MÁQUINAS ELÉCTRICAS I · PDF fileuniversidad nacional del callao facultad de ingenieria electrica y electronica escuela profesional de ingenieria electrica mÁquinas elÉctricas

UNIVERSIDAD NACIONAL DEL CALLAO

FACULTAD DE INGENIERIA ELECTRICA Y ELECTRONICA

ESCUELA PROFESIONAL DE INGENIERIA ELECTRICA

MÁQUINAS ELÉCTRICAS I

CICLO: 2010-B

DOCENTE:

ING. FREDY ADAN CASTRO SALAZAR

TEMA:

PUESTA A TIERRA CON NEUTRO ARTIFICIAL

TURNO: 01T

ALUMNOS:

ACOSTA ZAVALETA, Andrés 070025I

CARRASCO CASTRO, Alfredo 070523C

GAMARRA QUISPE, Saúl Abel 072567H

BELLAVISTA – CALLAO

DICIEMBRE - 2010

Universidad Nacional del Callao Escuela Profesional de Ingeniería Eléctrica Facultad de Ingeniería Eléctrica y Electrónica Ciclo 2010-B

Máquinas Eléctricas I Puesta a Tierra con Neutro Artificial 1

ÍNDICE GENERAL

Introduccion ............................................................................................................ 3

1. Objetivos ............................................................................................................ 4

2. Puesta a tierra de sistemas de energía industrial ............................................. 4 2.1 Definición de Puesta a Tierra ............................................................. 4 2.2 Características de los sistemas sin conexión a tierra ............................. 5

3. Sistema de neutro a tierra ................................................................................. 6 3.1 Importancia .................................................................................... 6 3.2 Sistemas de puesta a tierra neutro sólidamente ................................... 7 3.3 Oferta parcial de Protección .............................................................. 7 3.4 Ventajas de los sistemas de neutro a tierra ......................................... 7 3.5 Resistencia de puesta a tierra ........................................................... 8 3.6 Baja Resistencia en tierra neutral ...................................................... 8 3.7 Alta resistencia en tierra neutral ........................................................ 9

4. Resumen de puesta a tierra ............................................................................. 10 4.1 Sistema en Delta sin conexión a tierra ............................................... 10 4.2 Sistemas Sólidamente a neutro de tierra ........................................... 10 4.3 Sistemas de baja resistencia a tierra neutral ...................................... 10 4.4 Alta resistencia a tierra de sistemas neutral ....................................... 11

5. Clasificacion y pruebas de resistencias de puesta a tierra neutral ................. 12 5.1 IEEE-32 Normas ............................................................................. 12 5.2 Tiempo clasificación ........................................................................ 12 5.3 10-Segunda clasificación ................................................................. 12 5.4 Uno minuto clasificación .................................................................. 12 5.5 Diez minutos clasificación ................................................................ 12 5.6 Tiempo extendido clasificación ......................................................... 13 5.7 Estado estacionario clasificación ....................................................... 13 5.8 Pruebas ........................................................................................ 13 5.9 CSA normas y certificación .............................................................. 13

6. Selección de puesta a tierra neutral resistencias de sistemas industriales .... 14 6.1 Factores a tener en cuenta: ............................................................. 14 6.2 Proceso de selección ....................................................................... 15

7. Otros métodos de puesta a tierra .................................................................... 17 7.1 Transformador monofásico y carga de resistencia ............................... 17 7.2 Transformadores de puesta a tierra .................................................. 17 7.3 Transformador Zig-Zag ................................................................... 18 7.4 Transformadores estrella-triángulo ................................................... 19 7.5 Transformador en configuración alternativa de puesta a tierra en Estrella-

Delta ............................................................................................ 21

8. Especificaciones ............................................................................................... 22 8.1 Resistencias de Neutro a tierra ......................................................... 22 8.2 Características ............................................................................... 22 8.3 Transformadores Zig-Zag de puesta a tierra:...................................... 23 8.4 Características generales ................................................................. 23



8.5 Características de fabricación ........................................................... 24 8.6 Pruebas de rutina aplicadas ............................................................. 24 8.7 Accesorios incluidos ........................................................................ 24 8.8 Transformador aterrizador ............................................................... 26

9. Conclusiones .................................................................................................... 28

10. Bibliografía ....................................................................................................... 28

11. Anexos .............................................................................................................. 28 Anexo N° 1: Fotos Transformador Zig-Zag de la SE Tingo María 220-138 kV ...... 28 Anexo N° 2: Planos del Fabricante ............................................................... 28 Anexo N° 3: Planos del transformador Zig-Zag en la SE Tingo María 220-138 kV 28 Anexo N° 4: Especificaciones Técnicas Transformador Zig-Zag ......................... 28 Anexo N° 5: Neutros Artificiales ................................................................... 28 Anexo N° 6: CT062 Puesta a tierra del neutro en una red industrial MT ............. 28



INTRODUCCION

En nuestro país, los sistemas de distribución en 10 KV, en las principales ciudades, están conectados en delta, o sea son neutro aislado.

En cambio, en algunos lugares como en Chimbote y la zona rural de Huancayo los Sistemas de Distribución son en 13.2 KV, en estrella con neutro puesto a tierra.

Los sistemas en 22.9 KV, también en estrella con neutro a tierra, se están generalizando a nivel nacional

Una falla fase-tierra en un sistema eléctrico puede provocar accidentes que afecten al personal, equipos, materia prima y procesos productivos al interrumpir el suministro de electricidad y producir voltajes y corrientes excesivas.

En los sistemas de distribución con neutro aislado, las fallas por puesta a tierra de una línea son difíciles de detectar por lo cual la protección contra este tipo de fallas tiene un alto grado de dificultad. Estas fallas a tierra, no despejada oportunamente, tienen como consecuencia:

Pérdidas económicas para las empresas de distribución pues las líneas pueden estar operando con dos o tres de las fases con falla a tierra (no plena) y por lo tanto con fuertes pérdidas de energía.

Grave riesgo para los seres humanos que transitan cerca de una línea puesta a tierra.

Amenaza potencial de cruce con líneas de baja tensión vía tierra y, por lo tanto, riesgo para las personas, inclusive estando en el interior de sus hogares.

