canalizaciones de alta tensión, o puesta en cortocircuito para las de baja tensión. Dicha operación se efectuará para todos los conductores y según lo indicado en el apartado 6.10. Para colocar los dispositivos de puesta a tierra y en cortocircuito, se utilizarán guantes aislantes, banqueta o alfombra aislantes, gafas y casco. Se recomienda el uso de pantalla facial. 6.5.1.4.2.1. Determinación de la zona protegida. La persona encargada de la consignación o descargo, mencionará explícitamente en el documento de consignación, que remitirá, si es posible, al Jefe de Trabajos, los límites de la zona protegida de la canalización en consignación o descargo. 6.5.1.4.2.2. Colocación de pantallas protectoras Cuando por la proximidad de otras instalaciones en tensión, sea posible el o de los operarios con partes desnudas en tensión, se interpondrán pantallas aislantes apropiadas, de tal forma que eviten cualquier o accidental. El emplazamiento de dichas pantallas será mencionado en la hoja de consignación o descargo. 6.5.1.4.3. Operaciones que incumben al Jefe de Trabajos Comprobación de las operaciones de identificación señalización, puesta a tierra y en cortocircuito de los cables afectados, situando, si lo considera necesario, las puestas a tierra complementarias racionalmente distribuidas, que aseguren totalmente la protección de la zona de trabajo, así como los enclavamientos y señalizaciones que crea oportunos. Definición de la zona de trabajo, cuya delimitación material podrá estar constituida, en particular, por los bordes de la excavación que estará cercada por barreras apropiadas y balizada de forma muy visible por medio de señales, que pueden se luminosas en los casos que se precise. Localización e identificación del cable Esta operación particularmente importante, debe ser efectuada en el lugar de trabajo, con la ayuda de los planos de posición, de las señales y etiquetas de los cables, de las características de los mismos, de los aparatos y procedimientos de identificación, así como de todos los datos complementarios, tales como estudio de los cables próximos, su colocación, etc.

• Se recuerda que para la utilización de la pértiga sierracables o picacables, es obligatorio la puesta a tierra de dichos elementos y la utilización de guantes aislantes para alta tensión, alfombra aislante y gafas de protección ocular contra arco. Es conveniente el apantallamiento del sierracables o picacables.

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• Si es preciso efectuar nuevos cortes en un cable, en otros lugares distintos al que se identificó y comprobó la ausencia de tensión, y no se ha podido seguir en toda su longitud, deberá efectuarse lo indicado en los dos apartados anteriores. • efectuada dicha identificación, se procederá a marcar o señalizar de forma visible el cable en que daba trabajarse. 6.5.1.4.4. Otras medidas a adoptar por el Jefe de Trabajos Cuando el Jefe de Trabajos deba efectuar ensayos (reconocimiento de fases, etc.), que requieran la supresión temporal de las puestas a tierra y en cortocircuito, esta supresión se efectuará bajo su responsabilidad y la instalación deberá quedar en consignación o descargo. 6.5.1.4.5. Caso particular Cuando el Jefe de Trabajos sea al mismo tiempo la persona encargada de la consignación o descargo, efectuará previamente todas las operaciones propias de la consignación o descargo. 6.5.1.4.6 Casos especiales En casos especiales, y con autorización del Jefe de Explotación, podrá ser Jefe de Trabajos el encargado de una brigada de contrata. En estos casos la persona encargada de la consignación o descargo podrá realizar, o comprobar como se efectúan las operaciones que incumben al Jefe de Trabajos que se señalan en 6.5.1.4.3. TRABAJOS EN LA PROXIMIDAD DE CANALIZACIONES ELECTRICAS SUBTERRÁNEAS En la apertura de zanjas para canalizaciones, se solicitará la consignación o descargo de los cables con los que se pudiera entrar en o, en los siguientes casos: • Para trabajos realizados con herramientas o útiles manuales, cuando la distancia sea inferior a 0,5 m. • Para trabajos realizados con útiles mecánicos, cuando la distancia sea inferior a 1 m. Si ello no es posible, el Jefe de Trabajos adoptará las siguientes medidas preventivas: • Solicitará del Jefe de Explotación las instrucciones necesarias para efectuar el trabajo. • Notificará al personal la proximidad de los conductores en tensión y le comunicará las medidas preventivas a adoptar durante la realización del trabajo. • Señalizará (mediante cintas, pintura, banderolas, etc.) el recorrido de los cables subterráneos que presentan riesgo. • Designará, mientras se mantengan las condiciones peligrosas un vigilante que controle el cumplimiento de lo indicado y prevenga los riesgos que, por distracción o descuido, pudieran presentarse. Asimismo, cuando una misma zanja esté ocupada por varios cables y deba trabajarse

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia en uno de ellos, es conveniente aislar los restantes mediante las oportunas pantallas aislantes.

REPOSICIÓN DE TENSIÓN AL FINALIZAR LOS TRABAJOS Se cumplirá lo establecido en el apartado 6.4.1.6. 6.6. Normas complementarias relativas a los centros de transformación y subestaciones. 6.6.1 a las partes en tensión. 6.6.1.1 La puerta de toda instalación que sea accesible al público, deberá estar cerrada con llave cuando no se efectúe ninguna intervención en la instalación. 6.6.1.2 Tabiques, es o enrejados de protección. Queda prohibido el abrir o retirar los tabiques, es o enrejados de protección de las celdas de una instalación, antes de dejar sin tensión los conductores y aparatos en ella contenidos. Recíprocamente, se prohíbe dar tensión a los conductores y aparatos en una celda, sin haberla cerrado previamente con el correspondiente cerramiento de protección. Cuando lo anteriormente expuesto no sea posible, se procederá tal como indica el apartado 6.1.5. 6.6.2.Operaciones en el interior de los centros de transformación MT/BT. 6.6.2.1 Cambio de fusibles en alta tensión en centros de transformación MT/BT Para el cambio de fusibles, previamente deberá retirarse la tensión de todos los conductores a los que el operario pueda aproximarse al efectuar la sustitución. Para ello, se realizará un corte visible en los circuitos de alta tensión y en los de baja tensión, seguido de la verificación de ausencia de tensión en ambos lados y en cada uno de los fusibles que protegen al circuito, así como de la puesta a tierra y cortocircuito en alta tensión y puesta en cortocircuito en baja tensión. Cuando la instalación disponga de un dispositivo de cortocircuito y puesta a tierra, de cierre brusco, en el lado de alta (entre fusible y transformador) podrá soslayarse la operación de abrir los circuitos de baja tensión. Naturalmente, antes de realizar la maniobra de cortocircuito y puesta a tierra, deberá asegurarse la apertura del seccionador correspondiente de alta tensión que irá seguido de la verificación de la ausencia de tensión.

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia En aquellas instalaciones en que se disponga de corte en ambos lados del fusible, en alta tensión, no será necesario el corte de tensión. Una vez verificada la ausencia de tensión, puede evitarse la puesta a tierra y en cortocircuito, a que obliga el apartado 6.1.4, cuando los órganos de maniobra de los elementos de corte que aíslan los fusibles estén próximos y a la vista del operario, de tal forma que se asegure la imposibilidad de cierre intempestivo de dichos elementos de corte. Si efectuada la apertura de los elementos de corte, se mantiene el peligro de o o de arco eléctrico con partes próximas en tensión, se podrá efectuar la operación de sustitución de fusibles, adoptando las medidas preventivas indicadas en el apartado 6.1.5 y, muy especialmente, la colocación de pantallas aislantes que eviten los riesgos derivados de instalaciones próximas en tensión. 6. 6.2.2 Intervenciones en los transformadores de potencia y de tensión. 6.6.2.2.1 Generalidades. En los trabajos en dichos transformadores son íntegramente aplicables las normas del apartado 6.1.4. Las operaciones de consignación o descargo deben estar precedidas por la puesta fuera de servicio de los transformadores según lo que se indica a continuación. 6.6.2.2.2 Retirada del servicio. La retirada del servicio de un transformador de potencia o de tensión se efectuará, en principio, cortando primeramente los circuitos de la tensión más baja, y posteriormente los de la tensión más alta. En el caso de que haya seccionador o aparato de corte en carga en el lado de alta tensión y no en el de baja tensión, el orden de la operación indicada en el apartado anterior será la inversa. 8.6.2.2.3 Restablecimiento del servicio. El restablecimiento del servicio en un transformador de potencia o de tensión, se efectuará, normalmente, restableciendo primeramente la continuidad de los circuitos de la más alta tensión y después los de la más baja tensión. Cuando dicha norma no pueda aplicarse, el Jefe de Trabajos se encargará de fijar las normas particulares que deben aplicarse. 6.6.2.2.4 Cambio de toma por conmutador en un transformador de potencia. La puesta a tierra y en cortocircuito puede evitarse en las mismas condiciones que las previstas para sustituir fusibles (6.6.2.1). 6.6.2.2.5 Advertencias. Los trabajos en un transformador de potencia o de tensión, requieren el corte visible (o efectivo) y la comprobación de ausencia de tensión a ambos lados del mismo, teniendo presente la posibilidad de la existencia de tensión en la parte de alta tensión, a través de los equipos de medida y en la parte baja de tensión, por la existencia de otra fuente de alimentación (grupo generador, etc.). Es peligroso acercar una llama a un transformador de aceite, pues existe el riesgo de provocar un incendio. 6.6.2.3 Intervenciones en los transformadores de intensidad y en los circuitos alimentados por su secundario. Lo dispuesto en el apartado 8.6.2.2 es aplicable con las siguientes reservas: • Para dejar fuera de servicio un transformador de intensidad, se cortarán únicamente los circuitos de la más alta tensión.

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia • Toda intervención en el circuito alimentado por el secundario de un transformador de intensidad en servicio, debe estar precedida de la puesta en cortocircuito de los bornes de dicho secundario. • Mientras el primario de un transformador de intensidad se encuentre en tensión, el circuito secundario debe estar cerrado sobre los aparatos que alimenta o estar en cortocircuito. Nunca se permitirá que el secundario quede abierto. 6.6.2.4 Aparatos con mando a distancia. Cuando en una consignación o descargo se intervenga en elementos con mando a distancia, se bloquearán, en posición de apertura, todos los órganos del mando a distancia (mecánicos, eléctricos, hidráulicos o de aire comprimido, etc.). Por otra parte, se cortará y bloqueará la alimentación de dichos mandos (eléctrica, hidráulica o de aire comprimido, etc.) y se vaciarán los depósitos individuales de aire comprimido, si se trabaja en el propio aparato o equipo. 6.6.3 Almacenamiento de material. Está prohibido depositar en los centros de transformación en servicio, objetos de dimensiones tales que su manejo pueda dar lugar a os peligrosos con las instalaciones en tensión, así como los que puedan impedir el normal desarrollo de los trabajos de explotación y conservación de las mismas. El almacenamiento de todo material está subordinado a la autorización y responsabilidad del Jefe de Explotación o Mantenimiento. 6.7. Trabajos en baterías de condensadores estáticos y acumuladores. 6.7.1 Condensadores estáticos. 6.7.1.1 Norma general. Todos los condensadores deberán ser tratados siempre, como si estuviesen con tensión, a menos que se compruebe lo contrario, puesto que existe el riesgo de que retengan carga durante bastante tiempo después de haber sido desconectados. 6.7.1.2 Trabajos en baterías de condensadores estáticos. Para efectuar trabajos en una batería de condensadores, se realizarán las siguientes operaciones: Abrir todos lo interruptores y seccionadores de desconexión. Después de una espera de unos cinco minutos, efectuar la puesta a tierra de todos los elementos de la batería, por medio de los seccionadores correspondientes. Con una pértiga de puesta a tierra, debidamente conectada a tierra, se tocarán las bornas de cada condensador. Téngase en cuenta que puede haber elementos con sus fusibles fundidos. Verificar, mediante un comprobador de tensión, la ausencia de tensión en todos los elementos de la batería. Por último, mientras se trabaje en una batería de condensadores, éstos deberán dejarse conectados a tierra. 6.7.1.3 Reposición de tensión en una batería de condensadores estáticos. Para reponer el servicio en los condensadores, se quitarán las puestas a tierra y cerrarán los interruptores.

después se

6.7.2 Trabajos en baterías de acumuladores con electrolito. • Está prohibido fumar y utilizar llamas dentro del cuarto de baterías de acumuladores. • Antes de entrar en el cuarto de una batería conviene verificar que está debidamente ventilado. • Para todas las manipulaciones con electrolitos debe utilizarse el equipo de seguridad adecuado (guantes, delantal, buzo antiácido, gafas, etc.).

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia • Cuando se trate de retirar un vaso de la batería, conviene trasvasar el electrolito a un recipiente adecuado, para evitar cualquier derrame del mismo. • Cuando se prepare el electrolito para baterías, no se verterá agua sobre el ácido sulfúrico; viértase siempre el ácido en el agua, sin violencia. • No se deben emplear herramientas o elementos metálicos que en caso de caer sobre las bornas de la batería puedan producir chispas. • No se debe pasar al interior del local usando zapatos con clavos.

• En las proximidades del lugar donde se manipule con electrolitos, debe haber abundante provisión de agua limpia, para lavados en caso de proyección de líquido. • Dentro del local no deben almacenarse materiales combustibles. Los interruptores seccionadores, fusibles, etc., deberán instalarse fuera del local de la batería, a menos que sean de tipo antideflagrante. 6.8. Empleo y conservación del material de seguridad. 6.8.1 Condiciones que debe reunir el material de seguridad. • Cuando exista una norma UNE o Norma Técnica del Ministerio de Trabajo (MT), para una material determinado, éstos deben estar de conformidad con dichas normas. • Independientemente del control antes de su empleo, es necesario que el material de seguridad sea objeto de revisiones periódicas por personas competentes, completamente al corriente de las condiciones que deben satisfacer. Se llevará un registro de estas revisiones. • Estos materiales deben de cumplir toda la reglamentación interna que exista sobre su constitución y empleo. • Cualquier operario que observe alguna deficiencia en el equipo de seguridad, debe ponerla en conocimiento de su inmediato superior. • Todo operario deberá mantener su equipo de seguridad en perfecto estado de conservación y uso y cuando el mismo esté deteriorado deberá cambiarlo por otro nuevo. • Las ropas de trabajo deberán ajustarse bien y no tendrán partes desgarradas, sueltas o que cuelguen. 6.8.2 Casco de seguridad aislante La utilización del casco de seguridad aislante es obligatoria para toda persona con riesgos en el curso de su trabajo, bien sea de electrización o de sufrir heridas por caídas de un nivel superior y por caídas de objetos; esto es especialmente aplicable en el caso de las personas que realizan trabajos y maniobras en las instalaciones

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia eléctricas aéreas o en trabajos en estructuras. Ocurre lo mismo cuando las condiciones de trabajo (locales pequeños, zanjas, etc.) acarrean riesgo de golpes. 6.8.3 Gafas de protección El llevar gafas de seguridad es obligatorio para toda persona que realice un trabajo que encierre un riesgo especial de accidente ocular, tal como: arco eléctrico, partículas materiales, polvos y humos, sustancias gaseosas irritantes, cáusticas o tóxicas, salpicaduras de líquidos, etc.).

6.8.4 Guantes aislantes • Los guantes aislantes deben adaptarse a la tensión de las instalaciones o equipos en los cuales se realicen trabajos o maniobras. • Los guantes aislantes deben ser verificados frecuentemente y, antes de utilizarlos, hay que asegurarse de que están en buen estado y no presentan huellas de rotura, ni desgarro, ni agujeros, por pequeños que sean. Todo guante que presente un defecto debe ser retirado. • Los guantes aislantes deben ser conservados en cajas o bolsas de protección y no estar en o con objetos cortantes o punzantes.

