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Subestaciones eléctricas. Equipo primario



  1. Introducción
  2. Definición, clasificación y
    elementos constitutivos de una
    subestación
  3. Transformadores de potencia
  4. Interruptores de potencia
  5. Cuchillas y fusibles
  6. Apartarrayos
  7. Mantenimiento a equipo
    primario
  8. Bibliografía

SÍNTESIS UNIDAD 1: EQUIPO
PRIMARIO EN SUBESTACIONES ELÉCTRICAS

Introducción

Los equipos primarios en las subestaciones,
como su nombre lo indica, es la parte más importante ya
que de estos depende la calidad y el servicio de la
energía eléctrica que será entregada al
cliente. Cada uno de ellos elabora un papel muy importante en el
sistema eléctrico nacional, desde los transformadores,
capaces de transformar diferentes valores de voltaje-corriente,
hasta los interruptores, que son muy utilizados para proteger y
realizar maniobras para mantener los demás equipos en buen
estado.

En el presente documento se expone
cuáles son sus equipos primarios y que tipos hay, sus
definiciones, sus partes, etc.

Definición, clasificación y
elementos constitutivos de una
subestación

Los elementos primarios que constituyen una
subestación, según Enríquez, Harper (2005),
son los siguientes:

1. Transformador.

2. Interruptor de potencia.

3. Restaurador.

4. Cuchillas fusibles.

5. Cuchillas desconectadoras y cuchillas de
prueba.

6. Apartarrayos.

7. Tableros duplex de control.

8. Condensadores.

9. Transformadores de
instrumento.

Sus respectivas definiciones,
clasificaciones y (en algunos casos) elementos se exponen a
continuación:

Transformadores
de potencia

Un transformador es un aparato
eléctrico que por inducción electromagnética
transfiere energía eléctrica de uno o más
circuitos, a uno o más circuitos a la misma frecuencia,
usualmente aumentando o disminuyendo los valores de
tensión y corriente eléctrica.

Figura 1: Partes internas de un
transformador.

Fuente: Enríquez, H
(2005).

Los elementos básicos de un
transformador de potencia son los siguientes:

1. Núcleo de circuito
magnético.

2. Devanados.

3. Aislamiento.

4. Aislantes.

5. Tanque o recipiente.

6. Boquillas.

7. Ganchos de sujeción.

8. Válvula de carga de
aceite.

9. Válvula de drenaje.

10. Tanque conservador.

11. Tubos radiadores.

12. Base para rolar.

13. Placa de tierra.

14. Placa de
características.

15. Termómetro.

16. Manómetro.

17. Cambiador de derivaciones o
taps.

Cabe mencionar que, debido al diseño
del transformador, puede tener más elementos o menos de
los mencionados.

Figura 2: Vista de lado de alta de
transformador de potencia.

Fuente: Enríquez, H.
(2005).

1.2.1 Clasificación de
transformadores.

Los transformadores se pueden clasificar
por:

a) La forma de su núcleo.

1. Tipo columnas.

2. Tipo acorazado.

3. Tipo envolvente.

4. Tipo radial.

b) Por el número de
fases.

1. Monofásico.

2. Trifásico.

c) Por el número de
devanados.

1. Dos devanados.

2. Tres devanados.

d) Por el medio refrigerante.

1. Aire.

2. Aceite.

3. Líquido inerte.

e) Por el tipo de enfriamiento.

1. Enfriamiento O A.

2. Enfriamiento O W.

3. Enfriamiento O W /A.

4. Enfriamiento O A /A F.

5. Enfriamiento O A /F A/F A.

6. Enfriamiento F O A.

7. Enfriamiento O A/ F A/F O A.

8. Enfriamiento F O W.

9. Enfriamiento A/A.

10. Enfriamiento AA/FA.

f) Por la regulación.

1. Regulación fija.

2. Regulación variable con
carga.

3. Regulación variable sin
carga.

g) Por la operación.