Para este tipo de fallas tenemos métodos como por ejemplo mediante la detección de las corrientes capacitivas (corrientes homopolares) descargadas por las líneas hacia el punto de falla y Mediante la detección de las corrientes de tierra, con la creación de un neutro artificial

El neutro artificial es una maquina eléctrica o una Reactancia Trifásica en conexión ZIG-ZAG de potencia adecuada. La potencia es función de la corriente de falla a tierra esperada así como del tiempo asignado para que el relé respectivo ordene la desconexión del interruptor del alimentador y así proteger los circuitos eléctricos



PUESTA A TIERRA CON NEUTRO ARTIFICIAL

1. OBJETIVOS

Conocer comportamiento de una falla fase-tierra en un sistema eléctrico

Conocer los métodos para detectar estas fallas a tierra

Entender la creación de un neutro artificial por medio de un transformador Zig-Zag para

la detección de fallas a tierra en un sistema con neutro aislado

2. PUESTA A TIERRA DE SISTEMAS DE ENERGÍA INDUSTRIAL

2.1 Definición de Puesta a Tierra

La tierra término se usa comúnmente en la industria eléctrica en el sentido de tanto "tierra

del equipo" y "puesta a tierra del sistema". "Equipo de puesta a tierra" significa la conexión

de tierra de las corrientes que están en materiales conductores como conducto, bandejas de

cables, cajas de derivación, cajas y marcos de motor. "Puesta a tierra del sistema" significa

que la conexión deliberada de tierra a los puntos neutros de los conductores de corriente,

tales como el punto neutro de un circuito, un transformador, la maquinaria de rotación, o un

sistema, ya sea sólida o con un dispositivo de limitación de corriente. La Figura N°1 ilustra

los dos tipos de conexión a tierra.

Fig. Nº1: Conexión a Tierra



2.2 Características de los sistemas sin conexión a tierra

Un sistema sin conexión a tierra es aquel en el que no hay una conexión intencional entre

los conductores y tierra. Sin embargo, en cualquier sistema, existe un acoplamiento

capacitivo entre los conductores del sistema y las superficies adyacentes a tierra. En

consecuencia, el "sistema sin conexión a tierra" es en realidad, un "sistema capacitivo a

tierra" en virtud de la capacitancia distribuida. Esto se muestra en la Figura N°2. En

condiciones normales, esta capacitancia distribuida no causa problemas. De hecho, es

beneficioso, ya que establece, en efecto, un punto neutro para el sistema, como se muestra

en la Figura N°3a. Como resultado, los conductores de fase se hizo hincapié en la tensión

sólo de línea a neutro sobre el suelo.

Sin embargo, pueden surgir problemas en condiciones de falla a tierra. Una falla a tierra en

una línea da resultados en todo el voltaje de línea a línea que aparece en todo el sistema.

Por lo tanto, una tensión de 1,73 veces la tensión normal está presente en todo el

aislamiento en el sistema, como se muestra en la Figura N°3b. Esta situación a menudo

puede causar fallas en los mayores motores y transformadores, debido a la rotura del

aislamiento.

Fig. Nº2: Sistema capacitos en líneas

La interacción entre el sistema de falla y su capacitancia distribuida puede causar

sobretensiones transitorias (varias veces lo normal) a aparecer de la línea a tierra durante el

cambio normal de un circuito que tiene una línea de falla a tierra (a corto). Estas

sobretensiones pueden causar fallos de aislamiento en puntos distintos de la culpa original.

Además, una segunda falla en otra fase puede ocurrir antes de la primera falla se puede

borrar. Esto puede resultar en la línea de muy alta a la línea de las corrientes de falla, daño

al equipo y la interrupción de los circuitos.

Además de los costos de daños en el equipo, los sistemas sin conexión a tierra los

problemas de localización de fallas presentes. Esto implica un tedioso proceso de ensayo y



error, en primer lugar aislar el alimentador correcto, entonces la rama, y finalmente el equipo

en falta. El resultado es innecesariamente largo y costoso tiempo de inactividad.

A pesar de los inconvenientes de un sistema sin conexión a tierra, tiene una ventaja

principal. El circuito puede continuar funcionando después de la avería de tierra en primer

lugar, suponiendo que se mantiene como un solo fallo. Esto permite la producción continua,

hasta una parada conveniente puede ser programada para mantenimiento.

Fig. Nº3: Sistema capacitos en líneas

3. SISTEMA DE NEUTRO A TIERRA

3.1 Importancia

Esta sección está dedicada a los beneficios comprobados de la conexión a tierra adecuada

del sistema, y, en particular, las ventajas añadidas de la resistencia (corriente limitada) de

puesta a tierra. La conexión intencional de los puntos neutros de los transformadores,

generadores y maquinaria de rotación a la red de conexión a tierra proporciona un punto de

referencia de cero voltios. Esta medida de protección ofrece muchas ventajas sobre un

sistema sin conexión a tierra, incluyendo:

Reducción de la magnitud de las sobretensiones transitorias

Locación simplificado de fallas a tierra

Mejora del sistema y la protección de fallas del equipo

Reducción del tiempo de mantenimiento y gastos

Mayor seguridad para el personal

Mejora de la protección contra rayos

Reducción en la frecuencia de fallas



3.2 Sistemas de puesta a tierra neutro sólidamente

3.3 Oferta parcial de Protección

Un sistema sólidamente a tierra es aquel en el que los puntos neutros han sido

intencionalmente conectados a tierra con un conductor que no tiene impedancia intencional,

tal como se muestra en la Figura N°4. Esto reduce parcialmente el problema de las

sobretensiones transitorias que se encuentran en el sistema sin conexión a tierra, siempre

que la avería de tierra actual es en el rango de 25 a 100% de la falla en el sistema de tres

fases de corriente. Sin embargo, si la reactancia del generador o transformador es

demasiado grande, el problema de las sobretensiones transitorias no se resolverá.

Mientras que los sistemas conectados directamente a tierra son una mejora con respecto a

los sistemas sin conexión a tierra, y acelerar la localización de fallas, que carecen de la

capacidad de limitación de corriente a tierra de la resistencia y la protección adicional que

ésta ofrece. Sistemas sólidamente a tierra se suelen limitar a los mayores, las aplicaciones

de bajo voltaje a 600 voltios o menos.

Fig. Nº4: Sistema sólidamente a tierra

3.4 Ventajas de los sistemas de neutro a tierra

Resistencia de puesta a tierra es sin duda el método más efectivo y preferido. Resuelve el

problema de las sobretensiones transitorias, lo que reduce daño al equipo. Esto se logra al

permitir que la magnitud de la corriente de falla a ser predeterminado por un cálculo simple

ley de los ohmios (ver Tabla 1). Así, la corriente de falla puede ser limitada, a fin de evitar

daños al equipo.