6.8.5 Cinturón de seguridad. • Un cinturón de seguridad debe llevar todos los rios necesarios para la ejecución del trabajo, tales como, cuerda de sujeción y, si procede, amortiguador de caídas. Estos rios deben ser verificados antes de su uso, al igual que el cinturón, revisando particularmente el reborde de los agujeros previstos para el paso del hebijón de la hebilla. • Se comprobará que los ensamblajes son sólidos, que no están rotos los hilos de las costuras; que los remaches, si los hay, no están en mal estado; que las hebillas y anillos no están deformados y no presentan síntomas de rotura. • Los cinturones deben ser mantenidos en perfecto estado de limpieza.

6.8.6. Trepadores. • Las prescripciones concernientes a las correas y hebillas de los cinturones de seguridad, son igualmente válidas para los trepadores. • Además, las puntas de los trepadores para postes de madera deben estar siempre afiladas. • Está prohibido el variar la forma, en frío o en caliente, de un trepador que se ha deformado.

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6.8.7 Banqueta aislante y alfombra aislante • Es obligatorio el empleo de la banqueta aislante, conjuntamente con los guantes aislantes, en todas las maniobras de aparatos de corte de instalaciones de alta tensión, seccionadores, disyuntores, interruptores, al igual que para la utilización de las pértigas de maniobras, aún cuando estas operaciones se efectúen en el interior de un local. • Antes de la utilización, es necesario asegurarse que las patas de la banqueta están sobre una superficie despejada, limpias y en buen estado. La plataforma de la banqueta estará suficientemente alejada de las partes de la instalación puestas a tierra. • Es necesario situarse en el centro de la banqueta o alfombra y evitar todo o con las masas metálicas.

• En ciertas instalaciones donde existe la unión equipotencial entre las masas, no será obligatorio el empleo de la banqueta aislante si el operador se sitúa sobre una superficie equipotencial, unida a las masas metálicas y al órgano de mando manual de los seccionadores, y si lleva guantes aislantes para la ejecución de las maniobras. • Si el emplazamiento de maniobra no está materializado por una plataforma metálica unida a la masa, la existencia de la superficie equipotencial debe estar señalizada.

6.8.8 Verificadores de ausencia de tensión • Los dispositivos de verificación de ausencia de tensión deben estar adaptados a la tensión de las instalaciones en las que van a ser utilizados. • Deben ser respetadas las especificaciones y formas de empleo propias de este material. • Se debe verificar antes de su empleo, que el material esté en buen estado. Se debe verificar antes y después de su uso, que la cabeza detectora funcione normalmente. • Para la utilización de estos aparatos es obligatorio el uso de guantes aislantes. El empleo de la banqueta aislante o de la alfombra aislante es recomendable siempre que sea posible.

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Discriminador de BT

6.8.9 Pértigas aislantes de maniobra. • Estas pértigas deben tener un aislamiento apropiado a la tensión de servicio de la instalación, en la que van a ser utilizadas. • Cada vez que se emplee una pértiga debe verificarse que no haya ningún defecto en su aspecto exterior y que no está húmeda ni sucia. Si la pértiga lleva una aislador, debe comprobarse que esté limpio y sin fisuras o grieta

6.8.10 Dispositivos temporales de puesta a tierra y en cortocircuito. La puesta a tierra y en cortocircuito o la puesta en cortocircuito de los conductores o aparatos sobre los que se debe efectuar un trabajo debe hacerse mediante un dispositivo especial. Las operaciones se deben realizar en el orden siguiente:

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia Asegurarse de que todas las piezas de o, así como los conductores del aparato, estén en buen estado. En primer lugar, conectar el cable de tierra del dispositivo utilizando guantes aislantes. - sea en la tierra existente en las masas de las instalaciones o en los soportes. - sea en una pica metálica hundida en el suelo. (Al clavar la piqueta en el suelo, elegir el lugar apropiado para que la tierra sea lo mejor posible: terreno húmedo, no rocoso, etc.) Desenrollar completamente el conductor del dispositivo si está enrollado sobre un torno, para evitar los efectos electromagnéticos debidos a un cortocircuito eventual. Fijar las pinzas sobre cada uno de los conductores, utilizando una pértiga aislante o una cuerda aislante y guantes aislantes, comenzando por el conductor más cercano. Algunas veces en instalaciones de B.T., las pinzas pueden ser colocadas a mano, a condición de usar guantes aislantes. • Para quitar los dispositivos de puesta a tierra y en cortocircuito, operar rigurosamente en el orden inverso.

6.9. Normas diversas. 6.9.1 Incendios en las instalaciones eléctricas Para prevenir los incendios deberán tomarse las siguientes precauciones: Está prohibido encender fuego a menos de seis metros de distancia de materiales inflamables (pinturas, disolventes, carburantes), ni debajo de conductores eléctricos. Los líquidos inflamables deben guardarse en envases apropiados con identificación de su contenido y almacenarse en lugares destinados al efecto. Se prohíbe encender fuego o fumar en todas las zonas de almacenamiento o empleo de líquidos o gases inflamables. Los extintores emplazados en locales de trabajo estarán colocados convenientemente y deberán mantenerse libres de toda clase de obstáculos que puedan impedir en un momento dado el a los mismos. Los aparatos contra incendios deberán ser inspeccionados periódicamente corrigiendo sus posibles deficiencias. Cuando se produzca un incendio se deberá cortar inmediatamente la corriente eléctrica en el sector que se ha declarado el fuego. Igualmente se tomarán las mismas medidas en caso de que hubiera conducción de fluidos combustibles. Todo el personal afecto a una instalación, deberá estar familiarizado con el empleo de los sistemas de extinción de la misma. Mantener entre el extintor y los puntos de la instalación en tensión una separación mínima de: instalaciones de BT: 0.5 m. instalaciones de AT hasta 15kV incluidos: 1 m. instalaciones de AT comprendidas entre 15 y 66Kv: 2 m. instalaciones de AT de más de 66 kV. : 4 m. Para instalaciones de más de 66kV no es aconsejable la utilización de extintores, salvo que exista la seguridad de que la zona siniestrada está sin tensión. Cuando se produzca un incendio de origen eléctrico para manejar el extintor se deberá llevar guantes aislantes.

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia En caso de tener que usar extintores de tetracloruro de carbono o de bromuro de metilo, u otros gases tóxicos debido a la atmósfera que originan no se deberá permanecer en ella largo tiempo a menos de usar caretas adecuadas, y una vez sofocado el fuego se deberá ventilar inmediatamente el local. Cuando ocurran incendios que afecten a instalaciones eléctricas con tensión, queda prohibido el uso de extintores de espuma química, soda-ácido o agua (excepto si ésta está pulverizada y se emplea de acuerdo con las recomendaciones pertinentes), debiendo emplearse los de polvos secos y bióxido de carbono, tetracloruro de carbono o bromuro de metilo o cualquier otro sistema equivalente. Cerrar todas las aberturas posibles provistas de puertas, ventanas, etc. Atacar el fuego, siempre que las circunstancias lo permitan, de espaldas al viento, acercándose progresivamente al fuego. Después de la extinción del incendio, asegurar la evacuación de los gases tóxicos, ventilando los locales, utilizando extractores si fuese necesario. Hay que tener presente que el éxito de la extinción de un fuego depende principalmente de la rapidez con que se acude a sofocarlo. 6.9.2 Precauciones que deben tomarse para subir a los postes de madera. En la instalación y comprobación de líneas eléctricas aéreas, el operario electricista ha de subir a los postes de madera para la realización de los trabajos de instalación o reparación. Sucede que si el empotramiento del poste no es suficientemente sólido o el poste está parcialmente podrido en su interior, la operación reseñada entraña grandes riesgos y pueden provocarse serios accidentes laborales, sobre todo si el poste es de cierta altura. Por consiguiente, antes de subir a un poste, el instalador debe adoptar unas precauciones previas que se reseñan a continuación: Antes de ascender el operario a un poste de madera deberá comprobar la solidez en la base y el empotramiento. Para comprobar la solidez del empotramiento deberán tenerse presente las siguientes consideraciones: Deberá ir descubriendo el poste con precaución hasta una profundidad de 20 a 30 cm. Se sondeará en diversos lugares por medio de un punzón de acero con punta bien aguda. Se apoyará el punzón en el poste y después se hundirá enérgicamente en la madera. La resistencia a la penetración permite juzgar el estado del poste. Deberá golpearse el poste por todos los lados mediante un martillo o herramienta similar hasta una altura aproximada de 2 metros por encima del suelo. Si el sonido producido es puro y musical indica que está en buen estado, y si el sonido es sordo, es señal de que la madera no está en buenas condiciones. Cuando sean postes de alineación, se les hará oscilar ligeramente empujándolos con precaución en dirección perpendicular a la línea. Si el poste está podrido se percibirá un débil crujido característico en las proximidades del suelo.

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Cuando no se tenga una seguridad absoluta de las buenas condiciones del poste se deberán colocar obligatoriamente vientos o cualquier otro dispositivo que asegure la estabilidad del mismo. Igualmente en caso de que el poste esté en buenas condiciones, pero sea necesario cortar o desamarrar un conductor o, en general, realizar una operación que lleve consigo el modificar el estado de equilibrio del poste, habrá que proceder a asegurarlo como se ha indicado en el apartado anterior. Las riostras o vientos se deberán colocar de forma tal que formen entre ellas ángulos de 120°. En caso de ser imposible por las condiciones del terreno de disponer de los tres vientos separados angularmente 120°, se deberán reemplazar por picas o tornapuntas. Para amarrar los vientos se debe utilizar una escalera de tijera, cabria u otro dispositivo de características semejantes. Las sujeciones de las riostras en el suelo se harán mediante pinzas de amarre adecuadas. Si la calidad del terreno no fuese buena para la sujeción se deberán colocar dos o más pinzas en serie. 6.10. Trabajos no eléctricos en la proximidad de instalaciones en tensión 6.10.1 Normas generales Las precauciones que debe adoptar el Jefe de Trabajos, dependerán de las distancia que separe el lugar de trabajo de las partes en tensión, de las características de la obra, de los elementos utilizados y de los objetos manipulados. 6.10.2 Trabajos en la proximidad inmediata de instalaciones en tensión Cuando deba efectuarse un trabajo en la proximidad inmediata de conductores, de líneas, o de aparatos no protegidos, se observarán las medidas de prevención indicadas en 6.2 para las instalaciones de baja tensión, las del apartado 6.1.5 si se trata de instalaciones de alta tensión, o lo indicado en el apartado 6.5 para las canalizaciones subterráneas. 6.10.3 Trabajos en la proximidad no inmediata de instalaciones en tensión Cuando se realicen trabajos en la proximidad no inmediata de conductores, líneas o aparatos no protegidos, el Jefe de Trabajos será el responsable de la adopción de todas las medidas de prevención, que eviten, en el curso del trabajo, el o de los operarios, directa o indirectamente con dichas instalaciones, o su aproximación a una distancia peligrosa.

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6.10.4 Utilización o desplazamiento de maquinaria de elevación o de útiles mecánicos en la proximidad de instalaciones en tensión. 6.10.4.1 Normas generales • Si un aparato de elevación, manutención o excavación es utilizado o desplazado en la proximidad de instalaciones en tensión, deben tomarse especiales precauciones para que este aparato no pueda, especialmente debido a los desniveles del terreno, entrar en o con dichas instalaciones. • La zona por la que evolucione el aparato debe estar delimitada teniendo en cuenta sus dimensiones, el espacio necesario para la maniobra y la posibilidad de rotura de los cables de tracción que, en tal caso, pueden entrar en o con las instalaciones en tensión. • Cuando tengan que hacerse trabajos de excavación, apertura de zanjas o derribo, en la proximidad de canalizaciones eléctricas subterráneas en las que no se ha retirado la tensión, deben tomarse precauciones especiales. Estas precauciones tienen como finalidad el evitar que las máquinas y herramientas dañen dichas canalizaciones • Estos trabajos suponen, como se indica en el apartado 6.2, la notificación al personal de la existencia de la instalación eléctrica y de las medidas a adoptar, la señalización alrededor de la canalización y la vigilancia constante del trabajo por un encargado cualificado. 6.10.4.2 Trabajos en proximidad de partes conductoras por personal no especializado Aquel personal no facultado para trabajar en instalaciones eléctricas, por no ser especialista electricista o por desconocimiento de las instalaciones eléctricas, cuando utilice herramientas, aparatos o equipos, en proximidad de partes conductoras desnudas o insuficientemente protegidas y que están normalmente en tensión, no pueden trabajar a una distancia inferior de: 3 metros, en instalaciones hasta 66.000 V. 5 metros, en instalaciones superiores a 66.000 V. Si no se puede mantener estas distancias, debe ponerse en o con el responsable de la instalación de la Empresa suministradora a fin de recibir las oportunas instrucciones.

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7. Maniobras en líneas, transformadores y barras

MANIOBRAS. Se denominan maniobras las operaciones voluntarias que conducen a un cambio de estado de una instalación o equipo eléctrico por medio de interruptores, interruptores automáticos, seccionadores u otros aparatos especialmente previstos a este efecto y bajo la coordinación de un Despacho de Explotación o Centro de Maniobras de Distribución. Se distinguen: - Las maniobras de explotación, que tienen por objeto la modificación del estado de una instalación o equipo eléctrico, desde el punto de vista de su funcionamiento y operatividad dentro de la red, por necesidades de su explotación. - Las maniobras de seguridad, que tienen por objeto garantizar la seguridad del personal que efectúa los trabajos sobre una instalación o equipos eléctricos. 7.1 Vocabulario. En la realización de las maniobras existe una comunicación verbal o escrita entre las personas que ordenan las maniobras y aquellas que las ejecutan. Esta comunicación entraña el uso de un vocabulario particular, que puede variar según las empresas eléctricas, y cuyo léxico se trata seguidamente. Cerrar o conectar (interruptor o seccionador): Se entiende por cerrar un interruptor o seccionador, la operación destinada a establecer la continuidad en la parte del circuito correspondiente a dicho interruptor o seccionador. Abrir o desconectar: Operación inversa a la anterior que consiste en interrumpir el circuito correspondiente. Cerrar una línea- Consiste en conectar el interruptor correspondiente a esa línea. Abrir una línea: Operación inversa a la anterior que consiste en abrir el interruptor de esa línea. Poner en servicio: Es la maniobra de cierre de un interruptor o interruptores pertenecientes a una línea, transformador, batería de condensadores, etc., para que quede establecido el circuito eléctrico. Dejar fuera de servicio: Es la operación inversa a la anterior y consiste en abrir el interruptor o interruptores pertenecientes a una línea, transformador, etc,, para que el circuito quede abierto. Reponer el servicio: Consiste esta operación en cerrar los aparatos de corte necesarios para volver a poner en servicio una línea, transformador, etc., que anteriormente había sido puesto fuera de servicio. Enchufar o insertar: Este vocablo se utiliza en las maniobras a realizar con interruptores alojados en celdas blindadas. Consiste en desplazar el interruptor, que va montado sobre un carro, hasta el fondo de la celda con el objeto de establecer la conexión de los bornes del interruptor con el embarrado. Esta operación hace la función del seccionador, esto es, producir el corte visible cuando el interruptor se encuentra en la posición extraído.