1. De potencia.

2. Distribución

3. De instrumento

4. De horno eléctrico

5. De ferrocarril

1.2.2 Tipos de enfriamiento en
transformadores.

Para prevenir el rápido deterioro de
los materiales aislantes dentro de un transformador, se deben
proveer los medios de enfriamiento adecuados, tanto para el
núcleo como para los devanados.

Los transformadores con potencias
inferiores a 50 KVA se pueden enfriar por medio del flujo de aire
circundante a los mismos. La caja metálica que los
contiene se puede habilitar con rejillas de ventilación,
de manera que las corrientes de aire puedan circular por
convección sobre los devanados y alrededor del
núcleo. Los transformadores un poco mayores se pueden
construir de la misma manera, pero se puede usar la
circulación forzada de aire limpio llamados tipo seco y se
usan por lo general en el interior de edificios, retirados de las
atmósferas hostiles.

Los transformadores del tipo
distribución, menores de 200 KVA, están usualmente
inmersos en aceite mineral y encerrados en tanques de acero. El
aceite transporta el calor del trasnformador hacia el tanque,
donde es disipado por radiación y convección hacia
el aire exterior del transformador. Debido a que el aceite es
mejor aislante que el aire, se usa invariablemente en los
transformadores de alta tensión.

Figura 3: Transformadores con enfriamiento
tipo AA y OA.

Fuente: Enríquez, H
(2005).

En el caso de los transformadores enfriados
por aceite, según Harper, los tanques se construyen de
lámina o placa de acero común. Estos tanques pueden
ser lisos, con paredes onduladas o con tubos radiadores,
según sea la capacidad de disipación
deseada.

Figura 4: Tipos de tanques para
transformadores enfriados por aceite.

Fuente: Enríquez, H
(2005).

Por tanto, los tipos de enfriamiento para
transformadores se clasifican en:

Tipo OA.

Sumergido en aceite con enfriamiento
propio. Por lo general en transformadores de más de 50 kva
se usan tubos radiadores o tanques corrugados para disminuir las
pérdidas; En capacidades mayores de 3000kva se usan
radiadores del tipo desmontable. Este tipo de transformador con
voltajes de 46kv o menores puede tener como medio de enfriamiento
líquido inerte aislante en vez de aceite.

El transformador OA es el tipo
básico y sirve como norma para capacidad y precio de
otros.

Tipo OA/FA.

Sumergido en aceite con enfriamiento
propio, por medio de aire forzado. Este básicamente un
transformador OA con adición de ventiladores para aumentar
la capacidad de disipación de calor.

Tipo OA/FA/FOA.

Sumergido en aceite con enfriamiento propio
a base de aire forzado y aceite forzado. Este transformador es
básicamente un OA, con adición de ventiladores y
bombas para la circulación de aceite

Tipo FOA.

Sumergido en aceite, enfriado con aceite
forzado y con enfriador de aire forzado. Este tipo de
transformadores se usa únicamente donde se desea que
operen al mismo tiempo las bombas de aceite y los ventiladores;
tales condiciones absorben cualquier carga a pico a plena
capacidad.

Tipo OW.

Sumergido en aceite y enfriado con agua. En
este tipo de transformadores el agua de enfriamiento es conducida
por serpentines, los cuales están en contacto con el
aceite aislarte del transformador. El aceite circula alrededor de
los serpentines por convicción natural.

Tipo AA.

Tipo seco, con enfriamiento propio, no
contiene aceite ni otros líquidos para enfriamiento; son
usados en voltajes nominales menores de 15 Kv en pequeñas
capacidades.

Tipo AFA.

Tipo seco, enfriado por aire forzado. Estos
transformadores tienen una capacidad simple basada en la
circulación de aire forzado por ventiladores o
sopladores.

1.2.3 Aislamientos en
transformadores.

Los tipos de aislamientos para
transformadores de potencia se dividen en 4:

Clase A: Diseñados para operar a no
más de 55°C de elevación de temperatura, que es
el próximo al punto de embullición del agua, pero
en el caso de los transformadores tipo seco, previene accidentes
con materiales combustibles en el área con el
transformador.