Tabla Nº 1



Además, la limitación de las corrientes de falla a los valores máximo predeterminado permite

que el diseñador de coordinar de forma selectiva la operación de dispositivos de protección,

lo que minimiza la interrupción del sistema y permite la rápida localización de la falla. Hay

dos grandes categorías de resistencia de puesta a tierra: resistencia a la baja y alta

resistencia.

En ambos tipos de conexión a tierra, la resistencia se conecta entre el neutro del secundario

del transformador y la tierra, como se muestra en la Figura N°5.

Fig. Nº5: Resistencia a tierra

3.5 Resistencia de puesta a tierra

3.6 Baja Resistencia en tierra neutral

Bajo tierra la resistencia de los límites de la neutralidad de falla a tierra de corriente a un

nivel alto (normalmente 50 amperios o más) con el fin de operar los relés de protección de

compensación de fallas y transformadores de corriente. Estos dispositivos son capaces de

borrar rápidamente la falla, por lo general en unos pocos segundos. La importancia de este

tiempo rápido de respuesta es que:

Limita los daños en el equipo

Evita que se produzcan fallas adicionales

Proporciona seguridad para el personal

Localiza la falla

La fallo limita el tiempo de respuesta actual y rápido también evita el exceso de calor y la

tensión mecánica en los conductores. Tenga en cuenta que como el sistema sólidamente a

tierra neutral, debe ser el circuito cerrado después de la avería de tierra primero. Las Bajas



resistencias de puesta a tierra suelen tener valor nominal de 400 A durante 10 segundos y

se encuentran comúnmente en los sistemas de media y alta tensión.

3.7 Alta resistencia en tierra neutral

Una alta resistencia a tierra de los límites de la neutralidad de falla a tierra de corriente a un

nivel muy bajo (normalmente menos de 25 amperios). Se utiliza en sistemas de baja tensión

de 600 voltios o menos (ver Figura N°6). Al limitar la corriente de falla a tierra, la falla puede

ser tolerada en el sistema hasta que pueda ser localizado y, a continuación aisladas o

retiradas en el momento oportuno. Esto permite la producción continua, proporcionando una

protección contra una segunda falla.

Puesta a tierra de alta resistencia neutral puede ser añadido a los sistemas sin conexión a

tierra sin el costo de la adición de relés de falla de compensación y los interruptores. Esto

proporciona un método económico de actualizar protecciones antiguas, en los sistemas sin

conexión a tierra

La resistencia debe ser de un tamaño para asegurar que el límite de falla a tierra actual es

mayor que el total del sistema de la capacitancia a tierra la corriente de carga. Si no es así,

pueden ocurrir sobretensiones transitorias.

En las aplicaciones de la minería, la tierra de alta resistencia neutro en combinación con los

relés de falla a tierra sensible y dispositivos de aislamiento, puede detectar rápidamente y

cerrar el circuito de falla. Esto proporciona al personal de operación con la mayor seguridad

que es esencial en este entorno hostil.

Otra ventaja importante es la eliminación de adquisiciones de flash peligroso y destructivo a

la tierra, que puede ocurrir en sistemas puesta a tierra.

Fig. Nº6: Alta Resistencia a tierra

Como es el caso con la mayoría de los sistemas, hay algunas desventajas a la resistencia

de puesta a tierra neutral alta:



Después de la falla a tierra en primer lugar, las dos fases sin falla da a lugar a la tensión

de línea a línea, como se muestra en la Figura N°7. Esto crea un aumento del 73% en la

tensión de voltaje en el aislamiento del sistema.

Cuando se produce una falla a tierra, el punto neutro de la red se eleva a la tensión de

línea a neutro sobre el suelo. Como resultado, el neutro no puede ser utilizado en el

sistema para las conexiones de carga como la iluminación de una sola fase.

En caso de una segunda falla que se produce en otra fase antes de la falla a tierra

primero se retira, una falla de línea a línea se crea.

Fig. Nº7: Falla en neutro a tierra

4. RESUMEN DE PUESTA A TIERRA

4.1 Sistema en Delta sin conexión a tierra

Al tiempo que ofrece algunas ventajas, tiene muchos inconvenientes de funcionamiento.

Sobretensiones transitorias de alta puede ocurrir que no son inmediatamente evidentes.

Además, las averías de tierra son difíciles de localizar.

4.2 Sistemas Sólidamente a neutro de tierra

Proporcionar una mayor seguridad para el personal, limitar el potencial del sistema a tierra, y

la velocidad de la detección y localización de la falla a tierra. Sin embargo, el sistema debe

ser cerrado después de la falla a tierra primero.

4.3 Sistemas de baja resistencia a tierra neutral

Sólo limitan la magnitud de la avería de tierra actual, de modo que los daños graves no se

produce. El sistema todavía se debe cerrar después de la falla a tierra primero. Este nivel de

resistencia de puesta a tierra se utiliza generalmente en sistemas de media y alta tensión.



4.4 Alta resistencia a tierra de sistemas neutral

Ofrecen importantes ventajas de funcionamiento. Ninguna parte del sistema tiene que ser

cerrado después de la falla a tierra primero. La ubicación de la falla a tierra se puede

determinar fácilmente sin interrumpir el funcionamiento del sistema, y el peligro para el

personal operativo es limitado.

Fig. Nº8: Sistema de Puesta a Tierra

(Cuadro 2 se presenta una comparación del desempeño de los métodos de puesta a tierra

diferente en una variedad de condiciones de funcionamiento y característica.)

Tabla Nº 2 Cuadro Comparativo de Evaluación de Desempeño



5. CLASIFICACION Y PRUEBAS DE RESISTENCIAS DE PUESTA A TIERRA NEUTRAL

5.1 IEEE-32 Normas

Calificación y pruebas neutral puesta a tierra resistencias IEEE-32-1972 normas IEEE-32 es

el estándar utilizado para la calificación y pruebas de resistencias de puesta a tierra neutral.

Los parámetros más importantes a considerar la posibilidad de la IEEE-32 son: la

temperatura admisible se eleva del elemento para diferentes "en" los tiempos; las pruebas

potenciales aplicadas; las pruebas de dieléctricas y las pruebas de tolerancia de resistencia

que se requieren. Resistencias de puesta a tierra post Glover son designados y construidos

para pasar todas estas pruebas rigurosas.