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia La figura 7.1 corresponde a la sección de una celda blindada de Media Tensión con el interruptor en posición enchufado. Desenchufar o extraer: Es la maniobra contraria a la anterior. Consiste en realizar las operaciones necesarias para sacar el carro del interruptor del interior de la celda a fin de producir el corte visible. La figura 7.2 muestra un interruptor extraído de la celda. Disponible: Se dice que un circuito, máquina o aparato está disponible cuando se puede poner en servicio en cualquier momento. No disponible: Cuando en ningún momento un circuito, máquina o aparato se puede .poner en servicio. Retenido: Aparato o posición que estando en servicio o fuera de él no puede maniobrarse. Debe quedar señalizado con la tarjeta de peligro.

Fig. 7.1 :Elemento de corte en posición insertado Fig. 7.2 :Elemento de corte en posición extraído Acoplar: Es la maniobra que, por motivos de explotación, debe realizarse para conectar en paralelo dos generadores, un generador y una línea, dos transformadores, etc. Esta maniobra es extensiva a las líneas, aunque el acoplamiento de estas es indirectamente un acoplamiento de generadores o transformadores. La maniobra de acoplar entraña el cumplimiento de unas condiciones preliminares, algunas de las cuales pueden imposibilitar la realización de dicha maniobra. En descargo: Según lo indicado en el capítulo 6 y prescrito en el REAL DECRETO 614/2001, de 8 de junio, BOE nº 148, de 21 de junio sobre Riesgo Eléctrico: La instalación está consignada o en descargo cuando se han realizado las operaciones siguientes: - Apertura, con corte visible, de todas las posibles fuentes de tensión. Existen aparatos en que el corte no puede ser visible. En tal caso existirán dispositivos que garanticen que el corte sea efectivo. - Bloqueo, si es posible, de los aparatos de corte en posición de apertura. Las operaciones anteriores deben ponerse en conocimiento del Jefe de Trabajos.

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia UNA INSTALACION CONSIGNADA 0 EN DESCARGO, CONDICIONES ISIBLES PARA TRABAJAR EN LA MISMA

NO

ESTA

AUN

Fig. 7.3 : Instalación en descargo y delimitada por sendas puestas a tierra que determinan la “zona protegida”. Una “zona protegida” no está aún en condiciones isibles para trabajar en la misma.

Fig.7.4 : “Zona de Trabajo” delimitada por sendas puestas a tierra dentro de la “zona protegida”. En la “Zona de Trabajo” si pueden realizarse trabajos.

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EN


Fig. 7.5: El “Jefe de Trabajo” una vez obtenido el descargo del “Agente de descargo”, procederá a la creación de la “Zona de trabajo”, colocando las puestas a tierra correspondientes y señalizando adecuadamente la misma.

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia Preparada para trabajos: Todo trabajo sin tensión en una instalación de Alta Tensión requiere la previa petición de consignación o descargo de la misma, y solamente está preparada para trabajos cuando se hayan realizado las operaciones siguientes: -

Reconocimiento de ausencia de tensión. Puesta a tierra y en cortocircuito. Colocación de la señalización adecuada.

Estas tres operaciones, junto con las de descargo, constituyen las Cinco Regias de Oro descritas en el capítulo 6. Ejemplo: Se va a trabajar en la Estación transformadora de la figura 7.7, representada en su alzado y planta, y cuyo esquema se acompaña. Supongamos que en el punto C de la misma hay una conexión floja. Las maniobras a realizar serán: a)

De consignación o descargo. Abrir con corte visible todas las posibles fuentes de tensión. En esta instalación hay dos posibles fuentes de tensión: una en el propio centro y otra en la Estación transformadora con la que está conectada. -

Maniobras en la propia Estación transformadora: Abrir el 52-1, 89-1 y 89-2. Bloquear los aparatos de corte anteriormente abiertos. Maniobras en la otra Estación transformadora: Operaciones necesarias para cortar la otra fuente.

b)

Para trabajos: - Comprobar ausencia de tensión en los puntos A y B. - En dichos puntos, poner a tierra y en cortocircuito la instalación. - Señalizar la zona de trabajo. Una vez finalizadas las maniobras anteriores se podrá realizar el trabajo.

Fig. 7.6: Mantenimiento en un interruptor

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Fig. 7.7: Preparación para la realización de trabajos en una estación transformadora.

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7.2 Orden de operación en los aparatos de corte. Como se sabe, los interruptores son aparatos de corte con procedimiento de extinción de arco y, por tanto, con poder de corte. Los seccionadores sirven para abrir con corte visible los circuitos, pero carecen de poder de corte. Debido a la diferencia entre seccionadores e interruptores respecto a la capacidad de corte, las maniobras que se realicen con ellos deberán ser ejecutadas en un orden lógico, para proteger a las personas que deben realizarlas y para que no se produzcan desperfectos en las instalaciones.

Fig. 7.8 : Maniobra incorrecta, apertura de seccionador en carga (circuito en tensión y con carga)

Fig. 7.9 : Maniobra correcta, apertura de seccionador en vacío (circuito en tensión y sin carga)

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Orden de operación en los aparatos de corte de línea. -

Para abrir una línea el orden de operaciones es el siguiente: Abrir en primer lugar los interruptores y, una vez comprobada su apertura, abrir los seccionadores. Para cerrar una línea el orden de operaciones es: Cerrar en primer lugar los seccionadores y después los interruptores.

Ejemplo: El esquema de la figura 7.10 corresponde a un parque intemperie. Se va a realizar el cierre y apertura de la línea L-l. Las maniobras para el cierre serán: 1º) 2º)

Cerrar los seccionadores 89-1 y 89-2. Cerrar el interruptor 52-1.

Habiendo realizado las maniobras anteriores, abrir la línea L-l. Las maniobras serán: 1º) Abrir el interruptor 52-1. 2º) Abrir los seccionadores 89-2 y 89-1.

Fig. 7.10: Realización de maniobras en líneas

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Orden de operación en los aparatos de corte de bancos de transformación. La norma general para poner en servicio un transformador, es la de cerrar primero los aparatos con poder de corte del lado de mayor tensión, y después los del lado de menor tensión. Y para dejar fuera de servicio un transformador, hay que abrir primero los aparatos con capacidad de corte del lado de menor tensión y a continuación los del lado de mayor tensión. 7.3. Enclavamientos y bloqueos en los aparatos de corte. Debido a las características de los aparatos de corte se ha establecido un orden de operación de los mismos en las diversas maniobras tipo. Este orden no es arbitrario, sino necesario para que las maniobras se efectúen con seguridad personal y para que los aparatos no se deterioren. En razón de lo complejo de algunas instalaciones y para evitar posibles fallos, algunos aparatos de corte están dotados de enclavamientos que impiden la realización incorrecta de la maniobra; pues enclavar dos aparatos de corte es condicionar el funcionamiento de uno de ellos (abrir o cerrar) a una posición (de abierto o cerrado) del otro. Los enclavamientos pueden ser: - Mecánicos. - Eléctricos. Enclavamientos mecánicos. Los enclavamientos del tipo mecánico son dispositivos (cerraduras, trinquetes, topes, etc.) que inmovilizan o bloquean el mando de los aparatos de corte. Las figuras 7.11 muestra diversos enclavamientos mecánicos por cerradura. Objetivos Con los sistemas de enclavamiento por llaves se pueden asegurar las funciones siguientes: Impedir el a partes móviles de la máquina hasta que éstas están paradas y aisladas de la fuente de energía motriz. Impedir la puesta en marcha de la máquina hasta que las vías de a las partes móviles estén cerradas y bloqueadas. Símbolos empleados Llave libre (se puede extraer de la cerradura). Llave prisionera (no se puede extraer de la cerradura). Ejemplos de realización

Fig. 7.11a: Enclavamiento de un interruptor Permitirá bloquear un interruptor en la posición de "circuito abierto". Asegura la realización de las funciones de mantenimiento, puesta a punto, reparación, etc. de una máquina, impidiendo una puesta en marcha no deseada de la misma.

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Fig. 7.11b: Enclavamiento de una puerta Si hay que acceder a una parte de la máquina donde haya órganos en movimiento, se combinará la apertura de la protección con la parada de la máquina. Una vez extraída la llave del interruptor del ejemplo 1, se llevará a la cerradura B permitiendo abrir la puerta. Esta misma realización se puede emplear para enclavar un armario eléctrico con el interruptor eléctrico.

Fig. 7.11c: Enclavamiento de una puerta cuando hay que penetrar en su interior Una vez bloqueado el interruptor de puesta en marcha mediante la llave A, se lleva ésta a la cerradura B situada en la puerta. Después de girar y bloquear la llave A se desbloquea la llave B que al girar abre la puerta. La llave B se puede extraer y queda en poder del operario que deba penetrar en el interior de la máquina. Hasta que no se coloque nuevamente la llave B en su sitio y se bloquee la puerta, no se puede restituir el servicio. Este sistema se puede emplear para proteger el al interior de máquinas, cabinas eléctricas, recintos sometidos a tensión, etc.

Fig. 7.11d: Enclavamiento entre el interruptor y varias puertas de Cuando se quieren abrir las puertas hay que seguir el orden siguiente: Cerrar el interruptor, bloquearlo y extraer la llave A. Poner la llave A en la "Caja de cambio de llaves", girarla y desbloquear las llaves B1, B2 y B3. Poner las llaves B1, B2 y B3 en las respectivas puertas, desbloquearlas y abrirlas. Para restituir el servicio hay que seguir el orden inverso.

Enclavamiento de celdas eléctricas de transformación En las celdas eléctricas de transformación existe peligro de electrocución si se manipula en el interior de las mismas sin haber desconectado la tensión y colocado el circuito a tierra. La secuencia de operaciones a seguir es la siguiente: Abrir el disyuntor de alta tensión (A.T.) y el de baja tensión (B.T.). Abrir el seccionador de alta tensión (A.T.) Colocar las tomas de tierra. Abrir las puertas de las celdas del disyuntor de alta tensión (A.T.) y del transformador. Con el sistema de enclavamiento representado en la figura 7.11d se asegura seguir esta secuencia de operaciones.

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia En la figura 7.11d se ha representado el circuito abierto. Para conectar nuevamente el circuito hay que seguir el siguiente orden: Cerrar las puertas E y D, bloquearlas y retirar las llaves. LLevar las llaves E y D al seccionador de puesta a tierra, desbloquearlo, abrirlo y bloquearlo en esta posición mediante la llave C. Llevar la llave C al seccionador de A.T., desbloquearlo, cerrarlo y bloquearlo en esta posición mediante las llaves A y B. Llevar las llaves A y B a las correspondientes cerraduras existentes en los disyuntores de A.T. y B.T., desbloquearlos y cerrarlos. En estos sistemas de múltiples transferencias de llaves, es muy importante identificar fácilmente las mismas. Existen en la práctica varios sistemas para identificar las llaves, basados en utilizar un mismo grabado en la llave y en la cerradura, utilizar distintos tipos de llaves, para diferentes cerraduras, etc.

Fig. 7.11d: Enclavamientos mecánicos por cerradura en un centro de transformación

Enclavamientos eléctricos. Una primera misión de estos enclavamientos consiste en adecuar el circuito eléctrico de mando de un aparato de corte, mediante os pertenecientes al otro aparato con el que se quiere enclavar, con el objetivo de permitir el orden correcto en la realización de las maniobras y bloquear el incorrecto. Cuando por razones de seguridad es necesario impedir el funcionamiento intempestivo de un aparato de corte dotado de mando eléctrico, el bloqueo de dicho aparato tiene por objeto impedir las órdenes de cierre y apertura del mismo. Un ejemplo típico de esta operación, es la maniobra de cierre o apertura del seccionador de by perteneciente a una línea. Cuando se vaya a ejecutar la maniobra de cierre o apertura de dicho seccionador, es necesario previamente, bloquear el interruptor para impedir la maniobra no deseada de éste (Fig. 7.11). Esto se consigue cortando la alimentación, generalmente de corriente continua, al mando eléctrico del aparato de corte que se desea bloquear. Por ejemplo: Retirando los fusibles de alimentación al circuito de mando de dicho aparato. 7.4 Realización de maniobras A la hora de realizar una maniobra, la primera fase de trabajo del operador es localizar identificar la instalación y los aparatos de corte sobre los que se va a actuar.

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia Cuando se quiere localizar una instalación es necesario, como mínimo, conocer su nivel de tensión. Los distintos niveles de tensión se distinguen: - Mediante la lectura de la placa de características de los transformadores. - De una forma aproximada, por el tamaño de los aisladores, autováivulas, y bornes de los interruptores o transformadores. Cuando la maniobra se realiza desde el cuadro de control, la localización de la instalación se puede hacer mediante los rótulos que hay en la parte superior de los es, así como por los colores de los sinópticos.

Fig. 7.11 : Riesgo de accidente por falta de enclavamiento eléctrico en el control a distancia

Conocido el nivel de tensión, la localización de los aparatos de corte se realiza mediante los letreros existentes en los bastidores de los mandos o en los propios mandos. Las maniobras que se van a realizar más adelante se harán sobre esquemas unifilares simplificados, y en ellos se indicará únicamente el orden de operación de los aparatos de corte. La realidad es que las maniobras son más complicadas ya que a la hora de hacerlas hay que tener en cuenta los automatismos (reenganchadores, equipos automáticos de maniobra, etc.), así como conocer la situación de los aparatos de corte y sus mandos. Con el fin de hacerlo más real se pondrá un ejemplo de maniobra; las acciones a realizar por el operario se irán haciendo paso a paso. 7.4.1 Maniobras de explotación en líneas. Estás maniobras tienen por objeto adaptar las instalaciones a las necesidades de explotación con el objeto de conseguir un mejor reparto de cargas. Seguidamente se van a realizar las maniobras más frecuentes.

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Maniobras en una Subestación transformadora con barras simples. La Subestación cuyo esquema se muestra en la figura 7.12 dispone de dos líneas L-1 y L-2, a 66 kV., conectadas a unas barras simples y a las que están conectados los transformadores T-1 y T-2. Existe tensión en puntas de la Línea L-1 y están abiertos todos los aparatos de corte. Maniobra 1-1: Cerrar la Línea L-l. Orden de cierre: 1º.2º.3º.-

Seccionador 89-1. Seccionador 89-2. Interruptor 52-1.

Verificar el cierre efectivo de la Línea L-1 mediante los indicadores de posición de los aparatos de corte y mediante los aparatos de medida en el cuadro de control.

Fig. 7.12: Esquema unifilar de S.T. con barras simples Maniobra 1: Abrir la Línea L-l. Orden de apertura: 1º.- Interruptor 52-1. (Verificar su apertura). 2º.- Seccionador 89-2. 3º - Seccionador 89-1. Maniobra 2: Teniendo servicio en barras mediante L-l, cerrar la Línea L-2. Orden de cierre: 1º- Seccionador 89-4. 2º.- Seccionador 89-3.

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia 3º- Interruptor 52-2. (Verificar cierre interruptor). Maniobra 3: Abrir la Línea L-2. Orden de apertura: 1º.2º.3º.-

Interruptor 52-2. (Verificar la apertura del interruptor). Seccionador 89-4. Seccionador 89-3.