Clase B: La elevación de temperatura
puede no exceder los 80°C en las bobinas, por lo general
estos transformadores son más pequeños que los que
usan aislamientos clase A.

Clase F: Se relaciona con elevaciones de
temperaturas en las bobinas de hasta 115°C.

Clase H: Permiten diseñar para
elevaciones de temperatura de 150°C cuando está
operando el transformador a una temperatura ambiente de 40°C,
para que alcance hasta 190°C y con el punto más
caliente no exceda a 220°C.

1.2.4 Control de temperatura del
transformador.

La temperatura de un transformador se lee
por medio de termómetros de mercurio y, en algunos casos,
por medio de termopares colocados en los devanados que alimentan
a milivóltmetros calibrados en °C.

Existen varios métodos para
controlar la temperatura; los mas modernos son el control de
temperatura por medio del dispositivo de imagen térmica
con relevador T.R.O., y la protección por relevador
Buchholz.

El método de IMEGEN TERMICA se basa
en que cualquier sobrecarga o corto circuito dentro del
transformador se manifiesta como una variación de
corriente. El dispositivo está constituido por un a
resistencia de calefacción o caldeo; alrededor se
encuentra una bobina cuya función es recibir la corriente
de falla en los devanados, que se detecta por medio de un
transformador de corriente.

La corriente que circula por la bobina, al
variar, crea una cierta temperatura en la resistencia, y esto se
indica en un milivóltmetro graduado en °C.

El milivóltmetro se conecta por
medio de un puntero o un relevador T.R.O. que consiste de 3
micro-switch: el primero opera a una temperatura de terminada y
acciona una alarma, el segundo lo hace a una temperatura
límite y acciona a la bobina de disparo del interruptor,
quedando e transformador fuera de servicio.

También el relevador Bochholz nos
sirve para controlar la temperatura del transformador. Se usa en
los transformadores que usan tanque conservador; su principio de
operación se basa en que toda falla interna del
transformador va acompañada de una producción de
gases.

El relevador Buchholz se conecta en el tubo
que va del transformador al tanque conservador, de manera que los
gases producidos en aquel hagan que el aceite del tubo suba de
nivel,: Al variar el nivel se mueven y los flotadores que tienen
en su interior el relevador. Los flotadores, a moverse, accionan
un circuito de alarma, y si la falla es mayor accionan el
disparo.

La presión en los transformadores se
controla normalmente por medio de manómetros que pueden
tener accionamiento automático.

El nivel de aceite se controla mediante
indicadores de nivel que así mismo pueden tener
accionamiento automático. La rigidez dieléctrica
del aceite se controla tomando muestras periódicamente del
aceite del transformador por medio de la válvula de
muestra que se encuentra colocada por lo general en la parte
inferior del transformador.

1.2. 5 Conexión de
transformadores.

Conexión delta-delta.

La conexión delta-delta en
transformadores trifásicos se emplea normalmente en
lugares donde existen tensiones relativamente bajas; en sistemas
de distribución se utiliza para alimentar cargas
trifásicas a 3 hilos.

Conexión delta-estrella.

Esta conexión se emplea en aquellos
sistemas de transmisión en que es necesario elevar
voltajes de generación. En sistemas de distribución
es conveniente su uso debido a que se pueden tener 2 voltajes
diferentes (fase y neutro).

Conexión de transformadores
monofásico en bancos trifásicos.

Los transformadores monofásicos se
conectan en bancos trifásicos principalmente en dos tipos
de circuitos:

Conexión de transformadores
monofásicos en bancos trifásicos.

Los transformadores monofásicos se
conectan en bancos trifásicos principalmente en dos tipos
de circuitos:

a) En circuitos de muy alto
voltaje.

b) En circuitos donde se requiera
continuidad en el servicio. Normalmente se dispone de cuatro
transformadores monofásicos, tres en operación y
uno de reserva.