5.2 Tiempo clasificación

IEEE Standard de 32 especifica las clasificaciones de tiempo de pie para resistencias de

puesta a tierra (NGRs) con aumentos de temperatura admisible por encima de 30˚C

ambiental como se muestra en la tabla 3. Clasificaciones de tiempo indican el tiempo de que

la resistencia de puesta a tierra puede operar bajo condiciones de falla sin exceder la

temperatura se eleva.

5.3 10-Segunda clasificación

De esta clasificación se aplica en NGRs que se utilizan con un relé de protección para evitar

daños en el NGR y el equipo protegido. El relé debe despejar la falla dentro de 10 segundos.

5.4 Uno minuto clasificación

1 NGR a menudo se utiliza para limitar el terreno actual en varios alimentadores salientes.

Esto reduce el daño de equipos, limita el aumento de la tensión y mejora de la regulación de

voltaje. Dado motivos simultáneas podrían ocurrir en una rápida sucesión en diferentes

alimentadores, una calificación de 10 segundos no es satisfactoria. Se aplica la clasificación

de un minuto.

5.5 Diez minutos clasificación

Esta clasificación se utiliza con poca frecuencia. Algunos ingenieros de especifican una

calificación de 10 minutos para proporcionar un margen adicional de seguridad. Sin

embargo, hay un aumento en el costo.



5.6 Tiempo extendido clasificación

Este se aplica cuando una falla de suelo esté permitida a persistir durante más de 10

minutos, y donde la NGR no funcionará en su aumento de la temperatura durante más de un

promedio de 90 días al año.

5.7 Estado estacionario clasificación

Esta clasificación se aplica cuando el NGR se espera estar funcionando bajo condiciones de

falla de la tierra más de lo que un promedio de 90 días por año y / o es deseable mantener

el aumento de la temperatura por debajo de 385˚C.

5.8 Pruebas

De un ensayo potencial aplicada (HI-POT) es necesario para probar el aislamiento del

conjunto completo (o sus secciones). Para 600 voltios o menos, el potencial de aplicada la

prueba es igual a dos veces la tensión nominal del ensamblado (o sección) más de 1.000

voltios. Para las clasificaciones por encima de los 600 voltios, la prueba potencial aplicada

es igual a la tensión nominal de 2,25 veces, más de 2.000 voltios. La prueba de tolerancia

de resistencia permite más o menos 10 por ciento del valor nominal de resistencia.

Tabla Nº 3

5.9 CSA normas y certificación

CSA proporciona servicios de certificación para los fabricantes que, bajo licencia de CSA,

deseen utilizar las marcas registradas de CSA apropiadas sobre los productos de su

fabricación para indicar la conformidad con las normas de la CSA. El código eléctrico

canadiense es una publicación emitida por CSA. Parte 1 establece las normas de seguridad

para la instalación y mantenimiento de equipos eléctricos. Parte 11 consiste en las normas



de seguridad que rigen la construcción, las pruebas y marcado de los equipos eléctricos.

Para que resistencias a ser certificados por el CSA, deben cumplir las siguientes secciones

del código eléctrico canadiense:

a.) CAN/CSA-C22.2 Nº 0 - M91 - requisitos generales - canadiense eléctrico código, parte

11.

b.) C22.2 Nº 0,4 - M1982 - Vinculación y puesta a tierra de equipos eléctricos (protección a

tierra).

c.) CAN/CSA-C22.2 Nº 14 - M91 - equipos de control industrial.

d.) CAN/CSA-C22.2 no. 94 - M91 - gabinetes de propósito especial.

Además, se realizarán pruebas de fábrica en la conclusión de la fabricación y antes del

envío de cada conjunto de resistencia.

6. SELECCIÓN DE PUESTA A TIERRA NEUTRAL RESISTENCIAS DE SISTEMAS INDUSTRIALES

6.1 Factores a tener en cuenta:

Cuenta durante los años, que ha sido la práctica estándar para la conexión a tierra neutral

en plantas industriales: sistemas inferiores - sólidos b de toma de tierra

a.) 600 voltios y sistemas de baja - base sólida

b.) 2,4 a 13,8 kv - baja resistencia a tierra

c.) por encima de 13,8 kV a tierra sólida

Recientemente la resistencia en 600 voltios y sistemas de baja ha sido la de utilizar la

conexión a tierra de alta resistencia, con todas las ventajas inherentes que ofrece al usuario.

Los siguientes factores deben tenerse en cuenta al número de Resistencias de neutro a

tierra:

La capacitancia a tierra la corriente de carga de circuito protegido. La regla de oro es: En

los sistemas de 600 voltios o menos, 0.5 amperios por 1.000 kVA de capacidad de

transformación. – En sistemas de media y alta tensión (por encima de 600 voltios), 1.0

amperios por cada 1000 kVA del transformador capacidad.



La corriente máxima de falla a tierra para ser permitidos en el sistema, después de tener

en puntos de examen a) yb) anteriores. Este determina la cantidad de daño fallo

considerado aceptables en virtud de falla a tierra condiciones.

La importancia de mantener la producción en la presencia de una falla a tierra única.

¿Usted optó por cerrar, o continuar para ejecutar?

El tipo y características de los sensores relés, relés de falla de compensación, y el

circuito de aislamiento de dispositivos. relés de falla a tierra son generalmente

seleccionados para operar a partir del 5% al 20% de la corriente máxima permitida por la

tierra resistencia. Para proporcionar máxima del sistema protección contra daños

mínimos del sistema, la tendencia es a seleccionar una menor calificación actual.

De seguridad para el personal operativo.

6.2 Proceso de selección

Si se selecciona sólido o resistencia de puesta a tierra, es necesario para cada nivel de

voltaje para lograr la protección y la ventajas de puesta a tierra neutral de la tierra. La

conexión a tierra debe estar en la delantera neutral del generador o el Banco de

transformadores de potencia. En otras palabras, el terreno en la fuente de alimentación, no a

la carga. La conexión a tierra debe ser siempre en el secundario del transformador. Cuando

se produce un único fallo de línea a tierra en un sistema de resistencia en tierra, aparece un

voltaje igual a la tensión normal de línea a neutral de sistema a través de la resistencia. La

resistencia actual es igual a la actual en el fallo. Por lo tanto, el actual es prácticamente igual

al voltaje de línea-neutro dividido por la resistencia en ohmios. Por ejemplo, en un 4160

voltios, sistema de 3 fases en tierra por una resistencia de 12 ohm, el voltaje de línea a

neutral es 4160÷ , o 2400 voltios. La corriente de tierra será 2400÷12, o 200 amperios.