Al realizar las maniobras el personal encargado de ejecutarlas deberá tener en cuenta las observaciones generales que a continuación se indican: - Para CERRAR una línea, se cerrarán primero los seccionadores y después los interruptores. - Para ABRIR una línea, se abrirán primero los interruptores y a continuación los seccionadores. - Cuando se deban maniobrar seccionadores, hay que cerciorarse de que está ABIERTO el interruptor de esa Posición. - Las órdenes de apertura y cierre dadas a los diversos aparatos de corte que intervengan en una maniobra, se realizarán preferentemente mediante los dispositivos de control a distancia. - En las maniobras de cierre y apertura de los aparatos de corte que se realicen mediante mando manual local (seccionadores por lo común), el operador deberá hacer uso del equipo de seguridad personal (guantes aislantes, casco, gafas) y del equipo de maniobra (banqueta aislante o equipotencial, pértiga de maniobra, etc.) Estas observaciones deben tenerse en cuenta en todas las maniobras. Maniobras en una Estación transformadora con barra principal y de transferencia. La Estación transformadora del esquema (figura 7.13) tiene barras principales y de transferencia, dos líneas con by- y módulo de acoplamiento. Existe servicio en las barras principales a través de la Línea L-l.

Fig. 7.13: Esquema de E.T. con barra principal y de transferencia

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia Maniobra 4: Cerrar la Línea L-2. Orden de cierre: 1º.Seccionador 89-32º.Seccionador 89-4. 3º.Interruptor 52-2. (Verificar cierre). Maniobra 5: Teniendo realizada la maniobra 4-1 dar servicio a L-2 a través del seccionador de by-. Orden de cierre: 1º- Seccionador 89-5. 2º.Seccionador 89-6. 3º.Interruptor 52-3. (Verificar cierre). 4º.Seccionador 89BP-2. (Bloquear previamente mando eléctrico del interruptor 52-2). Orden de apertura: 1º.- Interruptor 52-2 (Desbloquear previamente su mando eléctrico. Verificar apertura). 2º- Seccionador 89-3. 3º.- Seccionador 89-4. Maniobra 6: Reponer el servicio en la Línea L-2 a través de su Posición. Orden de cierre: 1º.2º.3º.-

Seccionador 89-4. Seccionado[ 89-3. Interruptor 52-2. (Verificar cierre y bloquear mando eléctrico).

Orden de apertura: 1º.2º.3º.4º.-

Seccionador 89BP-2. (Desbloquear seguidamente mando eléctrico del interruptor 52-2). Interruptor 52-3. (Verificar apertura). Seccionador 89-5. Seccionador 89-6.

Maniobras en una Estación transformadora con doble juego de barras. La Estación transformadora del esquema (Figura 7.14) tiene un doble juego de barras, dos líneas de 132 kV, un transformador y una posición de acoplamiento de barras. L-1 es la línea alimentadora y está conectada a Barras 1. Todos los demás aparatos de corte están abiertos. Maniobra 7: Cerrar la Línea L-2 conectándola a Barras 1. Orden de cierre: 1º.2º.3º.-

Seccionador 89-4. Seccionador 89-6. Interruptor 52-2. (Verificar cierre).

Maniobra 8: Estando L-1 y L-2 cerradas y conectadas a Barras 1, pasar todo el servicio a Barras 2 dejando fuera de servicio Barras 1. Orden de cierre:

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia 1º- Seccionador 89-9. 2º.- Seccionador 89-10. 3º.- Interruptor 52-4. (Verificar cierre y bloquear disparo) 4º.- Seccionador 89-2. 5º.- Seccionador 89-5.

Fig. 7.14: Esquema unifilar sistema con Doble juego de barras, Orden de apertura: 1º.- Seccionador 89-1. 2º.- Seccionador 89-4. 3º.- Interruptor 52-4. (Desbloqueo previo y verificar apertura) 4º.- Seccionador 89-10. 5'º- Seccionador 89-9. Maniobras en una Estación transformadora con embarrado en anillo. El esquema de la figura 7.15 corresponde a una Estación transformadora con embarrado en anillo que dispone de tres líneas de 220 kV. El embarrado se alimenta de un autotransformador 400 / 220 / 33 kV. Existe servicio en 220 kV. a través del autotransformador, (seccionador 89-1 cerrado) y el módulo 89-8, 89-9 y 52-4 está también cerrado. Los demás aparatos de corte están abiertos. Maniobra 9: Cerrar la Línea L-36. Se puede dar servicio a través de la posición correspondiente al interruptor 52-3 a través de las posiciones correspondientes a los interruptores 52-1 y 52-2. Se va adoptar la primera solución.

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia Orden de cierre: 1º- Seccionador 89-11. 2º- Seccionador 89-6. 3º.- Seccionador 89-7. 4º.- Interruptor 52-3. (Verificar cierre).

Fig. 7.15: Esquema unifilar de embarrado en anillo. Maniobra 10: Cerrar el anillo. Orden de cierre: 1º.- Seccionador 89-2. 2º.- Seccionador 89-3. 3º- Seccionador 89-4. 4º.- Seccionador 89-5. 5º.- Interruptor 52-1. (Verificar cierre). 6º.- Interruptor 52-2. (Verificar cierre). Maniobra 11: Estando cerrado el anillo y la Línea 37 abrir esta última. Orden de apertura: 1º.- Interruptor 52-4. (Verificar apertura). 2º.- Interruptor 52-3. (Verificar apertura). 3º.- Seccionador 89-12. 4º.- Seccionador 89-7. 5º.- Seccionador 89-6. 6º.- Seccionador 89-9. 7º.- Seccionador 89-8.

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia Las maniobras indicadas se han realizado con el criterio de limitar al mínimo las maniobras con tensión en los seccionadores. Este criterio seguido no es el único válido para realizar dichas maniobras, pudiendo elegirse otros. 7.4.2 Maniobras para trabajos en líneas. Recordemos que, para realizar trabajos sin tensión en instalaciones de Alta Tensión hay que cumplir las Cinco Regias de Oro. Maniobras para realizar trabajos en una línea de interconexión. El esquema de la figura 7.16 representa dos Estaciones transformadores enlazadas mediante una línea de interconexión. Se va a realizar un trabajo en el punto T de dicha línea, y para ello debemos maniobrar en los extremos de la misma, en las Estaciones transformadoras A y B.

Fig. 7.16: Esquema unifilar simplificado de E.T’s. interconectadas en A.T. Maniobra en la Estación transformadora B: Preparar la instalación para trabajos en la línea de 132 kV., L.2-B. La figura 7.17 muestra el esquema unifilar de la Estación Transformadora B. Toda la instalación está en servicio y todos los aparatos de corte cerrados excepto el 89-3-B y 89-6B.

332


Fig. 7.17: Esquema unifilar de E.T. “B”.

Orden de apertura: 1º.- Interruptor 52-2-B. (Verificar apertura). 2º- Seccionador 89-4-B. 3º.- Seccionador 89-5-B. Seguidamente se bloquearán los aparatos maniobrados y se señalizarán correctamente mediante la placa de señalización: Prohibido maniobrar-trabajos. Maniobra en la Estación transformadora A: Preparar la instalación para trabajos en la Línea de 132 kV. L-l-A. La figura 7.18 muestra el esquema unifilar de la Estación transformadora A. Toda la instalación está en servicio y cerrados todos los aparatos de corte, excepto el 89-3-A y 89-6-A.

333


Fig. 7.18: Esquema unifilar de la E. T.” A”. Orden de apertura: 1º.- Interruptor 52-1-A. (Verificar apertura). 2º.- Seccionador 89-1-A. 3º- Seccionador 89-2-A. Seguidamente se bloquearán los aparatos de corte maniobrados y se señalizarán correctamente mediante la placa de señalización: Prohibido maniobrar-trabajos. A continuación se comprobará la ausencia de tensión en el punto P, correspondiente a la Estación transformadora A (figura 7.18). Esta comprobación se realizará de acuerdo con las Prescripciones de Seguridad. Verificada la ausencia de tensión en el punto P a continuación se cerrará el seccionador de tierras 89-3-A. En la Estación transformadora B, comprobar ausencia de tensión en el punto S (Figura 7.17), de igual forma que la indicada anteriormente. Seguidamente se cerrara en dicha Estación transformadora B el seccionador de tierras 89-6-B. Con las maniobras anteriores ejecutadas, tendremos protegida la zona comprendida entre ambas Estaciones transformadoras. Para delimitar la zona de trabajo, realizaremos en el propio lugar de trabajo (punto T de la figura 7.16), las siguientes operaciones: 1º,- Se comprobará ausencia de tensión en la línea. 2º.- Se pondrán tierras temporales a ambos lados de la zona de trabajo. 3º.- Se delimitara dicha zona de trabajo, mediante la señalización adecuada.

334


7.4.3 Maniobras en transformadores. En las maniobras en transformadores, a la hora de actuar sobre los aparatos de corte hay que seguir las siguientes normas generales: - Para poner en servicio un transformador, primero se cerrarán los aparatos de corte del lado de mayor, tensión, en el orden correcto, y después los del lado de menor tensión. - Para dejar fuera de servicio un transformador, primero se abrirán los aparatos de corte del lado de menor tensión, en el orden correcto, y a continuación los del lado de mayor tensión. El número de aparatos y el tipo (seccionadores, interruptores) pueden variar según la potencia del transformador, la tensión, etc. A continuación se van a realizar maniobras sobre diferentes montajes. Maniobras en transformadores. Caso A. El esquema de la figura 7.19 pertenece a una Subestación transformadora con dos líneas de 66 kV conectadas a unas barras simples, de las cuales se alimenta un transformador de 5.000 kVA., que en el lado de 22 kV tiene un seccionador de salida. Existe tensión en barras de 66 kV Maniobra l: Poner en servicio el transformador T-l. Orden de cierre: 1º.2º.3º.-

Seccionador 89-1. Seccionador 89-7. Interruptor 52-3. (Comprobar tensión en barras de 22 kV).

Maniobra 2: Dejar fuera de servicio el transformador T-l. Orden de apertura: 1º.Interruptor 52-3. (Verificar apertura). 2º.Seccionador 89-7. 3º.Seccionador 89-1.

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Fig.7.19: Esquema unifilar de una Estación Transformadora Maniobras en transformadores. Caso B. El esquema de la figura 7.20 corresponde a un transformador que dispone de seccionador en el lado de Alta Tensión e interruptor en el lado de Media Tensión. Un ejemplo de esta instalación son las Subestaciones móviles. Hay tensión en la línea de Alta Tensión. Maniobra l: Poner en servicio el transformador T-l. Orden de cierre: 1º.- Seccionador 89-1. 2º- Interruptor 52-1. (Comprobar tensión en el lado de MT). Maniobra 2: Dejar fuera de servicio el transformador T-l. Orden de apertura: 1º.- Interruptor 52-1. (Verificar apertura). 2º.- Seccionador 89-1. Estas maniobras podrán realizarse en la forma descrita, siempre que el seccionador 89-1 esté preparado para abrir y cerrar con la corriente de vacío del transformador.

336


Fig. 7.20: Esquema unifilar de transformador AT/MT Maniobras en transformadores. Caso C. El esquema de la figura 7.21 corresponde a un transformador de 20.000 kVA. Conectado a unas barras de 132 kV y que alimenta otro embarrado en 66 kV. Existe tensión en barras de 132 kV Todos los aparatos de corte están abiertos. Orden de cierre: 1º.- Seccionador 89-1. 2º.- Seccionador 89-2. 3º.- Interruptor 52-1. (Comprobar cierre). 4º.- Interruptor 52-2. (Comprobar cierre y tensión en el lado de 66 kV.). Maniobra 2: Dejar fuera de servicio el transformador T-l. Orden de apertura: 1º.- Interruptor 52-2. (Verificar apertura). 2º.- Interruptor 5-1-1. (Verificar apertura). 3º.- Seccionador 89-2. 4º.- Seccionador 89-1.

337


Fig. 7.21: Esquema unifilar transformador 132/66 kV Maniobras para el acoplamiento de transformadores. Las condiciones para el acoplamiento de transformadores trifásicos en paralelo son: Igual relación de transformación. Igual potencia. Igual tensión de cortocircuito. Igual índice horario. Las tres primeras son condiciones necesarias para el buen servicio de la instalación, itiéndose ciertas tolerancias. En cambio, la cuarta condición es indispensable. Como es lógico, se supone que cuando en una instalación hay varios transformadores y está previsto que se puedan acoplar, estas condiciones han de ser tenidas en cuenta por el proyectista y no por el operador Puede darse el casó de que los transformadores tengan regulador de tensión automático y que en el momento del acoplamiento estén en distinto punto de regulación, con lo que las tensiones de salida pueden ser diferentes y también lo serán las tensiones de cortocircuito. Se deben tener en cuenta estos aspectos fundamentales a la hora de ordenar la maniobra al operador.. La estación transformadora de la figura 7.22 consta de dos líneas de 66 kV, L-1 y L-2 procedentes de la misma generación (en sincronismo). Conectadas a unas barras simples. De ellas se alimentan dos transformadores gemelos de relación 66 ±10%/22 kV., 10 MVA de potencia, conexión Yd 11, que alimentan a unas barras partidas de 22 kV.

338


L-2

L-1

66 kV

89-5

52-3

89-6

52-4

T-1

T-2

66 +-10% 22 Yd-11

66 +-10% 22 Yd-11

52-5

52-6

22 kV 52-7

Fig. 7.22: Esquema unifilar de subestación con dos transformadores Están cerradas las líneas L-1 y L-2 de 66 kV. Los dos transformadores están en servicio. El interruptor de acoplamiento de barras de 22 kV (52-7) está abierto. Maniobra : Acoplar en paralelo los transformadores T-1 y T-2. Orden de cierre: 1º.- Interruptor 52-7. (se considera el interruptor enchufado)

Transformador o autotransformador en consignación o descargo. Se ha indicado que una instalación está en consignación o descargo cuando se han realizado las operaciones siguientes:

339

Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia - Apertura, con corte visible, de todas las posibles fuentes de tensión. Existen elementos en que el corte no puede ser visible (corte aparente). En tal caso, existirán dispositivos que garantizarán que el corte sea efectivo. - Bloqueo, si es posible, de los aparatos de corte en posición de apertura. Estas dos operaciones deben ponerse en conocimiento del Jefe de Trabajos. Una instalación consignada o en descargo no está aún en condiciones isibles para realizar trabajos. El esquema de la Figura 7.23 corresponde a un autotransformador con terciario, de 220/132/33 kV. Toda la instalación está en servicio.

Fig. 7.23: Esquema unifilar Autotransformador. Maniobra: Poner en consignación o descargo el autotransformador AT-1 Para efectuar esta maniobra hay que realizar la apertura de todas las fuentes de tensión. Orden de apertura: -

1º.- Interruptor 52-3. (verificar apertura y extrae el interruptor) 2º.- Interruptor 52-2. (verificar apertura). 3º.- Interruptor 52-1. (verificar apertura). 4º.- Seccionador 89-3. 5º.- Seccionador 89-4.

340

Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia - 6º.- Seccionador 89-2. A continuación, bloquear si es posible los aparatos de corte maniobrados. Transformador o autotransformador preparado para trabajos. Se parte de que el autotransformador está en descargo (Figura 7.23) Se va a trabajar en el punto X del esquema. Hay un o del seccionador 89-3 quemado. Las operaciones a realizar serán las siguientes: -

Comprobación de ausencia de tensión en las tres fases del punto X. Puesta a tierra y en cortocircuito, mediante los dispositivos adecuados, de todos y cada uno de los conductores. Delimitar la zona de trabajo.