Las conexiones se hacen en transformadores
monofásicos para formar bancos trifásicos son en
general las mismas que se llevan a cabo en los transformadores
trifásicos.

Conexión
estrella-estrella.

Esta conexión se emplea en tensiones
muy elevadas, ya que se disminuye la cantidad de aislamiento.
Tiene la desventaja de no presentar oposición a las
armónicas impares; en cambio puede conectarse a hilos de
retorno.

Conexión estrella-delta.

Se utiliza esta conexión en los
sistemas de transmisión de las subestaciones receptoras
cuya función es reducir voltajes. En sistemas de
distribución es poco usual; se emplea en algunas ocasiones
para distribución rural a 20 Kv.

Conexión delta abierta-delta
abierta.

Esta puede considerarse como una
conexión de emergencia en transformadores
trifásicos, ya que si en un transformador se quema o sufre
una avería cualquiera de sus fases se puede seguir
alimentando carga trifásica operando el transformador a
dos fases, solo que su capacidad disminuye a un 58.8%
aproximadamente.

Los transformadores en V-V se emplean en
sistemas de baja capacidad y usualmente operan como auto-
transformadores.

Interruptores de
potencia

1.3.1 Definición y tipos de
interruptores.

Un interruptor es un dispositivo cuya
función es interrumpir y restablecer la continuidad en un
circuito eléctrico.

Si la operación se efectúa
sin carga (corriente), el interruptor recibe el nombre de
desconectador o cuchilla desconectadora.

Si la operación de apertura o de
cierre la efectúa con carga(corriente nominal), o con
corriente de corto circuito (en caso de alguna
perturbación), el interruptor recibe el nombre de
disyuntor o interruptor de potencia.

Los interruptores en caso de apertura,
deben asegurar el aislamiento eléctrico del
circuito.

Existen distintas formas de clasificar a
los interruptores, una de ellas, según Harper, es por
medio de extinción, pudiendo ser: interruptores en aceite
(que ya no se utilizan), interruptores neumáticos,
interruptores en vacío e interruptores en hexafloruro de
azufre.

También se clasifican los
interruptores como de construcción de "Tanque muerto" o de
"Tanque vivo". De tanque muerto significa que el tanque del
interruptor y todos sus accesorios se mantienen al potencial de
tierra y que la fuente externa y conexiones a la carga se hacen
por medio de boquillas convencionales. De tanque vivo significa
que las partes metálicas y de porcelana que contienen el
mecanismo de interrupción se encuentran montadas sobre
columnas de porcelana aislante y están, por lo tanto, al
potencial de línea. En la siguiente tabla se clasifican
por medio de su interrupción y su
disponibilidad.

Tabla 1: Tipos de interruptores.

Fuente: Enríquez, H
(2005).

1.3.2 Interruptor de aceite.

Los interruptores de aceite se pueden
clasificar en 2 grupos:

1. Interruptores de gran volumen de
aceite.

2. Interruptores de pequeño volumen
de aceite.

1.3.2.1 Interruptores de gran volumen de
aceite.

Estos interruptores reciben ese nombre
debido a la gran cantidad de aceite que contienen. Generalmente
se constituyen de tanques cilíndricos y pueden ser
monofásicos. Los trifásicos son para operar a
voltajes relativamente pequeños y sus contactos se
encuentran contenidos en un recipiente común, separados
entre sí por separadores (aislante). Por razones de
seguridad, en tensiones elevadas se emplean interruptores
monofásicos (uno por base de circuitos
trifásicos.

Las partes fundamentales en los
interruptores son:

Tanque o recipientes, 1.

Boquillas y contactos fijos,
2-5.

Conectores (elementos de conexión al
circuito), 3.

Vástago y contactos móviles,
4-6.

Aceite de refrigeración,
7.

Figura 5: Partes de un interruptor de gran
volumen de aceite.

Fuente: Enríquez, H
(2005).