Por lo tanto, para este ejemplo, la falta de tierra actual se limitaría a 200 amperios, y la

clasificación de la resistencia sería 2400 voltios y 200 amperios. La calificación de tiempo

sería seleccionada basándose en la cantidad de tiempo que el circuito con errores puede ser

energizado después de que el error se produce.



Fig. Nº9: Puesta a tierra del sistema con más de una sección por derivados separados

Por último, el tipo de caja se ha seleccionado. Típica tipos de caja son:

a.) La construcción abierta marco donde la resistencia es no expuestos a la intemperie, o se

puede aislados en celdas o transformador componentes.

b.) Para interiores y armarios y registrado, cuando se espera que las resistencias se podrá

acceder a de personal.

c.) Recintos al aire libre que incluyen sólidos tapas laterales y el capó elevado. Esto le da

una protección superior contra la entrada de la lluvia, aguanieve y granizo, con la

máxima ventilación

La resistencia de puesta a tierra neutral es nominal de la siguiente manera:

Voltaje: El voltaje de línea a neutro del sistema que está conectado.

Corriente Inicial: La corriente inicial que fluirá a través de la resistencia con tensión

nominal aplicada.

Fecha y hora: El "a tiempo" para que la resistencia puede operar sin exceder la cantidad

permitida aumento de la temperatura.



7. OTROS MÉTODOS DE PUESTA A TIERRA

7.1 Transformador monofásico y carga de resistencia

Si el sistema tiene un neutral que está disponible, un solo transformador de distribución de

fase se puede utilizar en junto con una resistencia de carga, para proporcionar alta la

resistencia de puesta a tierra. Esto está particularmente bien adaptado para conexión a

tierra de generadores, ya que permite que el sistema para operar como un sistema sin

conexión a tierra en condiciones normales condiciones, al tiempo que conserva la capacidad

de limitar fallo corrientes durante una falla. La figura N° 10 muestra un típico esquemática.

El primario del transformador se conecta desde el sistema de neutro a tierra. La resistencia

de carga es conectada a través del secundario del transformador. La resistencia debe tener

el tamaño de la misma manera como neutral resistencia de puesta a tierra, excepto que se

reducirá en valor por el cuadrado de la relación de vueltas del transformador.

Cuando una falla a tierra se produce aguas abajo del transformador de puesta a tierra, las

corrientes de falla a tierra de corriente por culpa, de vuelta transformador. La resistencia de

carga limita el flujo de corriente en la bobina secundaria, que a su vez limita el flujo de la

parte posterior de falla a tierra actual en el sistema a través de el primario del transformador

de puesta a tierra.

La resistencia es normalmente de tamaño para permitir un campo de primaria corriente de

falla en el rango de 2 a 12 amperios, y la puntuación es durante un minuto. El transformador

debe ser de un tamaño en consecuencia.

La capacidad del transformador de tensión primaria debe ser el mismo que el voltaje del

sistema de línea a línea. La secundaria tensión es normalmente 240 o 120 voltios. Un relé

de sobre corriente se debe utilizar para proteger el transformador en caso de un fallo interno.

Y resistencias de hilo de un puñetazo la red son los mejores para este aplicación de baja

tensión. Un paquete completo que consiste en de un transformador y una resistencia con

etiqueta que indique claramente terminales dentro de un recinto independiente.

7.2 Transformadores de puesta a tierra

En los antiguos sistemas de 600 V y menor, y en muchos de los actuales 2.400-6900

sistemas de tensión, el sistema neutral puede no estar disponibles y es particularmente

cierto conectados en sistemas delta y estrella con neutro. Para poder a tierra estos

sistemas, la conexión a tierra de transformadores se puede utilizar para crear un neutro, que

a su vez puede ser conectado con la tierra, ya sea directamente, o más comúnmente, a



través de un resistor neutral de puesta a tierra (NGR). Estas combinaciones se conocen

como neutrales artificiales. Transformadores de puesta a tierra puede ser zigzag o Estrella

de tipo Delta. El funcionamiento de cada uno es similar.

Ellos impedancia de la actualidad de alta a la normalidad 3-fase actual, por lo que que en

condiciones normales sólo un pequeño campo magnético corriente fluye en la bobina del

transformador. Pero, en virtud de línea a tierra las condiciones de falla, un camino de baja

impedancia se proporciona para las corrientes de secuencia cero. Estos corrientes pueden

fluir a través de la falla, de vuelta a través de la neutro del transformador de puesta a tierra

con el poder de origen.

Fig. Nº10: Transformador monofásico y carga de resistencia

7.3 Transformador Zig-Zag

De los dos tipos, el transformador de puesta a tierra zigzag es más habitual. Se trata

transformador trifásico, de tipo seco, refrigerado por aire autotransformador sin bobina

secundaria.

Cada fase tiene dos bobinas iguales, lo que se enrollan en direcciones opuestas para dar la

alta impedancia para las corrientes de fase normal. Las bobinas son conectadas en una

configuración de estrella. El punto neutro se conecta directamente a través de un neutro con

resistencia de puesta a tierra (NGR) a tierra.

Cuando una falla a tierra aguas abajo del zigzag transformador, las corrientes de falla a

tierra de corriente a través de la culpa, de vuelta a través del suelo y el NGR para el zigzag

donde la corriente se divide por igual en cada tramo del Zig-Zag. Dado que estas tres

corrientes son iguales y en la fase de tiempo entre sí (secuencia cero), y por el zigzag

conexiones especiales de liquidación, ven una muy baja impedancia. Esto permite que el

suelo corriente de falla fluya nuevamente dentro del sistema. Se puede observar que el fallo



de tierra actual es sólo limitado por la resistencia de la falla a tierra, el NGR, y la reactancia

pequeña del zigzag.

El transformador zigzag es continua con capacidad para una corriente específica neutro a la

tensión nominal entre fase y neutro, sin exceder el aumento de la temperatura del

aislamiento clase (clase B de hasta 2.400 voltios, clase H por encima de 2400 voltios). El

nivel de voltaje de la saturación es normalmente 1,5 veces la intensidad nominal de fase a

fase de tensión. La valoración actual y la hora del zigzag, cuando se utiliza con un NGR,

debe ser el mismo que el NGR.