Al trabajar dentro del parque intemperie habrá que tener en cuenta los circuitos con tensión próximos al punto de trabajo y respetar las distancias de seguridad. 7.4.4 Maniobras en barras. Las barras son un nudo donde se realiza la alimentación y el reparto de energía eléctrica, dentro de un mismo nivel de tensión. Sobre las barras se realizan también maniobras, tanto de explotación como de seguridad, siendo estas últimas las que vamos a analizar con más detalle. Maniobras de explotación en barras. Se realizan para establecer la puesta en servicio de las barras. Después se conectan los circuitos que de ellos se alimentan, como líneas, transformadores, reactancias, etc.. En las barras del tipo dobles, dobles con transferencia, y por módulos, algunas maniobras de explotación consisten en pasar el servicio de unas barras a otras, para conseguir un adecuado reparto de cargas. Estas maniobras han sido tratadas anteriormente. Maniobras de seguridad en barras. Cuando en una barra, o en aquellos elementos conectados directamente a ellas, como seccionadores de barras, transformadores de tensión, autoválvulas, etc. (figura 7.24), sean necesarios realizar trabajos de mantenimiento, es preciso que la zona de trabajo quede comprendida dentro de la zona protegida, y para ello se deben cumplir las Prescripciones de Seguridad para trabajos y maniobras en instalaciones eléctricas indicados en el capítulo 6.

341


Fig. 7.24: Subestación con doble barra y elementos conectados a ellas Ejemplo: Se va a realizar la revisión de las Barras 1 correspondientes a la instalación de la figura 7.25. Las condiciones iniciales de la instalación son las siguientes: -

Barras l: Alimentadas por la Posición L-l. Barras 2: Alimentadas por la Posición L-3. Posición Línea L-2: Alimentada a través de Barras 1. Transformador T-l: Alimentado por Barras 1. Transformador T-2: Alimentado por Barras 2. Posición Acoplamiento: Interruptor de acoplamiento (52-A) abierto, Seccionadores 89Bl-A y 89-B2-A cerrados.

Para realizar este trabajo, es necesario dejar las Barras 1 preparadas para trabajos pero sin interrumpir el servicio en los circuitos alimentados por ella. Para lograrlo realizaremos las operaciones siguientes: a) Apertura con corte visible de todas las fuentes de tensión que afecten a Barras-l. Orden de cierre: 1º.- Interruptor 52-A. (Verificar cierre). 2º.- Seccionador 89-B2-1. 3º.- Seccionador 89-B2-2. 4º.- Seccionador 89-B2-Tl. Orden de apertura: 1º.- Seccionador 89-Bl-l. 2º.- Seccionador 89-Bl-2.

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia 3º.- Seccionador 89-Bl-Tl. 4º.- Interruptor 52-A. (Verificar apertura). 5º.- Seccionador 89-Bl-A. 6º.- Seccionador 89-B2-A.

Fig. 7.25: Instalación con doble barra Seguidamente, se abrirán los circuitos secundarios de los transformadores de tensión alimentados por Barras-l (figura 7.25), para impedir la posibilidad de inundar de tensión dichas barras a través de estos transformadores de tensión. Ello se consigue, retirando los fusibles o abriendo los interruptores automáticos de protección del lado de Baja Tensión, de dichos transformadores. A continuación, para dejar dicha instalación preparada para trabajos se efectúan las operaciones siguientes: b) c) d) e)

Bloqueo de los aparatos de corte en posición abiertos. Reconocimiento de ausencia de tensión en las Barras-l. Puesta a tierra y en cortocircuito de las Barras-l. Delimitación de la Zona de Trabajo.

Debido a que el resto de la instalación queda en servicio, se deberán mantener las distancias de seguridad reglamentarias.

343


8. Mantenimiento correctivo de interruptores de potencia 8.1 Interruptores de pequeño volumen de aceite Si se prescinde del aceite como aislante a masa, sustituyéndolo por un recipiente de material aislante por fase y se limita el volumen de éste al justamente preciso para llenar la cámara de ruptura, más una reserva para alargar los tiempos de renovación. se tendrá en esencia el interruptor de pequeño volumen de aceite.

1 - Vástago móvil. 2 - o fijo. 3 - Cámara de corte. Fig. 8.1 - Cámaras de ruptura de soplado longitudinal "a" y transversal "b". Esencialmente, el interruptor de pequeño volumen de aceite consta por cada polo, de un vástago móvil de o que se introduce en el eje del o fijo. Ambos os están contenidos en una cámara de ruptura de material aislante que, muchas veces está subdividida en varias cámaras. Sistemas de accionamiento En los interruptores de pequeño volumen de aceite. los principales sistemas de accionamiento son los siguientes:

344

Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia 1 - Por acumulación de energía. 2 - Por aire comprimida. 3 - Por líquido a presión.

1 - Soporte de porcelana. 2Árbol de accionamiento. 3Carcasa del mecanismo de operación. 4Muelle de desconexión. 5Palanca de accionamiento. 6Disco de leva. 7Trinquete de conexión con la bobina de cierre. 8Trinquete de desconexión con la bobina de desconexión. 9Resorte de conexión. 10Motor de tensado. 11Manivela de tensado. Fig. 8.2 - Principio de operación de un accionamiento por resortes. En el apartado que viene a continuación, estudiaremos solamente los sistemas de accionamiento por acumulación de energía, ya que su empleo es de uso general para una gran parte de los interruptores de A.T. Accionamiento por acumulación de energía. Estos sistemas de accionamiento, están provistos de un dispositivo de desenganche libre y de un dispositivo de enganche rápido, en los que los tiempos de desconexión y conexión del interruptor, son independientes del tiempo que emplea el operador para realizar estas maniobras. Estos accionamientos consisten esencialmente en un acumulador de fuerza que almacena la energía necesaria. para la conexión en un sistema de potentes muelles.

Fig. 8.3.- Mecanismo de operación por resortes BNR de ISODEL

345

Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia Estos mandos o accionamíentos disponen de un mecanismo de tensado de muelles para la conexión y de un mecanismo de tensado de muelles para la desconexión. así como de todos los órganos precisos para la transmisión del movimiento hasta los pernos de o, tanto durante la maniobra de conexión como la de desconexión. La maniobra de tensado de los muelles de conexión. se puede realizar: 1 2

- A mano. mediante una manivela. - Automáticamente, si disponen de un motor eléctrico.

El tensado de los muelles para la desconexión, se realiza en el proceso de conexión del interruptor. Las maniobras de conexión y desconexión del interruptor, pueden realizarse de dos formas: 1 2

- Maniobra local. Actuando desde las palancas situadas en el mando. - Maniobra a distancia. En caso de que dispongan de los correspondientes electroimanes de conexión y desconexión.

En el sinóptico de la Figura 8.4. podemos observar las maniobras a realizar en función del estado de los muelles y la posición del interruptor cuando se trata de un mando por resortes.

Fig. 8.4: Sinóptico de operación de los mandos por resorte

346


8.1.1 Interruptores automáticos A.E.G., tipo EKU Estos interruptores de pequeño volumen de aceite, tipo EKU. son interruptores de potencia para montaje interior, aptos para las maniobras reenganche rápido. El montaje puede ser fijo o seccionable.

Fig. 8.5.- Polos y mando por muelles de interruptor A.E.G. tipo EKU A.- EXTINCION DEL ARCO Estos interruptores están equipados con cámaras de extinción rígida La extinción del arco se realiza por una combinación de soplado transversal y longitudinal, ayudado por el aceite fresco que aparece forzosamente a medida que desciende el perno de o, ver figura. 8.6. El ciclo nominal de maniobra de reenganche rápido que iten los interruptores EKU es de: O ≥ 0.2 seg. - CO - 3 min. - CO siendo:

O : Desconexión. C : Conexión.

La pausa de 3 min. corresponde al tiempo base recomendado entre series de maniobras consecutivas. 1 - Recinto de expansión. 2- Nivel de aceite. 3- Cuerpo de la cámara de extinción. 4- o fijo. 5- Manivela accionamiento perno o. 6- Perno o móvil. 7- Laberinto de extinción. Fig. 8.6.- Interruptor EKU. Sección del polo

347

Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia B

DESCRIPCION GENERAL

Estos interruptores están constituidos por un armazón de perfiles de acero de gran solidez sobre el que van fijados los aisladores de apoyo, que a su vez soportan las cámaras de extinción y las guías de os móviles. Los pernos de o son accionados hacia abajo por un eje común a través de palancas aislantes de fibra de vidrio pretensada en resina epoxy. En los finales de carrera se evita todo golpe brusco que pudiera repercutir sobre los apoyos, mediante un amortiguador de aceite para la desconexión y un dispositivo de tope elástico para la conexión. El recorrido de la corriente se establece a través de las tomas de corriente del polo, mediante pernos de o y rodillos deslizantes.

Fig. 8.7 - Mando de un interruptor EKU.

C-

FUNCIONAMIENTO

El elemento principal para la conexión son los muelles en espiral alojados en la carcasa. Con accionamiento por motor, el tensado de estos muelles se realiza automáticamente al efectuar la conexión del motor a la red de alimentación. Tanto en accionamiento por motor como manual, al final de la maniobra de tensado, los muelles quedan retenidos por una palanca trinquete. La orden de conexión puede darse mediante un mando giratorio dispuesto en el propio bastidor. o bien a través del electroimán de conexión. Los muelles de desconexión quedan siempre tensados al efectuarse la conexión del interruptor. En servicio que requieran reenganche rápido, debe procederse al tensado de los muelles en espiral una vez conectado el interruptor. Este nuevo tensado se realiza automáticamente. La desconexión puede efectuarse mediante el bot6n giratorio o el electroimán de desconexión.

348

Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia D-

MANIOBRAS

Teniendo presente el cuadro sinóptico de la Figura 8.4, pueden deducirse las maniobras que han de realizarse para cada una de las combinaciones expresadas en el señalizador de posición. A continuación veamos las particularidades en las maniobras de los interruptores EKU (ver Fig. 8.8). 1º.- Accionamiento a mano: a) Tensar: Colocar la manivela (27) y girar en el sentido de las agujas del reloj hasta la aparición en la mirilla de la señal "Muelles tensados". No girar más. Son precisas 29 vueltas de manivela. De seguir tensando, a las 2 ó 3 vueltas de manivela actuará el mecanismo de retención que, de forzarse, puede quedar desacoplado con grave peligro de rotura de los muelles de conexión (35). Después de tensados los muelles, retirar la manivela. b) Conectar: Girar en dirección "CON" el botón giratorio. c) Preparar para reenganche. Después de cada conexión, o de una conexión KU lograda, se debe tensar de nuevo como en (a). d) Desconectar: Girar en dirección "DES" el bot6n giratorio. o b por mando eléctrico "DES" a través del electroimán de desconexión (19). 2º.- Accionamiento por motor: a) Tensar: Se produce automáticamente después de cada conexión. En la puesta en servicio se realiza el tensado tan pronto como se conecta el circuito del motor. Tiempo empleado en tensar muelles. de 5 a B segundos. b) Conectar: Conectar como en 1 b) o bien eléctricamente a distancia por mando "CON" a través del electroimán de conexión (21). c) Preparar para reenganche rápido (KU): Se produce automáticamente después de cada conexión. ver a). d) Desconectar: Como en 1 d). E-

SUSTITUCION DE PIEZAS

Los trabajos de control y sustitución que se describen a continuación, deben realizarse solamente con el interruptor desconectado y sin tensión, muelles destensados y fusibles o magnetotérmicos de motor de mando retirados o abiertos, según sea el caso. 1.- Sustitución del soporte de os completo (2) (ver Figuras 8.9 y 8.10) 1.1 Desmontaje Retirar los tornillos (14) que fijan la tapa (103) sobre la carcasa de la cámara de compensación (122). Sacar el soporte de o completo (2) tirando hacia arriba y ayudando con un ligero giro del mismo para facilitar su deslizamiento respecto la junta tórica (3a). Se recomienda tapar la abertura de la cámara de compensación [5g) para evitar la entrada en el mismo de cuerpos extraños. No debe desarmarse la camisa de protección de latón (71). puesto que se desprenderían las piezas que forman el o como son los dedos de o (70) y muelles de presión (69). 1.2 Montaje 1.2.1 Limpiar las superficies anulares de o de la tapa (103) y de la carcasa de la cámara de compensación (122) hasta dejarlas brillantes y engrasarlas seguidamente con vaselina. 1.2.2 Renovar los anillos de junta (l4a) así como la junta tórica (7). Antes de montar la junta torica (7) engrasarla en toda su superficie con vaselina.

349

Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia 1.2.3 Engrasar el cilindro de protección de latón (71) y alojar el soporte del o (2) en la carcasa (122) en descenso vertical hasta que el cilindro de protección (71) toque la junta tórica (3a). No forzar la entrada. Presionar ligeramente imprimiendo al soporte de o (2) un ligero giro con lo que entrará fácilmente hasta el tope.

Fig. 8.8: Mecanismo de accionamiento del interruptor EKU.

Los orificios de salida de gases (55) deben quedar situados en el lado del armazón. Apretar fuerte los tornillos (14) puesto que la unión de tapa (103) y carcasa (122) es paso de corriente.

350


Fig. 8.9: Corte de un polo y del soporte de o. 2.-

Sustitución del laberinto de extinción (3) y de la punta anti-arco (4), del perno de o (112)

2.1 2.2 2.2.1 2.2.2 2.3 2.4

Vaciar el aceite del polo retirando el tornillo de vaciado (8). Separar los polos (1) de los apoyos aislantes (6): Desacoplar los tirantes de conectar (5) de la manivela aislante (46). Seguidamente pueden desacoplarse los polos (1) de los apoyos (6). Desmontar el soporte de o completo (2). (ver 1.1). Desmontar la carcasa de la cámara de compensación (122). Basta con desatornillar los 4 tornillos (119) y puede retirarse la carcasa [122).

2.5

Desmontar el laberinto de extinción (3):

2.5.1 Previamente debe desatornillarse el anillo de presión (116). Esta operación se realizará con suma facilidad sí sobre el anillo (116) se acopla la palanca según figura 8.11, fijada con los propios tornillos (119) (son suficientes unas vueltas de rosca). Desenroscar en sentido normal (contrario al de las agujas del reloj). 2.5.2 Tirar hacia fuera el laberinto de extinción (3). 2.6

Sustitución de la punta anti-arco (4) roscada en el perno (112).

2.6.1 2.6.1.1 2.6.1.2

Desenroscar el cuerpo de la cámara de extinción (114) de la carcasa inferior (108). Para esta operación es recomendable fijar la carcasa a un tornillo de banco por los tacos salientes (107), que es el único punto que permite apretar fuerte. Roscar nuevamente el anillo de presión (115) al cuerpo de la cámara (114) de forma que entren todos los hilos de rosca.

351

Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia 2.6.1.3

Situar la palanca figura 8.11 sobre el anillo (115) fijándola con los tornillos (119). Atornillar fuerte para que la palanca figura 8.11. quede rígidamente unida al cuerpo de la cámara (114). Aplicando un esfuerzo al extremo de la palanca (en sentido contrario al de las agujas del reloj). se desenroscará el cuerpo de la cámara (114) de la carcasa inferior (108). La resistencia inicial que ofrezca al desenroscarse proviene del agarre de las dos juntas tóricas (13 y 13a). No es necesario desmontar la palanca, figura 8.11. que queda así preparada para el próximo montaje.

2.6.1.4

Desmontar del tornillo de banco y tirar del perno de o (112) hacia arriba, sacándolo respecto el nivel de la carcasa inferior (108) tanto como sea posible.

Fig. 8.10: Corte longitudinal de un polo del interruptor. tipo EKU.