Cuando opera el interruptor debido a una
falla, los contactos móviles se desplazan hacia abajo,
separándose de los contactos fijos.

Al alejarse los contactos móviles de
los fijos, se va creando una cierta distancia entre ellos, y en
función de esta distancia está la longitud del arco
eléctrico.

El arco da lugar a la formación de
gases, de tal manera que se crea una burbuja de gas alrededor de
los contactos, que desplaza una determinada cantidad de aceite.
En la siguiente figura, se aprecia el proceso de
interrupción.

Figura 6: Estructura interna de
interruptor.

Fuente: Enríquez, H
(2005).

Conforme aumenta la separación entre
los contactos, el arco crece y la burbuja se hace mayor, de tal
manera que al quedar los contactos en su separación total,
la presión ejercida por el aceite es considerable, por lo
que en la parte superior del recipiente se instala un tubo de
fuga de gases.

Los interruptores de grandes capacidades
con gran volumen de aceite originan fuertes presiones internas
que en algunas ocasiones pueden explosiones. Para disminuir estos
riesgos se idearon dispositivos donde se forman las burbujas de
gas, reduciendo las presiones a un volumen menor. Estos
dispositivos reciben el nombre de "cámaras de
extracción" y dentro de estas cámaras se extingue
el arco. El procedimiento de extinción es el
siguiente:

1. Al ocurrir una falla se separan los
contactos que se encuentran dentro de la cámara de
extinción.

2. Los gases que se producen tienden a
escapar, pero como se hallan dentro de la cámara que
contiene aceite, originan una violenta circulación de
aceite que extingue el arco.

3. Cuando el contacto móvil sale de
la cámara, el arco residual se acaba de extinguir,
entrando nuevamente aceite frío a la
cámara.

4. Cuando los arcos se han extinguido, se
cierran los elementos de admisión de la
cámara.

En la siguiente figura se expone un
diagrama de un interruptor de gran volumen de aceite con
"Cámara de extinción".

Figura 7: Cámara de
extinción.

Fuente: Enríquez, H
(2005).

El elemento de desconexión en los
interruptores de gran volumen de aceite lo constituyen los
contactos móviles. Estos contactos se pueden accionar en
general de 3 maneras distintas:

  • Mecánicamente, por medio de
    sistemas volante-bielas o engrane-bielas.

  • Magnéticamente, por medio de un
    electroimán conocido como bobina de disparo que
    acciona el trinquete de retención de los contactos
    móviles al ser energizado; se puede energizar
    manualmente (por medio de botón) o
    automáticamente (por medio de relevador).

  • La acción de conexión o
    desconexión se puede efectuar substituyendo el volante
    o los engranes con un motor eléctrico que puede
    operarse a control remoto.

Figura 8: Partes de interruptor de gran
volumen de aceite.

Fuente: Enríquez, H
(2005).

Figura 9: Partes de interruptor de gran
volumen de aceite.

Fuente: Enríquez, H
(2005).

1.3.2.2 Interruptores de pequeño
volumen de aceite.

Los interruptores de reducido volumen de
aceite reciben este nombre debido a que su cantidad de aceite es
pequeña en comparación con los de gran volumen. (Su
contenido varía entre 1.5 y 2.5% del que contiene los de
gran volumen.)

Se constituyen para diferentes capacidades
y voltajes de operación y su construcción es
básicamente una cámara de extinción
modificada que permite mayor flexibilidad de
operación.

El funcionamiento de este interruptor es el
siguiente:

1. Al ocurrir una falla se desconecta el
contacto móvil 3 originándose un arco
eléctrico.

2. A medida que sale el contacto
móvil, se va creando una circulación de aceite
entre las diferentes cámaras que constituyen el
cuerpo.

3. Al alcanzar el contacto móvil su
máxima carrera al aceite que circula, violentamente
extingue el arco por completo.

4. Los gases que se producen escapan por la
parte superior del interruptor.

Figura 10: Cámara de
interrupción.

Fuente: Enríquez, H
(2005).