El zigzag debe estar conectado a la red en la línea lateral del interruptor principal, lo más

cerca posible el transformador de potencia terminales secundarios. Cuando más de un

transformador de potencia se trata, una Zigzag se requiere para cada uno. Se debe tener

cuidado no se toma tener más de un zigzag conectados a la misma sección del sistema al

mismo tiempo

Protección del cortocircuito debe ser proporcionada en cada uno de las tres conexiones de

la línea del Zig-Zag

Fig. Nº11: Esquema de conexión del Transformador Zig-Zag con resistencia a tierra

7.4 Transformadores estrella-triángulo

Estos transformadores de puesta a tierra tiene una estrella-relacionada primaria y Delta

vinculado a la secundaria. Los tres terminales de la línea principal están conectados a las 3

fases fuente de alimentación sin conexión a tierra. El terminal de neutro vinculado

directamente oa través de una conexión a tierra neutral NGR resistencia a tierra. La

secundaria Delta no es conectarse a cualquier circuito externo.

En condiciones normales del sistema, la estrella-triángulo transformador de puesta a tierra

opera sin carga, por lo tanto proporcionando alta impedancia para el sistema de tres fases



actual. Sólo un pequeño flujo de corriente de magnetización. Cuando una falla a tierra se

produce aguas abajo de la transformador de puesta a tierra, las corrientes de falla a tierra de

corriente por culpa, de vuelta a través del suelo y el NGR al transformador de puesta a tierra

de Estrella-Delta. La corriente se divide por igual en cada pata del transformador de Wye.

Desde estas tres corrientes son todos iguales y con el tiempo fase entre sí (secuencia cero),

y desde la secundaria Delta es un circuito en serie cerrada, la corriente de falla a tierra sólo

ve la salida del transformador reactancia.

Esto permite que el fallo de tierra que la corriente fluya de nuevo en el sistema. El fallo de

tierra actual solo está limitado por la resistencia de la falla a tierra, NGR, y el reactancia

pequeñas fugas del transformador. El transformador de puesta a tierra de Wye-Delta es

continua con capacidad para una corriente de neutro específica a la intensidad nominal de

fase toneutral tensión, sin exceder el aumento de la temperatura de la clase de aislamiento

La valoración actual y la hora del transformador, cuando se utiliza con un NGR, debe ser el

mismo que el NGR.

La capacidad del transformador de tensión primaria debe ser igual o superior a la tensión de

línea a línea del sistema a la que se está conectado. El transformador de puesta a tierra de

estrella-Delta debe ser relacionada con el sistema en el lado de la línea de los principales

interruptor, lo más cerca posible del transformador de potencia

terminales del secundario. Cuando más de un poder transformador está involucrado, un

transformador de puesta a tierra es necesario para cada uno. Se debe tener cuidado de no

tener más de una conexión a tierra del transformador conectado a la misma sección del

sistema al mismo tiempo. Protección de cortocircuito debe ser proporcionado en caída de

las conexiones de la línea principal de la Estrella-Delta transformador.

Fig. Nº12: Esquema de conexión del Transformador Estrella Triangulo



7.5 Transformador en configuración alternativa de puesta a tierra en Estrella-Delta

En esta configuración, el neutro de la estrella-relacionada primaria está conectado

directamente a tierra. Una carga resistencia se conecta a través de la delta abierta en el

secundario. La resistencia de carga se selecciona la misma manera que

NGR una alta resistencia, excepto que se reducirá en valor por el cuadrado de la relación de

vueltas de la tierra transformador.

Esta resistencia limita el flujo de corriente en el cierre del Delta arrollamientos secundarios,

que a su vez limita el terreno flujo de corriente de falla en cada una de las bobinas de la

Estrella primario del transformador de puesta a tierra. Las mismas precauciones que se

deben seguir en cuanto a la transformador estrella-triángulo de tierra se describe en el

Estrella-Delta sección de Transformador

.

Fig. Nº13: Esquema de conexión del Transformador alternativa Estrella Triangulo



8. ESPECIFICACIONES

8.1 Resistencias de Neutro a tierra

La conexión a tierra de alta resistencia (High Resistance Grounding, HRG) es un método de

eficacia comprobada que suele ser el elegido para mejorar la confiabilidad del proceso. Los

fallos eléctricos comunes requieren retirar el equipo de servicio; dado que el 98% de todas

las fallas del sistema de alimentación del proceso se deben a fallas de conexión a tierra,

esto genera gran cantidad de tiempo de inactividad. El tiempo de inactividad afecta tanto la

productividad como las ganancias.

8.2 Características

En sistemas configurados en ESTRELLA, el neutro del transformador principal está

conectado al lado superior de la resistencia, y todas las conexiones a tierra del equipo están

conectadas al lado inferior de la resistencia. La corriente de la falla de línea a tierra debe

pasar a través de la resistencia, lo cual la limita a menos de 10 A.

Fig. Nº14: Resistencia a tierra en sistemas estrella

Beneficios de la conexión a tierra de alta resistencia

Protección del equipo

Limita la corriente de fallas de conexión a tierra a menos de 10 A, lo cual reduce los daños y las tensiones del equipo y de los componentes del sistema de alimentación

Reducción del tiempo de inactividad El equipo de proceso puede continuar funcionando y esto permite aumentar el flujo de producción

Mayor seguridad Reduce en forma drástica la posibilidad de peligro de chispas en caso de una falla de arco

Identificación de fallas

El circuito de impulsos y el amperímetro opcional permiten identificar más fácilmente las fallas, lo cual ahorra tiempo y evita frustraciones



Se crea un neutro del sistema en los sistemas conectados en DELTA mediante el uso de

tres transformadores monofásicos que, a su vez, se conectan con la resistencia. También

existen otras soluciones con transformadores de conexión a tierra en zig zag.

Fig. Nº15: Resistencia a tierra en sistemas estrella con transformadores monofásicos

8.3 Transformadores Zig-Zag de puesta a tierra:

8.4 Características generales

El banco aterrizado en zig zag normalmente se utiliza para ofrecer un camino a la corriente

de falla, de tal manera, que una falla de fase a tierra en un sistema delta, se puede detectar

e interrumpir. El tamaño del banco se calcula de acuerdo a la Corriente de falla de fase a

tierra multiplicado por el voltaje de fase a tierra y este se multiplica por la constante “K” la

cual se determina por el lapso de tiempo requerido para que el relevador opere.

El valor K se determina de la siguiente tabla:

tiempo K

10 seg 0.064

1 min 0.104

2 min 0.139

3 min 0.170

4 min 5 min

0.196 0.220



También se recomienda que en los sistemas trifásicos de cuatro hilos, (tres fases y neutro),

el tamaño sea calcula considerando la máxima corriente de falla de fase a neutro, y utilizar

el ajuste mínimo de pickup del relevador.