352

Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia 2.6.1.5

Sujetar fuerte el perno de o (112) al tornillo de banco (emplear mordazas protectoras blandas de cobre a similar). procurando que la punta soporta-arco (4) quede libre.

2.6.1.6

Desatornillar la punta soporta-arco (14). Al principio debe vencerse la resistencia al giro que ofrecen 2 granetazos de seguridad.

2.6.1.7

Para roscar la nueva punta anti-arco [4), poner previamente en su interior el muelle de compresión (124) y atornillar a mano apretando finalmente con unas tenazas de tubo. Procurar no dañar la superficie plateada del o.

2.6.1.8

Asegurar con dos granetazos diametralmente opuestos la punta soporta-arco (4), respecto al perno de o (112) para evitar posible giro [ver fig. 8.11). Respetar la cota indicada en la citada figura. Igualar las superficies de las pos. [4) y (112).

3.- Montaje completo del polo. 3.1

Atornillar el cuerpo de la cámara de extinción (114) a la carcasa inferior (108).

3.1.1

Renovar las juntas tóricas (13) y (13a). engrasarlas en toda superficie con vaselina.

3.1.2

Engrasar la rosca de la carcasa inferior (108) así como alojamientos de las juntas tóricas.

3.1.3

Suponiendo esta carcasa fijada a un tornillo de banco por los tacos salientes (107), y las juntas (13) y (13a] situadas en sus alojamientos correspondientes, atornillar el cuerpo de la cámara (1 14) hasta tope, ayudando en las últimas vueltas con la palanca, figura 8.11, atornillada según el punto 2.6.1.3. Apretar fuerte.

3.1.4

Sacar los tornillos (119), retirar la palanca, figura 8.11, y desenroscar el anillo de presión (115).

3.2 Montaje del laberinto de extinción: 3.2.1

Comprobar que la junta tórica [3a), engrasada. está en su alojamiento. Introducir el laberinto de extinción (3) en el cuerpo de la cámara (114) de forma que el punto rojo de la muesca de referencia (115) quede orientado hacia el armazón. Es correcta la orientación cuando los bulones centradores [104) de los pernos de o (105) se alojan en los 3 agujeros de la base inferior del laberinto (3). El laberinto de extinción está correctamente montado cuando la cota entre la superficie superior del laberinto y la arista externa del cuerpo de la cámara (114) es de 45 mm. aproximadamente. Ver Figura 8.10.

3.2.2

Engrasar la rosca del anillo de presión (116) y atornillarlo al cuerpo de la cámara (114).

3.2.3 Roscar fuerte el anillo por mediación de la palanca, hasta que uno de los taladros roscados coincida exactamente con el punto rojo (115) del laberinto de extinción (3). (Según necesidad, puede desenroscarse ligeramente el anillo). 3.2.4

Desatornillar la palanca figura 8.11.

3.3 Montaje de la carcasa de la cámara de compensación (122). 3.3.1

Renovar la junta tórica (13). Antes de su montaje engrasarla en toda su superficie con vaselina. Engrasar también la superficie mecanizada de la carcasa (122).

353

Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia 3.3.2

Situar la carcasa de la cámara de compensación (122) sobre el cuerpo de la cámara de extinción [114) roscar los 4 tornillos (119) y apretarlos ligeramente.

3.3.3

Centrar la carcasa de forma que las patas de fijación y apoyo (111) queden en el mismo plano de las patas (111) de la carcasa inferior (108). Desplazar según necesidad y una vez determinada esta situación. apretar fuerte los tornillos (119).

3.3.4

Montaje del soporte o completo (2), ver el punto 1.2.

12

Fig. 8.11: Detalle de la fijación de la punta del perno de o – a -. Útil preciso para desarmar los polos – b -

3.4 Fijar el polo a los apoyos (6). 3.4.1

3.4.2

Llenar el polo con aceite. Para llenar de aceite las cámaras, retirar el tornillo (11a) al de cada polo y verter aceite por el agujero resultante. Cantidad por polo: Series 10 y 20 KV.: 3 Kg. Serie 30 KV.: 4,5 Kg. Controlar el nivel de aceite por la mirilla (9). El extremo de la varilla color rojo, indicadora del nivel, debe quedar entre las dos marcas rojas de la mirilla (9). Actuando directamente sobre la manivela aislante (46). comprobar que el perno de o (4 -112) se desliza sin obstáculos tanto hacia arriba como hacia abajo de las guías (105), exceptuando la natural resistencia al penetrar el perno de o (4) en el o fijo (70). En caso afirmativo acoplar la manivela aislante (45) al tirante aislante de accionamiento (5).

354


MANDO DEL INTERRUPTOR EKU. INTERRUPTOR ABIERTO MUELLES DESTENSADOS

Fig. 8.12: Esquema de conexiones del interruptor EKU D - NOMENCLATURA GENERAL DE LAS FIGURAS 1. 2. 3. 3a. 4. 5. 6. 7. 8. 8a. 9. 9a. 11. 11a. 13 13a. 14. l4a. 15. 16. 17. 18. 19. 20. 21. 22.

Polo completo. Soporte o completo. Laberinto de extinción completo. Junta tórica. Punta del perno de o. Tirante de conectar. Apoyo completo. Junta tórica. Arandela,junta. Tornillo para vaciado del aceite. Mirilla nivel aceite. Arandela, junta. Arandela, junta. Tornillo llenado de aceite. Junta tórica. Junta tórica. Tornillo de presi6n. Anillo junta. Dispositivo de os. Manivela dispositivo os. Tirante. Manivela del amortiguador. Electroimán para la desconexión. Semieje intermedio para "DES". Electroimán de conexión. Semieje de conexión.

355

Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia 23. 24. 25. 25. 27 28. 29. 29a 30. 30a. 30b. 31. 32. 33. 34. 35. 36. 37. 38. 39. 40. 41. 43. 44. 44a. 45. 46. 49. 50. 51. 52. 53. 55. 58. 59. 69. 70. 71. 72. 78. 79. 96. 97. 103. 104. 105. 106. 107. 108. 109. 110. 111. 112. 113. 114. 115.

Amortiguador. Rueda dentada. Piñón dentado. Motor para tensado muelles tambor. Manivela de emergencia. Tornillo sin fin. Rueda del tornillo sin fin. Eje tensado de muelles. Lámina accionamiento mecanismo bloqueo. Tope de final carrera. Manivela tope. Palanca trinquete. Tope elástico. Rodilla de retención. Tambor de muelles. Muelle espiral. Manivela de¡ tambor de muelles. Cuerpo interno. Muelle de desconexión. Muelle de compensación. Muelle de desconexión. Biela telescópica. Biela. Mecanismo de bloqueo. Tope solidario del tambor. Manivela de tensado de muelles. Manivela aislante. Semieje de desconexión. Uñeta de retención. Eje principal del interruptor. Palanca trinquete de desconexión. Filtro de gases para separar el aceite. Orificio de salida de gases. Barna superior de conexión. Cámara de compensación. Muelle de presión. Dedo de o. Cilindro de protección. Anillo soporta arco. Perno de arrastre. Biela intermedia. Barra de accionamiento. Eje auxiliar de giro. Tapa soporte o fija. Bulón centrador del perno de toma de o. Perno de toma de o. Rodillos deslizantes toma o. Tacos salientes para la conexión. Carcasa inferior. Arandela junta. Tornillo de cierre. Patas de fijación y de apoyo. Perno de o. Anillo roscado solidario al cuerpo de la cámara. Cuerpo de la cámara de extinción. Muesca de referencia (color rojo).

356

Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia 116. 117. 118. 119. 120. 121. 122. 123. 124.

Anillo de presión. Soporte de o fijo. Flotador del nivel aceite. Tornillo de presión. Tubo para gula de¡ indicador nivel de aceite. Varilla indicadora nivel aceite. Cercase de la cámara de compensación. Tubo soporte del o fijo. Muelle de compresión.

Fig. 8.13: Secuencia de operaciones para la sustitución de os en un polo de interruptor EKU

357


8.1.2 Interruptor automático LESA GARDY. TIPO T.30 La serie de interruptores automáticos de potencia triductores GUD, son aparatos de ruptura de pequeño volumen de aceite, para montaje interior. Puede montarse sobre un mural o bastidor montaje fijo o puede ser extraíble. A - EXTINCION DEL ARCO La extinción del arco se produce en una cámara de extinción rígida aprovechando las técnicas de soplado del 'tipo transversal y longitudinal. El ciclo nominal de maniobra para reenganche rápido, es el siguiente: O ≥ 0.3 seg. CO - 3 min. - CO siendo: O : Desconexión. C: Conexión.

Fíg. 8.14: Interruptor automático, tipo GUD. B - DESCRIPCION GENERAL El polo se compone principalmente de una envoltura de fibra de vidrio estratificada y pretensada en resina epoxi de alta resistencia mecánica. Su parte inferior ubica la cámara de ruptura con el o fijo. La parte superior contiene la cámara Fig. 8.15 - Sección esquemática de un polo. de expansión cuyo volumen resulta todavía aumentado por el hecho de que el soporte del polo, de material aislante, pertenece también a esta cámara de expansión. El o móvil se desplaza de arriba abajo y su acoplamiento aprovecha igualmente el espacio libre de la cámara de expansión. En el centro del polo está situado un nivel de aceite que, al no contener piezas delicadas, puede limpiarse fácilmente. Los casquetes superior e inferior son de poliester-fibra de vidrio, moldeados a presión y poseen una gran rigidez dieléctrica, especialmente contra la perforación eléctrica superficial.

358

Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia El accionamiento de los os móviles se produce al ser liberada la energía almacenada en los resortes o muelles montados en el mando de este interruptor.

INTERRUPTOR CERRADO. RESORTES DE CIERRE Y APERTURA TENSADOS. Fig. 8.16 - Descripción mecánica del mando y mecanismos de accionamiento. C - DESCRIPCION Y FUNCIONAMIENTO En las Figuras. 8.15, 8.16 y 8.17, pueden observarse los distintos órganos de los polos y del accionamiento. 1.- Polos. Figura. 8.15 a. b. c. d. e.

La tapa superior 15, sujeta con 6 tornillos M-8 de cabeza "Allen". La conexión 19, solidaria del o fijo superior 13. El cojinete 12. El indicador de nivel 8. La cámara de ruptura1. formada por 2 semicámaras comportando 2 chimeneas verticales. por las que se establece el flujo de gases y de aceite, durante el corte. f. La tapa inferior 3, que lleva el registro de vaciado 3-3, sujeta igualmente por 6 tornillos M-8 cabeza "Allen". g. El o fijo 3-6, solidario de la toma de corriente inferior. h. El o móvil 14, de desplazamiento vertical, sobre el eje del polo, accionado por el brazo a. i. El separador de aceite 21.

359

Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia 2.- Mecanismo j.

k.

Se representa en las figuras 8.15 y 8.16. El árbol b que lleva solidarios los 3 brazos a. de ataque a los vástagos de os móviles, esta unido por una biela c al dispositivo de mando. Un amortiguador d controla la velocidad del sistema móvil descrito. El dispositivo de mando está cerrado en una caja o bastidor de interruptor.

INTERRUPTOR CERRADO. RESORTES DE CIERRE Y APERTURA TENSADOS. Fig. 8.17 - Descripción eléctrica del mando. Su esquema mecánico, se muestra en la figura 8.16. 3.- Maniobra de apertura La orden de apertura, (dada manualmente por pulsador, o eléctricamente por bobina), provoca la rotación del eje e y la liberación de los trinquetes de apertura (representados en forma simplificada por el brazo f). El eje g, liberado, gira en el sentido D. bajo la acción del resorte de desconexión V. Arrastre el árbol principal del interruptor b que lleva las tres palancas a, las que, a su vez, accionan los os móviles hasta que la palanca k alcanza el tope i. 4.- Maniobra de cierre Si se da, manual o eléctricamente, la orden de cierre, el trinquete m escapa y libera la palanca n. En éste momento, el resorte q hace girar al eje s en el sentido E. La leva t levanta el rodillo u. Los ejes g y b vuelven a su posición primitiva. El interruptor queda

360

Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia cerrado, mientras que el resorte v ha sido rearmado o tensado. Debe remarcarse que al final del proceso, la inercia de la rueda dentada w (colocada sobre el eje s y actuando de volante), compensa la disminución de esfuerzo del resorte q y asegura el cierre del aparato, mientras que la energía suplementaria sobrante, es absorbida por el resorte de cierre q tensándose parcialmente. 5.- Rearme manual La manivela x’ permite arrastrar, (a través de una reducción de engranajes) al eje s, por un sistema de escape de rueda libre (la manivela puede girar continuamente o en movimiento oscilante de "vaivén"), hasta que el resorte q sea tensado a fondo y que la palanca n llegue a su tope. En este momento queda impedido el avance de la manivela. El mando ya está listo para un nuevo ciclo de maniobras. 6.- Rearme eléctrico. Ver esquema figura 8.17. El rearme eléctrico del resorte de cierre, se realiza inmediatamente después de la apertura, si el interruptor está equipado con relés, el rearme de éstos últimos se efectúa durante el tensado del resorte de cierre. Este tensado, tiene lugar por la acción de un motor, que mediante un reductor hace girar una excéntrica, la cual, a su vez, comunica un movimiento oscilante a la palanca z. Esta, arrastra por impulsos sucesivos, gracias a un segundo sistema de escape de rueda libre, al eje s. En el fin de rearme: 1º) Un pasador-tope T, solidario de la gran rueda dentada w, actúa sobre un dedo que levanta la palanca z, dejándola fuera del alcance de la excéntrica de ataque. 2º) El o "fin de carrera" se abre de nuevo y corta la alimentación al motor. La posición de los distintos órganos, es entonces la representada en la figura 8.17. D - SUSTITUCION DEL ACEITE Y OS DEL INTERRUPTOR Para realizar con toda seguridad del personal, las operaciones de mantenimiento, es preciso llevar el mando a posición de "todos los resortes destensados", operándose como sigue: l. m. n. o.

Cortar la corriente del motor. Desconectar o abrir el interruptor, si no se había hecho ya. Cerrar - abrir de nuevo. Asegurarse aún finalmente, de que el cierre y apertura manuales, no responden ya. p. Aislar al interruptor de las posibles fuentes de tensión, cumpliendo las normas de seguridad establecidas.

361


Fig. 8.18 - Detalles del interruptor GUD. 1.- Sustitución del aceite (Fig. 8.15) 1.1 1.2 1.3 1.4

Retirar el tapón de vaciado 3-3 y dejar escurrir el aceite. Efectuar un lavado previo con aceite nuevo y dejar escurrir. Reponer el tapón de vaciado 3-3 y llenar de aceite cada polo (1.3 litros aproximadamente), por la embocadura 18 hasta que aparezca a media altura de los niveles 8 con aparato en posición 'abierto'. Realizar distintas maniobras de cierre y apertura y verificar nuevamente los niveles de aceite.

2.- Sustitución de los os El mantenimiento de los os depende, como es natural, del servicio prestado por el interruptor. Para determinar la sustitución de los os, bastará con examinar el estado de la tulipa del o fijo inferior 3.6 (ver fig. N' 52). Si este elemento presenta un grado de desgaste notable, procédase a examinar y sustituir igualmente si es necesario. El o móvil 14, con sus arandelas elásticas 14-2. La cámara de ruptura 1. Para llevar a efecto la sustitución, realizar los pasos descritos en 2.1 y 2.2, ver figura 8.15. 2.1 Desmontaje de un polo. El interruptor ha de estar en posición "abierto" y sin tensión. Vaciar de aceite, retirando el tapón 33 de la parte inferior del polo. Desatornillar los 6 tornillos cabeza "Allen" y retirar, tirando hacia abajo, la tapa 3, (solidaria del o inferior 3-6 y de la cámara Finalmente, desmontar la tapa superior 15, retirar el eje 14-1 del o móvil 14 y quitar éste último. 2.2 Montaje de un polo. Procédase en orden inverso de las operaciones anteriores del apartado 2.1.