Figura 11: Parte interna de cámara
de extinción.

Fuente: Enríquez, H
(2005).

1.3.3 Interruptores de aire.

Debido al peligro de explosión e
incendio que representan los interruptores en aceite, se fabrican
los interruptores neumáticos, en los cuales la
extinción del arco se efectúa por medio de un
chorro de aire a presión.

El aire a presión se obtiene por un
sistema de aire comprimido que incluye una o varias impresoras,
un tanque principal, un tanque de reserva y un sistema de
distribución en caso de que sean varios
interruptores.

El proceso general es el
siguiente:

1. Cuando ocurre una falla la detecta el
dispositivo de control, de tal manera que una válvula de
solenoide acciona a la válvula principal (2), ésta
se abre, permitiendo el acceso de aire a los aisladores huecos
(1).

2. El aire a presión que entra en
los aisladores huecos presiona por medio de un embolo a los
contactos (5).

3. Los contactos (5) accionan a los
contactos (6) que operan simultáneamente abriendo el
circuito.

4. Como los aisladores huecos (1) se
encuentran conectados directamente a las cámaras de
extinción (3), al bajar los contactos (5) para accionar a
los contactos (6) el aire a presión que se encuentra en
los aisladores entra violentamente a la cámara de
extinción (3) extinguiéndose el arco.

Figura 12: Proceso de funcionamiento de
interruptor de aire.

Fuente: Enríquez, H
(2005).

1.3.4 Interruptores de
vacío.

Los mejores conductores de electricidad,
según Harper, son aquellos materiales que ofrecen la
mayoría de electrones libres y, por el contrario, los
mejores aisladores o dieléctricos ofrecen el mínimo
número de electrones libres. Debido a que el vacío
constituye una ausencia de cualquier substancia y, por lo tanto,
una ausencia de electrones, en teoría, representa el mejor
dieléctrico.

Basado en esta teoría, pueden haber
grandes ventajas que se pueden realizar, si operan
mecánicamente los contactos eléctricos cuando abren
en una cámara de vacío.

La mayoría de los fabricantes han
sido capaces de construir tales dispositivos para su uso en alta
tensión. Dentro de las ventajas que se tienen, se pueden
mencionar los siguientes: son más rápidos para
extinguir el arco eléctrico, producen menor ruido durante
la operación, el tiempo de vida de los contactos es mayor
y elimina o reduce sensiblemente el riesgo de explosiones
potenciales por presencia de gases o líquidos.

El mantenimiento de estos interruptores es
reducido y se pueden usar en casi cualquier lugar, debido a que
no son afectados por la temperatura ambiente u otras condiciones
atmosféricas. En la siguiente figura se muestran las
partes principales de tal interruptor.

Figura 13: Interruptor de
vacío.

Fuente: Enríquez, H
(2005).

Figura 14: Partes de interruptor de
vacío.

Fuente: Enríquez, H
(2005).

1.3.5 Interruptores en hexafloruro de
azufre (SF6).

El SF6 tiene excelentes propiedades
aislantes y para extinguir arcos eléctricos, razón
por la que ha sido usado exitosamente, por más de veinte
años en la construcción de equipo en alta
tensión. En el caso de los interruptores, el uso del SF6
representa una solución ventajosa, funcional y
económica. Otra ventaja es el mantenimiento reducido en
comparación con los demás. Harper (2003) indica que
se fabrican en tensiones de hasta 800 kV y corrientes de corto
circuito de hasta 63 kA con dos cámaras de
interrupción por polo; dependiendo del voltaje y de la
capacidad interruptiva, se encuentran distintas
versiones:

  • Como cámara sencilla hasta 245
    kV y 50 kA.

  • Como dos cámaras y columnas
    sencillas entre 245-550 kV y 63 kA.

  • Como cuatro cámaras y dos
    columnas hasta 800 kV y 63 kA.

Cada polo de un interruptor consiste ya sea
de una, dos o cuatro cámaras interruptivas arregladas en
serie.