8.5 Características de fabricación

El núcleo es fabricado con acero eléctrico calidad primaria, grano orientado M4

Sus devanados son laminares fabricados en cinta de cobre.

Resistente al corto circuito y desplazamientos axiales.

Aislamientos clase B para 105 grados, utilizando papel insoldur el cual mejora su

adherencia al conductor con el proceso de secado.

Utilización de empaques de corcho nitrilo grado transformador

Alta impedancia garantizada 6 %

Tanque de acero el calibres de ¼” y 3/16”

Accesorios normalizados con componentes importados

8.6 Pruebas de rutina aplicadas

Doble voltaje inducido a 400Hz

Voltaje aplicado a 150kV 60Hz

Medición de impedancia y corriente de corto circuito

Medición de corriente de excitación y corriente en vacío

Prueba a presión positiva con nitrógeno

Medición de resistencia de aislamiento

Medición de resistencia de conductores

Verificación de rigidez dieléctrica del líquido aislante transformador aterrizador zig-zag

8.7 Accesorios incluidos

Indicador de nivel de líquidos

Indicador de temperatura del punto mas caliente

Válvula de sobre presión de ½”

Reelevador de operación mecánica



Válvula de drene y muestreo

Salida para conexión a medición a T.C.

Boquillas de porcelana clase 25 con aislamiento Básico al Impulso (B.I.L.):

150Kv Localizadas en tapa o frente para acoplamiento a subestación

Dos Registros en tapa para mantenimiento.

Orejas de izaje para su instalación

Siempre deseable aterrizar al punto neutro de un circuito un sistema eléctrico, pero donde

la conexión es en delta, la forma de realizar esta conexión es solo a través de la inclusión

de un aparato auxiliar, especialmente diseñado para esto, como lo es el transformador

aterrizador.

El aparato normalmente, es fabricado con los devanados en Zigzag o delta/estrella. La

construcción de este equipo es similar al transformador trifásico normal, sin embargo solo se

incluye un devanado de alta tensión en cada pierna, dividido en dos porciones iguales e

interconectadas entre sí en Zigzag. El aparato entonces es un autotransformador con

relación 1 a 1 con los devanados arreglados de tal manera que los voltajes de cada línea a

tierra son mantenidos bajo condiciones normales de operación, este sistema ofrece una

impedancia mínima al flujo de corriente de falla monofásica, teniendo un neutro aterrizado.

Bajo condiciones normales, la corrientes que fluyen a través de los devanados son las

corrientes de magnetización propias del transformador solamente, pero estos estas

diseñados para llevar la corriente máxima de falla durante un periodo de por lo menos 30

segundos. El transformador se fabrica exactamente como un transformador trifásico, y es

sumergido en aceite. Para limitación de las corrientes de falla, se pueden añadir

resistencias, y pueden insertarse entre el punto neutro y tierra, o entre las terminales del

aparato.

El siguiente diagrama muestra la interconexión del transformador en zigzag con el sistema

delta.



Fig. Nº16: Resistencia a tierra en sistemas estrella con transformadores monofásicos

El punto neutro puede conectarse a tierra ya sea directamente, o través de una impedancia

limitadora de corriente. Mientras que un transformador normal, se diseña para que siempre

circule la corriente de sus devanados bajo carga; el transformador aterrizador se diseña para

soportar una corriente de falla que circula en una fracción de un minuto.

El transformador aterrizador normalmente se diseña para conducir la corriente máxima de

falla hasta 30 segundos, o alternativamente el tiempo, dependiendo de los ajustes del

relevador de protección.

Para evitar distintas interpretaciones, la capacidad del transformador se calcula como:

�

8.8 Transformador aterrizador

El tanque y su superficie de enfriamiento deberán ser suficientes para disipar las perdidas

en vacío con un aumento de temperatura de 60C.

Se asume que el voltaje siempre estará presente y que la corriente de falla también estará

presente, sin embargo, se entiende que esto no es verdad, pero como factor de seguridad,

si es correcto.



La mayoría de los transformadores aterrizadores se considera que el tiempo por el que

circula la corriente de falla es 30 o 60segundos, y en la practica casí todos asumen los 30

segundos. Se aprecia pues, que entre mayor sea el tiempo, mayor serán los materiales

activos, así como su precio.

La densidad de corriente máxima en devanados de cobre es de 23ª / mm² por 30 segundos,

y produciendo un aumento de temperatura de 175C, considerando una temperatura inicial

de 75C y una temperatura final de 250C.

El precio de un transformador aterrizador varia teóricamente al inverso de la raiz cúbica del

aumento de temperatura y aproximadamente el precio de un transformador normal

multiplicado por el cubo del tiempo que se desea conduzca la corriente de falla. Esto en la

práctica, no se aplica ya que los materiales y tamaños estandarizados lo impiden.

Se asume que la corriente de falla se dividirá en tres partes, y que por cada devanado

circulará la misma corriente.

Como se observa los voltajes en los devanados son el voltaje dividido entre 3 (tres), y solo la

corriente en el neutro se calcula como 3 veces la corriente nominal.

Fig. Nº17: Diagrama de conexión y relación de voltaje y corriente



9. CONCLUSIONES

En sistemas sólidamente aterrizados, la tierra es común a todos los elementos y una falla

a tierra se determina por la corriente que circula por ella

En los sistemas de distribución con neutro aislado, las fallas por puesta a tierra de una

línea son difíciles de detectar por lo cual la protección contra este tipo de fallas tiene un

alto grado de dificultad.

La puesta a con neutro artificial se logra por medio de un transformador Zig-Zag que nos

permitirá detectar las corrientes de falla a tierra

Con el transformador Zig-Zag se puede conseguir un neutro artificial y esto puede

resultar económico utilizar el transformador que se usa para la alimentación de los

sistemas auxiliares de BT del centro de transformación

10. BIBLIOGRAFÍA

Máquinas Eléctricas – TECSUP

Neutral Grounding Resistors Technical Information – Post Glover

Cuaderno Técnico N°062

Puesta a tierra del neutro en una red industrial MT Máquinas – Schneider Electric

Neutros artificiales (para la protección eficaz de fallas a tierra en sistemas con neutro

aislado) – ELECIN S.A.