362

Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia Sustitúyanse si es necesario las juntas. Verifíquese especialmente el estado de las juntas toroidales 4 y 9 (de la tapa inferior 3).

8.1.3

Interruptores automáticos ISODEL HIP-300

Los interruptores automáticos de pequeño volumen de aceite, serie HIP- 300, fueron construidos para tensiones de servicio comprendidas entre 6 y 36 KV, y en cuanto a su montaje se refiere, se realizan sobre mural, carretón y seccionable, todos ellos para interior. A - EXTINCION DEL ARCO La extinción del arco se debe a la aplicación del principio de soplado mixto, axial-transversal del aceite, en el recorrido del arco, dentro de una cámara de corte. El ciclo de reenganche rápido para estos interruptores, es el siguiente: O - 0.25 a 0.3 seg. - CO - 3 min. - CO donde O: es desconexión C: conexión B - DESCRIPCION GENERAL DE UN POLO El movimiento de desenganche del o se realiza de arriba a abajo. La estructura principal de un polo se puede observar en la figura 8.20.

Fig. 8.19 - Interruptor, tipo HIP.

363


Fig. 8.20: Estructura de un polo del interruptor HIP-300 y leyenda C - REALIZACION DE LA CONSERVACION En la figura 8.22 están representadas con letras mayúsculas las operaciones que describimos a continuación:

364

Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia 1.- Rellenado de aceite. A.retirando el

Cuando el nivel de aceite esté por debajo de la marca 'MIN'. echar aceite tapón de llenado (18) y esperar la indicación del nivel de aceite.

2.- Cambio de aceite de un polo. B.C.D.E.F.-

La extracción del aceite se efectúa desatornillando el tapón de aceite (37). Desatornillar el tornillo (19). Quitar el carter superior (15). Enjuagar con aceite limpio, realizando el llenado a continuación. Al llenar de aceite, tener en cuenta un cierto retardo en la indicación dada por el nivel.

3.- Control de los os. C.D.F.G.-

Desatornillar el tornillo (19). Quitar el carter superior (15). Desatornillar los tornillos de fijación del o de inserción (11) Sacar el o de inserción (11)

4.- Sustitución del anillo parachispas. H.-

Con el o de inserción (11) desmontado, desatornillar el anillo parachispas (8) con una llave combinada de ISODEL.

Fig. 8.21: 6.- Varilla de o, 8.- Anillo parachispas, 9.- Dedo de o. 5.~ Sustitución de los dedos de os. I.- Sacar los dedos de os (9) y las láminas resorte. K.Introducir de nuevo los dedos y resortes. Prestar atención al montaje correcto de las láminas. Si fuera necesario las zonas de o se frotarán con una lija fina y se engrasarán con vaselina neutra.

365

Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia 6.- Sustitución de la varilla de o. L.M.N.-

Con el interruptor en posición conectado, coger la varilla de o (6). con la pinza de la llave combinada ISODEL. Con llave de boca 27 y girando a la izquierda en la tuerca, se extrae la varilla. Al volver a montar. apretar hacia abajo fuertemente la varilla y seguidamente roscar y apretar a fondo.

7.- Desmontaje del bloque de la cámara de corte. O.P.Q.R.S.-

Quitar la conexión superior, en los casos que proceda. Desatornillar la brida de apriete con la llave combinada. Sacar los discos de la cámara de corte. Al montaje, prestar atención a la posición correcta y orden de colocación. Apretar a fondo la brida Montar de nuevo todas las juntas.

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Fig. 8.22: Descripción de la conservación en interruptores HIP-300

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D - DESCRIPCION Y FUNCIONAMIENTO DEL MANDO Los interruptores HIP-300 disponen de un mando denominado BNRM, previsto para la maniobra. Utilizan para el cierre la energía almacenada en dos resortes de tracción y para la apertura. la energía de los resortes del Interruptor (32 de figura 65), previamente tensado por el mando. En el mando BNRM el tensado de los resortes puede hacerse automáticamente mediante el motor, después de haberse realizado la maniobra de enganche. También se puede utilizar la manivela para tensado manual. La orden de cierre y la de apertura pueden darse desde el mando, o a distancia.

1- Palanca de enganche. 2- Palanca de desenganche. 3- Indicador de posición y estado de los resortes. 4- Manivela para tensado manual. Fig. 8.23 - Cubierta del mando BNRM. 1 Descripción del mando En la figura 8.24, se aprecia la representación esquemática de mando BNRM. El dibujo lo representa en la posición Resortes tensados Interruptor desenganchado y comprende los elementos principales siguientes: - Un eje de arrastre (1), previsto en su extremo anterior de un diente de lobo en el que engrana la manivela (2), que, girando en el sentido de las agujas de un reloj, tensa los resortes, en tres vueltas. mediante una cadena de rodillos (3). Sobre este eje va calado un disco dentado (4), que retiene las sucesivas posiciones durante el tensado de los resortes (5). - Otro eje (6), que, movido por la cadena de rodillos (3) mediante la rueda (7). permite ir tensando los resortes, que quedan retenidos, después de cierta carrera angular, por el trinquete [8). Esta energía se libera al quitar la retención del trinquete. haciendo realizar al eje (9). solidario del disyuntor. una carrera angular de 155º. - Una leva fija (10). sobre la cual resbala el rodillo (11) del trinquete (12) que impulsa la palanca del disyuntor durante el "enganche" y le permite los 155º de giro. Cesa el arrastre cuando el rodillo se aloja en el escalón de la leva. - El trinquete de retención (13) de los resortes del disyuntor que. cuando se libera, permite a la palanca (14) realizar un giro de 155º. en sentido contrario a las agujas del reloj.

368


-

-

indicador de posición (15) de los resortes del disyuntor, accionado directamente por los resortes y por la palanca (16). Los mandos motorizados (figura 8.24) utilizan la energía del motor a través de un sin fin (17) y una corona helicoidal (18), que, a su vez, lleva un eje excéntrico para transmitir, mediante la biela (19). un movimiento alternativo al conjunto formado por el disco de enclavamiento (4) y los trinquetes (20 y 21). el primero de arrastre y el segundo de retención. Interruptor fin de curso (22) del motor, accionado a través de la palanca (23). la biela (24) y otra palanca (25) que lleva un rodillo que presiona continuamente sobre el volante (25) el que, mediante la leva (27), interrumpe la alimentación del circuito eléctrico del motor en el momento adecuado. Asimismo los os de señal son accionados por medio de una transmisión cuya biela (26) se fija sobre la palanca (14). Los mandos van previstos de una cubierta para proteger el mecanismo (Figura 8.23). Sobre esta cubierta hay ventanas que permiten la observación del indicador de posición, introducir la manivela para el rearme manual dé los resortes y la salida de las puntas de palanca para el "enganche" y el "desenganche" a mano, todas perfectamente visibles en la parte frontal del mando. Esta cubierta se fija con cuatro tornillos, lo que facilita el desmontaje, en caso de necesidad.

REPRESENTACION INTERRUPTOR CERRADO, RESORTES TENSADOS.

Fig. 8.24 - Representación esquemática del mando BNRM.

369

Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia 2.- Funcionamiento. Para mejor comprensión, consultar el diagrama esquemático de la figura 8.24. a) Tensado Girando la manivela (2). en el sentido de las agujas del reloj. se pone en movimiento el piñón (29) y el disco de enclavamiento (4). que, mediante el trinquete (21). retiene la tensión de los resortes. La cadena de rodillos (3) transmite el movimiento al eje (6). donde va calada la palanca (30) que tensa los resortes. Esta palanca (30). después de pasar su punto muerto, queda retenida, apoyando el rodillo (31) del disco (26) en el trinquete (8) y de esta manera deja inmovilizado al eje (6) en posición "resortes tensados". El indicador (15) señalará esta posición a través de la biela (32). Cuando el mando es motorizado, el motor sustituye a la manivela y actúa, al recibir automáticamente alimentación a través de su circuito eléctrico, por medio del tornillo sin fin (17) y la corona helicoidal (18), que transmite el movimiento a la biela (19). la que a su vez, mediante el trinquete de arrastre (20). hace girar el disco de enclavamiento (4), continuando seguidamente el mismo proceso que en el mando manual. La alimentación del motor queda cortada cuando los resortes están totalmente tensados, accionando su interruptor de fin de curso (33) por la leva (27). que mueve la palanca (23) mediante otra leva (24) y el rodillo de la palanca (25). El motor se alimentará de nuevo en el momento que se realice el destensado de los resortes. b) Enganche del interruptor Accionando la palanca de "enganche" manual (34) por medio de su transmisión, o excitando la bobina (35) se suprime la retención del rodillo (31) al girar el trinquete (8), apoyado sobre el rodillo (36) de la palanca (37), que ha sido impulsada por la bobina o manualmente. El volante (26) gira mediante la acción de los resortes. El trinquete (12) gira asimismo con este volante, deslizándose el rodillo (11) por la pista de la leva fija (10). En este giro arrastra al rodillo (38) de la palanca (14), calada sobre el eje (9) de accionamiento del interruptor, hasta que el rodillo (11) lleva al escalón de la leva fija, en cuyo momento deja de arrastrar a la palanca (14). siguiendo el trinquete su carrera hasta quedar en reposo. La palanca (14) sobrepasa el trinquete de retención (13) y vuelve a caer sobre el, dejándole retenido. Así tenemos la posición "interruptor enganchado". En los mandos motorizados, los resortes vuelven a tensarse automáticamente, dejando el mando preparado para un nuevo "enganche". En los mandos manuales hay que realizar el nuevo tensado con la manivela. El indicador (15) señala la posición correspondiente por medio del eje (39). accionado por la palanca (16) y la biela (28). fija en la palanca (14). Los os de señal (40) cambian por medio de la biela (41) en cada posición de la palanca (14). c) Desenganche del interruptor Accionando la palanca de "desenganche" manual (42) o excitando la bobina (43), el trinquete (44) bascula sobre su eje., liberando el trinquete (13) sobre el que estaba apoyado el rodillo de la palanca (14) que soportaba los resortes de "desenganche" del interruptor. Impulsada por estas resortes, la palanca [14) gira 155º en sentido contrario al de las agujas del reloj. Ya tenemos el interruptor "desenganchado". d) Enclavamiento La pista de la palanca (14) sobre la que se desliza el rodillo (45) de la palanca acodada (46) realiza las siguientes funciones:

370

Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia Impide la maniobra de "enganche" si el disyuntor ya está enganchado o durante la maniobra de "desenganche". En efecto, la palanca (37) no puede girar para liberar el trinquete (8) por impedirlo el tetón de la palanca acodada (46).

Fig. 8.25: Esquema eléctrico del mando BNR E3M

8.1.4 Interruptores automáticos ISODEL HPF-307g Los interruptores automáticos para intemperie HPF-307, están basados en el principio de corte en reducido volumen de aceite. Este tipo de interruptores es de los de polos separados sobre un carretón único de ruedas con pestañas.

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1 - Polos. 2 - Bastidor con transmisión. 3 - Mando FKF-301. Fig. 8.26 .- Interruptor HPF-3O7g.

A - EXTINCION DEL ARCO En estos interruptores se aplica el mismo principio de extinción que se ha descrito en los interruptores objeto de este curso. El ciclo de reenganche rápido para estos interruptores es el siguiente: 0 – 0,25 a 0,3 seg. - CO - 3 min. - CO de donde O: es desconexión C: es conexión B - DESCRIPCION Cada polo está constituido por la columna de corte, cabeza superior (7) y mecanismo de accionamiento (16) en su parte inferior. La columna de corte aloja en su interior, la cámara de extinción (4) la cámara de corte (5), los os fijos superiores (1) y los fijos inferiores (2), y también la varilla móvil de o (3). que penetra en su desplazamiento en los os superiores y está equipada en su extremo con una punta antiarco (34) de alto punto de fusión. La cámara de corte (5) absorbe las sobrepresiones debidas al proceso de corte, evitando así que las porcelanas (8) y (39) sean afectadas.

372


Fig. 8.27 – Estructura de un polo del interruptor HPF – 308g. La cámara de corte (5) sirve de soporte también, a la cabeza (7) con todos sus rios, quien a su vez sirve de apoyo a la arandela elástica (8) para que ésta pueda transmitir su esfuerzo a la junta (g). La cabeza superior (7) que se hace solidaria con la cámara (5) por medio de la tuerca (12) expansión, comunicados entre si por el respiradero (13) y la válvula de impulso (15). Por efecto del corte de la corriente (cuando tiene lugar la apertura del disyuntor en carga) se produce una gran cantidad de gases que se acumulan en la cámara (10) originando un golpe de presión. que nos cierra la válvula (15). este aumento de presión nos corta el arco en la cámara de extinción (4). Los gases a presión escapan a través del respiradero (13) y después de un cierto tiempo la presión habrá disminuido, hasta igualarse a ambos lados de la válvula (15) con lo que entonces se abrirá. Los gases escapan por el respiradero (convenientemente calibrado) dirigidos contra la pared de la cámara que es circular con lo que se origina un remolino de la mezcla aceite-gas, que nos permite recuperar su aceite por centrifugación. Los gases salen a la atmósfera a través de la caperuza de ventilación (14) mientras que el aceite recuperado pasa otra vez a la cámara de extinción (5) a través de la válvula (15). El carter (16), que aloja la manivela de accionamiento (23) de la varilla móvil de o. está lleno del aceite del disyuntor, por estar en comunicación directa con la columna de corte, un grifo de vaciado (17). en su parte inferior, permite tomar muestras del aceite para sus ensayos periódicos.

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia La transmisión del movimiento a la biela de accionamiento (23) se hace por medio de un juego de bielas con reglaje. La unión de la varilla móvil de o con la manivela de accionamiento (23) es hecha a través de bielas aislantes. Un visor de cristal (18) situado en la parte inferior de la cabeza, permite vigilar el nivel de aceite a diferentes temperaturas, así como el máximo y mínimo establecido.