Figura 15: Interruptor SF6.

Fuente: Enríquez, H
(2005).

Figura 16: Polo de interruptor
SF6.

Fuente: Enríquez, H
(2005).

1.3.6 Especificaciones para interruptores
de potencia.

Existe una gran diversidad y al igual que
en los transformadores se deben especificar generalidades,
función del interruptor en la subestación, si la
subestación es de tipo interior o intemperie, si es de
accionamiento manual o automático.

Entre los datos técnicos que se
deben proporcionar se pueden mencionar como funcionamiento los
siguientes:

a) Tensión normal de
operación.

b) Corriente nominal.

c) Corriente de ruptura en KA.

d) Capacidad de ruptura en MVA.

e) Capacidad de ruptura para S SRG, de
duración de falla.

Algunas capacidades comerciales de
interruptores son:

Tipo "GC" Un solo tanque.

Características. 14.4 KV 100, 250,
500 MVA.

TIPO "G" Tres tanques.

Características. 14.4 hasta 69 KV,
-500 hasta 2500 MVA. Usado en transmisiones de
potencia.

TIPO "GM" Montado sobre el piso.

Características. 69 hasta 1614 KV,
-1500 hasta 1500 MVA. Empleando en sistemas de
trasmisión.

TIPO "GW" 230 KV a 345 KV 1200 a 1600
Amp.

Este interruptor se emplea para circuitos
de líneas de alto voltaje en que se requiere una capacidad
de interrupción muy rápida, y con
características de reenganche rápido
efectivo.

Cuchillas y
fusibles

1.4.1 Definición y operación
de cuchillas desconectadoras.

la cuchilla desconectadora es un elemento
que sirve para desconectar físicamente un circuito
eléctrico. Por lo general se operan sin carga, pero con
algunos aditamentos se puede operar con carga, hasta ciertos
límites.

1.4.2 Cuchilla fusible.

La cuchilla fusible es un elemento de
conexión y desconexión de circuitos
eléctricos. Tiene dos funciones: como cuchilla
desconectadora, para lo cual se conecta y desconecta, y como
elemento de protección.

El elemento de protección lo
constituye el dispositivo fusible, que se encuentra dentro del
cartucho de conexión y desconexión. El dispositivo
fusible se selecciona de acuerdo con el valor de corriente
nominal que va a circular por él, pero los fabricantes
tienen el correspondiente valor de corriente de ruptura para
cualquier valor de corriente nominal.

Los elementos fusibles se construyen
fundamentalmente de plata (en casos especiales), cobre
electrolítico con aleación de plata, o cobre aleado
con estaño.

1.4.3 Criterios de
selección.

Según Harper, los criterios
generales para la selección de las cuchillas
son:

  • Garantizar un aislamiento
    dieléctrico a tierra y sobre todo en la apertura. Por
    lo general, se requiere entre puntos de apertura de la
    cuchilla un 15 o 20% de exceso en el nivel de aislamiento con
    relación al nivel de aislamiento a tierra.

  • Conducir en forma continua la corriente
    nominal sin que exista una elevación de temperatura en
    las diferentes partes de la cuchilla y en particular en los
    contactos.

  • Debe soportar por un tiempo
    especificado (generalmente 1 segundo) los efectos
    térmicos y dinámicos de las corrientes de
    cortocircuito.

  • Las maniobras de cierre y apertura se
    deben realizar sin posibilidad de que se presenten falsos
    contactos o posiciones falsas aún en condiciones
    atmosféricas desfavorables.

Apartarrayos

1.5.1 Naturaleza de las sobretensiones y
sus efectos

Las sobretensiones que se presentan en las
instalaciones de un sistema pueden ser de dos tipos:

1. sobretensiones de tipo
atmosférico.

2. sobretensiones por fallas en el
sistema.

1.5.2 Definición y operación
de apartarrayos.

El apartarrayos es un dispositivo que nos
permite proteger las instalaciones contra sobretensiónes
de tipo atmosférico.