Fig. 8.28: Transmisión del mando FKF – 301 a los polos C – FUNCIONAMIENTO El circuito se establece entre los os fijos (tipo de dedos elásticos dispuestos circularmente) superior (1) e inferior (2) al ser puenteados por la varilla móvil de o, ya que el superior (1) está comunicado eléctricamente a través de la cabeza (7) con la toma (24), y el inferior (2) lo está con la toma inferior (27), ver figura 8.27. Al cierre, la varilla móvil de o (3) es impulsada por el mecanismo de accionamiento hacia arriba con gran velocidad, deslizando dentro del o inferior fijo (2). Su extremo libre protegido con punta antiarco (normalmente de tungsteno) atraviesa la cámara de corte (4) y se aloja quedando aprisionado en el o fijo superior (1) estableciéndose entonces el circuito. Al final de su carrera su movimiento es amortiguado por medio de un amortiguador hidráulico montado en el chasis del disyuntor. La operación de apertura es justamente inversa, provocando la extinción del arco, cuando el extremo libre de la varilla móvil de o pasa por la cámara de extinción y por efecto de la sobrepresión, a que nos referíamos al principio. D - ENTRETENIMIENTO Y CONSERVACION 1.- Sustitución del aceite Para vaciar el aceite del disyuntor se utilizará el grifo (17). Para llenar el disyuntor con aceite nuevo, o regenerado, se utilizará el mismo grifo (17) cuando se disponga de una bomba, o bien

374

Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia vertiéndole por la parte superior desmontando para ello la caperuza (14) y la válvula (35). El contenido de aceite por polo es de unos 35 litros. 2.- Revisión de los os Para esta revisión no es necesario vaciar el aceite. una vez hecha esta observación y habiendo tomado las precauciones de seguridad para estos casos, con respecto al mando del interruptor y a la posición: a) b)

Se quitarán los tornillos (29). caperuza (14), tornillos (31) y cáncamo (32), entonces se podrá sacar el soporte (20) del o fijo superior (1) que pesa unos 6 Kgs.. ver figura 8.27. Si la superficie de los dedos de o (25) está de tal forma deteriorada que hace suponer un o eléctrico deficiente será precisa su reposición. Lo mismo puede decirse con relación al parachispas (30). Para revisar el extremo antiarco de la varilla móvil de o (34) es necesario llevar el disyuntor a la posicición de cerrado, con ayuda de la palanca auxiliar de accionamiento manual. Para desmontar este extremo antiarco se utilizará la llave especial que se envía con el disyuntor. Una vez hecha la revisión montar los diversos elementos que fueron desmontados. Es de hacer notar que el o fijo (2) no necesita normalmente ningún cuidado.

3.- Líquido del amortiguador La revisión del amortiguador hidráulico se limita a la vigilancia del liquido, que es petróleo exento de agua, este nivel tiene que ser el marcado con un trazo rojo en el visor. ver figura 8.28. 4.- Membrana de seguridad Cuando hayan tenido lugar cortes con potencias máximas, es aconsejable inspeccionar esta válvula (35) pues pudiera ser que por efecto de las grandes sobrepresiones que se originan, la membrana necesitara ser renovada. E - NOMENCLATURA GENERAL 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10. 11. 12. 13. 14. 15. 16. 17. 16. 19. 20. 21. 22.

o superior. o inferior. Tubo de o. Cámara de extinción. Cámara de corte. Aislador superior. Carter superior. Arandela de presión. Junta elástica. Cámara de aire para amortiguación. Recinto colector de aceite. Tuerca de presión. Válvula de respiración. Tapa de ventilación. Válvula de bola. Carter del mecanismo. Grifo de salida para el aceite. Visor para el nivel de aceite. Soporte de la cámara de corte. Soporte de os. Palanca del mando disyuntor. Eje accionamiento disyuntor.

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia 23. 24. 25. 26. 27. 28. 30. 31. 32. 34 35. 35. 37. 38. 39. 40. 41. 42. 43. 44. F-

Palanca acodada. Toma de corriente superior. Dedo de o. Soporte para el o deslizamiento. Toma de corriente inferior. Tornillo. Parachispas fijo. Tornillo para la tapa de la membrana y soporte para el o. Tuerca reguladora. Parachispas móvil. Tapa para la membrana y válvula seguridad Junta para la tapa de ventilación. Tornillos para los soportes de¡ recinto extintor. Tapa inferior de¡ mecanismo. Aislador soporte. Junta tórica. Anillo de estanqueidad. Junta (visor). Junta. Junta.

DESCRIPCION Y FUNCIONAMIENTO

Los mandos a motor y resorte FKF-301, sirven para el accionamiento a distancia o a pie del aparato de los interruptores HPF-307g. Utilizan para el cierre la energía acumulada en un resorte de banda espiral, y para la apertura la energía de los resortes del interruptor, previamente tensado por el mando. 1.-

Descripción

Su mecanismo se representa esquemáticamente en la Fig. 8.29 y se compone principalmente de: -

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Eje de levas 43. Que transmite la energía del resorte y en el cual van calados, la corona helicoidal 57 que aloja en su interior el resorte de banda 58, el trinquete de retención 49, el volante 46. la leva de rearme 44 y la leva de enclavamiento 50. Eje de mando 40. Que acciona la transmisión del disyuntor y que lleva casadas, la palanca 31 que mueve el señalizador óptico, la leva loca 29 que mueve a través de una transmisión el interruptor fin de curso del motor 13, la leva de enclavamiento 34, la palanca de rodillos 42, que mediante una biela acciona los os de señal y la palanca 39 que va unida a la transmisión del disyuntor. Dispositivo de enganche "E". Que comprende la bobina 2 que engancha a distancia y la palanca 10 para maniobra manual. En cualquier caso queda liberada la energía del resorte del mando produciéndose el enganche. Dispositivo de desenganche "A". Que retiene la energía de los resortes de desenganche del disyuntor mediante la bobina 4. la palanca 35 para desenganche a mano y el tope elástico 36 que limita la carrera angular de la palanca 42. Reductor "R". Compuesto de un tren de engranajes rectos y de un mecanismo de tornillo sin fin. rueda helicoidal que permite cargar el resorte por medio del motor 1 o de la manivela 19. os para señalización 6 y 7. El mando lleva dos bloques de 8 os para señalización, de los cuales 9 están disponibles, o pudiéndose ampliar previa consulta del cliente. interruptor fin de carrera del motor 13. Integrado por 4 circuitos, 2 empleados para alimentación del motor y 1 previsto para bloquear la bobina de enganche. Queda 1 libre. Estas os se cierran automáticamente en el momento en que se libra la energía del resorte espiral, para volver a rearmarlo de nuevo.

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia En el aparato de exterior FKF-301, la cabina está especialmente diseñada para proteger al mecanismo contra la acción de los agentes atmosféricos. Los elementos calefactores que llevan incorporados permiten por medio de un conmutador de 4 posiciones, regular la temperatura. Las tres amplias puertas que tiene la cabina permite la revisión de la totalidad de los mecanismos. El mando lleva una toma de corriente que puede ser empleada para conectar una lámpara de alumbrado. Asimismo en el interior de la puerta de servicio va colgada la manivela para rearme manual. Los picaportes de las puertas tienen la posibilidad de ser cerrados con candados. Para ser accionado el mando a distancia exige necesariamente una fuente de energía para alimentación de su motor y de los electroimanes de cierre y apertura.

REPRESENTACION INTERRUPTOR CERRADO. MUELLES TENSADOS. Fig. 8.29 ~ Representación esquemática del mando FKF-301.

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia 2.- Funcionamiento (Fig. 8.29) En la figura 8.29 se da una idea general del mando, estando representado en la posición del interruptor cerrado o enganchado y resorte tensado. a) Tensado del resorte 58. El tensado del resorte se realiza por medio del motor 1 o a mano por medio de la manivela 19, a través de un tren reductor de engranajes y tornillos sin-fin, 124 vueltas. El enganche interior del resorte va fijo en el eje 43 mediante un cubo, calado en dicho eje. Durante el tiempo de rearmado este eje permanece fijo por el trinquete 48. El resorte está alojado en el interior de la corona 57 y sujeto a la misma por su extremo exterior. Cuando la corona en que está alojado el resorte ha realizado un giro de 360º en sentido contrario a las agujas del reloj, queda tensado a fondo, entonces el tope 56 que está fijo a la corona desplazada a la palanca 55 la cual corta la alimentación del motor accionando el interruptor 13 a través de la leva libre 29 y lleva el índice del indicador a la posición "resorte tensado". También acciona la palanca de bloqueo 54 la cual desplaza a la manivela 19 impidiendo su engrane con el eje y que el resorte sea tensado con exceso. b) Enganche del disyuntor Si se excita la bobina 2 o se pulsa la palanca 10 se producirá el enganche del disyuntor, al ser liberada la palanca 49. Entonces el eje 43 realiza un giro de 360º impulsado por la energía del resorte arrastrando la leva de rearme 44, la cual al deslizarse sobre el rodillo de la palanca 42 hace girar al eje 40 en que está calada un ángulo de 60º realizando la palanca 39 a través de la transmisión el cierre del disyuntor. El final de la carrera angular de la palanca 42 está asegurado por el tope elástico 36. El cambio de los os de señal 6 y 7. la realiza la biela 38 que va unida a la palanca de rodillos. La palanca 31 acciona el índice del indicador llevándolo a la posición "disyuntor enganchado". La leva 50 hace girar al eje 52 por medio de la palanca 51, la cual cierra los circuitos de alimentación del motor que comienza automáticamente a tensar el resorte. Después del giro de 360º del eje 43 en sentido contrario a las manillas del reloj, la palanca 49 vuelve a quedar retenida por el trinquete 48. Con el fin de que esta retención no sea muy brusca lo cual podría dañar al aparato, sobre este mismo eje va acoplado un volante 46 y unas discos de fricción 45. Este acoplamiento está graduado para un par determinado lo que constituye una compensación del par motor y una cierta reserva de energía que asegura el cierre completo de los os de enganche. La reserva de energía contenida en el resorte, representa un excedente de 30% a 40% en relación al trabajo necesario para enganchar el disyuntor. Al final de la carrera de enganche. cuando la palanca 49 choca con el trinquete 48 el acoplamiento a fricción permite al volante desplazarse respecto al eje y absorber por rozamiento el exceso de energía. Dos enclavamientos impiden un escape intempestivo del trinquete de enganche 48. 1) La leva de enclavamiento 34 sobre el eje 40 y la palanca 29 cuando el interruptor está enganchado. 2) La leva de enclavamiento 29 que gira loca en el eje y la palanca de enclavamiento 41 cuando el resorte de enganche está destensado o no está totalmente tensado. 0 sea que durante el enganche del disyuntor el eje 43 gira y levanta por medio de la leva 50 la palanca de enclavamiento 51 la cual hace girar la leva de enclavamiento 29 a través de la varilla 59 con lo que queda bloqueada la palanca 41. Este bloqueo no queda liberado hasta que el resorte de enganche está totalmente tensado por el motor y el tape de la corona helicoidal ha accionado la palanca 55.

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia c) Desenganche del interruptor. El desenganche del interruptor se realiza excitando la bobina 4 o pulsando la palanca 35 que libera la energía almacenada en los resortes del interruptor y que a través de la transmisión y la palanca 39 hace girar la palanca 42 un ángulo de 60º. La rotación del eje 40 invierte la posición de los os de señal y el índice del indicador a través de sus transmisiones.

Fig. 8.30 : Esquema eléctrico del mando FKF-301

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8.2 Interruptores de hexafluoruro de azufre SF6 8.2.1 Interruptor FLUARC FB4 MERLIN GERIN

Fig. 8.31: Interruptor automático FB4 fijo con mando lateral

Los disyuntores FB4 utilizan el hexafluoruro de azufre (SF6) para el aislamiento y corte. El principio de corte es la autocompresión. Están constituidos por 3 polos separados y un mando fijado sobre un soporte. Cada uno de los polos encierra todas las partes activas en una envolvente aislante. Esta envolvente está llena de SF6 a la presión de 1,5 bar. La duración de la apertura entre la aplicación de la tensión sobre el dispositivo de apertura y la separación de los os de arco es de 45 a 65 ms. La duración del corte entre la aplicación de la tensión en el dispositivo de apertura y la extinción del arco es de 60 a 80 ms. La duración del cierre entre la la aplicación de la tensión en el dispositivo de cierre y la unión de los os es de 60 a 90 ms.

La secuencia de maniobra asignada es : O-3mn – CO – 3mn – CO Siendo: O : Apertura C : Cierre ENTRETENIMIENTO Y CONSERVACION En las sucesivas secuencias se representan las operaciones de mantenimiento de los interruptores FB4: 1 Mecanismo de mando por acumulación de energía El mecanismo de mando es un conjunto de acumulación de energía a resortes. Asegura al disyuntor una velocidad de cierre o de apertura independiente del operador. Está equipado con un dispositivo de tensado de resortes eléctrico y un tensado de resortes manual de socorro. El tensado de resortes manual se puede mantener a voluntad en la posición de resortes tensados o destensados. El tensado de resortes eléctrico es automático después de cada cierre del disyuntor. El cierre o apertura del disyuntor se puede provocar por medio de pulsadores de maniobra o bien por reles. El mando eléctrico asegura la imposibilidad de cerrar el disyuntor si existe una orden permanente de apertura, salvo con el relé a emisión de corriente el aparato cierra y abre inmediatamente.

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Esquema eléctrico general:

En este esquema, los resortes están tensados y el disyuntor "abierto". El o "Ml" está ligado a la posición de resortes "tensados" o "destensados". Permanece cerrado cuando los resortes están destensados. Los os CXl y CX2 están unidos a la posición del disyuntor "abierto" ó "cerrado". El o de la cerradura SV está abierto mientras el disyuntor está enclavado en posición "abierto".

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Mantenimiento sistemático preventivo:

Antes de efectuar las operaciones siguientes deberán seguirse las siguientes precauciones: - Para el a los diversos órganos abrir el disyuntor. - Cortar la alimentación de los circuitos auxiliares. - Efectuar el cierre y luego una apertura por medio del pulsador manual. Después de las operaciones de mantenimiento, efectuar varias maniobras manuales y eléctricas para asegurarse del buen funcionamiento del aparato. 3.1 Mantenimiento del mecanismo de mando (48) El mantenimiento se efectuará cada cinco años o cada 5000 maniobras. No obstante el podrá determinar si la frecuencia de las operaciones de mantenimiento ha de ser más importante en función de las condiciones de explotación que sólo el conoce. Proceder a un limpiado y a un engrase general del mecanismo de mando y varillaje. Utilizar aceite fluido multigrado, grasa para bajas

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Operación y Mantenimiento de Interruptores de Potencia temperaturas y grasa de bisulfuro de molibdeno.

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BIBLIOGRAFÍA: Documentación Técnica, Celdas, protecciones, aparamenta, interruptores de potencia de AT, MT y BT: SCHNEIDER ELECTRIC, S.A. Catalogos: SCHNEIDER ELECTRIC, S.A, A.E.G.S.A., LABORATORIO ELECTROTÉCNICO, S.A, GARDY, SIEMENS,S.A., ISODEL,S.A. Manual teórico-práctico SCHNEIDER. Instalaciones de BT. Cahiers Techniques SCHNEIDER ELECTRIC: PT 004, PT 052, PT 060, CT 078, CT 079, CT 101, CT 143, CT 158, CT 154, CT 171, CT 193, CT 201. RAT (Reglamento sobre Condiciones Técnicas y Garantías de Seguridad en Centrales Eléctricas, Subestaciones y Centros de Transformación). Procedimientos y Gamas de Mantenimiento: SEMAT, S.A, RYCESA. CELESAT, S.A. “Carné de prescripciones de seguridad para trabajos y maniobras en instalaciones eléctricas”: AMYS (UNESA). Prescripciones de seguridad en la construcción, explotación y mantenimiento de instalaciones eléctricas: MONTOLIU GILI A. REAL DECRETO 614/2001, de 8 de junio, BOE nº 148, de 21 de junio sobre Riesgo Eléctrico. Normas IEC relacionadas en el texto: IEC 60947, IEC 60056, IEC 694, IEC 909, IEC 964, IEC 56, IEC 644, IEC 129, IEC 265. IEC 787 Normas UNE relacionadas en el texto: UNE EN 60076, UNE EN 60947, UNE EN 60694, UNE EN 60898, UNE EN 60460, UNE 20100, UNE 20104, UNE 20460, UNE 21062, UNE 21139, UNE 21309, UNE 62271, UNE 20436, UNE 20460, UNE 21081. Equipos de medida y control: ROBINSON INSTRUMENTS, PROGRAMMA ELECTRIC, MEGGER INSTRUMENTS,

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