Las ondas que presentan durante una
descarga atmosférica viajan a la velocidad de la luz y
dañan al equipo si no se tiene protegido correctamente;
para la protección del mismo se deben tomar en cuenta los
siguientes aspectos:

1. descargas directas sobre la
instalación

2. descargas indirectas

De los casos anteriores el mas interesante,
por presentarse con mayor frecuencia, es el de las descargas
indirectas.

El apartarrayos, dispositivo que se
encuentra conectado permanentemente en el sistema, opera cuando
se presenta una sobretensión de determinada magnitud,
descargando la corriente a tierra.

Su principio general de operación se
basa en la formación de un arco eléctrico entre dos
explosores cuya operación esta determinada de antemano
deacuerdo a la tensión a la que va a operar.

Se fabrican diferentes tipos de
apartarayos, basados en el principio general de operación;
por ejemplo: los más empleados son los conocidos como
"apartarrayos tipo autovalvular" y "apartarrayos de resistencia
variable".

El apartarrayos tipo autovalvular consiste
de varias chapas de explosores conectados en serie por medio de
resistencias variable cuya función es dar una
operación más sensible y precisa. se emplea en los
sistemas que operan a grandes tensiones, ya que representa una
gran seguridad de operación.

El apartarrayos de resistencia variable
funda su principio de operación en el principio general,
es decir, con dos explosores, y se conecta en serie a una
resistencia variable. Se emplea en tensiones medianas y tiene
mucha aceptación en el sistema de
distribución.

La función del aparterrayos no es
eliminar las ondas de sobretensión

Presentadas durante las descargas
atmosféricas, sino limitar su magnitud a valores que no
sean perjudiciales para las máquinas del
sistema.

Las ondas que normalmente se presentan son
de 1.5 a 1 microseg. (Tiempo de frente de onda). La
función del apartarrayos es cortar su valor máximo
de onda (aplanar la onda).

Las sobretensiones originadas por descargas
indirectas se deben a que se almacenan sobre las líneas
cargas electrostáticas que al ocurrir la descarga se
parten en dos y viajan en ambos sentidos de la línea a la
velocidad de la luz.

Los apartarrayos protegen también a
las instalaciones contra descargas directas, para lo cual tiene
un cierto radio de protección. Para mayor seguridad a las
instalaciones contra las cargas directas se instalan unas
varillas conocidas como bayonetas e hilos de guarda semejantes a
los que se colocan en las líneas de
transmisión.

La tensión a que operan los
apartarrayos se conoce técnicamente como tensión de
cebado del apartarrayos.

El condensador se emplea como filtro con
los apartarrayos de los generadores.

Mantenimiento a
equipo primario

Es el cuidado que se debe tener en
cualquier tipo de máquinas durante su operación,
para prolongar su vida y obtener un funcionamiento
correcto.

En el caso particular de los
transformadores se requiere poco mantenimiento, en virtud de ser
maquinas estáticas. Sin embargo, conviene que
periódicamente se haga una revisión de alguna de
sus partes, como son:

1. Inspección ocular de su estado
externo en general, para observar fugas de aceite,
etc.

2. Revisar si las boquillas no están
flameadas por sobre tensiones de tipo externo o
atmosférico.

3. Cerciorarse de que la rigidez
dieléctrica sea la correcta, según las
normas.

4. Observar que los aparatos indicadores
funcionen debidamente.

5. Tener cuidado que los aparatos de
protección y control operen en forma correcta.

Bibliografía

Avelino, P. (2001). "Transformadores de
distribución: Teoría, cálculo,
construcción y pruebas".
México, Editorial
Reverté.

Enríquez, H. (2005).
"Fundamentos de instalaciones eléctridcas de mediana y
alta tensión".
México, Editorial
Limusa.

 

 

Autor:

Lira Martínez Manuel
Alejandro

DOCENTE: ING. CHIMAL Y ALAMILLA
FLORENTINO

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