Páginas de internet – Buscador Google

11. ANEXOS

Anexo N° 1: Fotos Transformador Zig-Zag de la SE Tingo María 220-138 kV

Anexo N° 2: Planos del Fabricante

Anexo N° 3: Planos del transformador Zig-Zag en la SE Tingo María 220-138 kV

Anexo N° 4: Especificaciones Técnicas Transformador Zig-Zag

Anexo N° 5: Neutros Artificiales

Anexo N° 6: CT062 Puesta a tierra del neutro en una red industrial MT



ANEXOS

Anexo N° 1: Fotos Transformador Zig-Zag de la SE Tingo María 220-138 kV

USUARIO 962

Cuadro de texto

ANEXO N°2

USUARIO 962

Óvalo

USUARIO 962

Óvalo

USUARIO 962

Óvalo

Revisión: A

Páginas: 12 ESPECIFICACIONES TECNICAS CSL-063100-EE-ET-024

Especialidad: Electromecánica

Proyecto: Proyecto de la Línea de Transmisión SE Cajamarca Norte - Cerro Corona y Subestaciones

Título: ESPECIFICACION TECNICA DE TRANSFORMADOR ZIG-ZAG PARA ATERRAMENTO LADO 10 KV DEL AUTOTRANSFORMADOR 220/138/10 KV, 100/100/20 MVA-SE.TRUJILLO NORTE

CONTROL DE REVISIONES

Elaborado Revisado Verificado Rev. Fecha

Iniciales Firma Iniciales Firma Iniciales Firma

Descripción del Cambio

A 25.08.07 M.R.G M.R.G. PLCH Emitido para Aprobación

B 24.09.07 M.D.M F.Q.D. PLCH Emitido para Aprobación

Section F Rev A 1/12 10 Dec 07

USUARIO 962

Cuadro de texto

ANEXO N° 4

Proyecto de la Línea de Transmisión SE Cajamarca Norte - Cerro Corona y Subestaciones

Section F Rev A

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I N D I C E

1. ALCANCE DEL SUMINISTRO.............................................................................................3 2. NORMAS APLICABLES ......................................................................................................3 3. INFORMACION GENERAL..................................................................................................3 3.1 Condiciones ambientales de operación ...........................................................................3 3.2 Características eléctricas del equipo ...............................................................................3 4. CARACTERISTICAS TECNICAS DEL SUMINISTRO ........................................................4 4.1 Transformador Zig Zag.......................................................................................................4 4.2 Transformador de corriente Homopolar...........................................................................4 4.3 Relé de sobrecorriente de fase y homopolar instantáneo y temporizado....................4 4.4 Accesorios...........................................................................................................................4 5. CARACTERISTICAS DE DISEÑO Y CONSTRUCCION.....................................................4 5.1 Esfuerzos por cortocircuito ...............................................................................................4 5.2 Polaridad e identificación de terminales ..........................................................................4 5.3 Armario para los equipos...................................................................................................5 5.4 Montaje.................................................................................................................................5 6. PLACA DE IDENTIFICACIÓN .............................................................................................5 7. DATOS A SER SUMINISTRADOS EN LA OFERTA POR EL FABRICANTE ..................5 8. CONTROLES Y PRUEBAS .................................................................................................6 8.1 Pruebas de Rutina...............................................................................................................6 9. HOJA DE CARACTERISTICAS TECNICAS.......................................................................6 10. PLANOS, DIAGRAMAS Y MANUALES..............................................................................6 11. DESPACHO Y TRANSPORTE ............................................................................................6 12. GARANTIAS.........................................................................................................................7 13. PLAZOS DE ENTREGA Y DOCUMENTACION TECNICA.................................................7 13.1 Documentación Técnica.....................................................................................................7


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ESPECIFICACION TECNICA DE TRANSFORMADOR ZIG-ZAG PARA ATERRAMENTO 10 KV BANCO DE CAPACITORES DE 15

MVAR

1. ALCANCE DEL SUMINISTRO

Esta especificación técnica tiene por objeto definir las condiciones de diseño, fabricación y pruebas para el suministro de un Transformador Zig- Zag para aterramiento del lado 10 kV en el Banco de Capacitores de Trujillo Norte , este transformador será suministrado junto a un transformador de corriente homopolar y a un relé de detección de sobrecorriente homopolar.

2. NORMAS APLICABLES

Los equipos materia de estas especificaciones, cumplirá con las prescripciones de las siguientes normas, según la versión vigente a la fecha de convocatoria de la licitación:

IEC 60060 : High-voltage Test Techniques.

3. INFORMACION GENERAL 3.1 Condiciones ambientales de operación

Instalación : Exterior Altura sobre el nivel del mar : 1000 msnm. Humedad relativa : 80% Temperatura media : 15 º C Temperatura máxima : 30 º C Temperatura mínima : 5 º C Fuerza del viento : 40 kg/m² Fuerzas sísmicas:

- Fuerza vertical : 0,3 g - Fuerza horizontal : 0,5 g - Frecuencia : 0 - 10 ciclos/s Grado de polución : Medio (según IEC) Nivel isoceráunico : Mayor a 40 3.2 Características eléctricas del equipo

Tensión nominal : 10 kV Tensión máxima de operación : 12 kV Frecuencia nominal : 60 Hz Tensiones auxiliares

Corriente alterna (calefacción, iluminación, ventilación) : 220 Vca (+10%, -15%)


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4. CARACTERISTICAS TECNICAS DEL SUMINISTRO 4.1 Transformador Zig Zag Un Transformador Zig Zag para puesta a tierra de sistema delta .

Tensión Primaria : 10 KV Trifásico BIL : 75 KV p.v. Tensión de aislamiento r.m.s : 28 KV Frecuencia nominal : 60 Hz Arrollamiento : Zig-Zag con neutro sólido a tierra. Tipo : ONAN. Reactancia homopolar : 31 Ohms Tiempo de falla : 10s

4.2 Transformador de corriente Homopolar

Transformador de corriente toroidal Relación : 5/ 0.010 Amps.

Corriente nominal : 600 Amps. BIL : 75 KV p.v. Sobrecorriente residual Secundaria : 0.02 Amps.

4.3 Relé de sobrecorriente de fase y homopolar instantáneo y temporizado

Tipo : Sobre corriente de fase y homopolar Corriente nominal : 5 A

4.4 Accesorios

Termómetro para el aceite Relé Buchholz 5. CARACTERISTICAS DE DISEÑO Y CONSTRUCCION 5.1 Esfuerzos por cortocircuito

El transformador se diseñará para soportar, durante 10 segundos, los esfuerzos mecánicos y térmicos debido a un cortocircuito monopolar del sistema asociado y en los terminales secundarias manteniendo, en los primarios, la tensión nominal del transformador, sin exceder los límites de temperatura recomendados por las normas IEC.

5.2 Polaridad e identificación de terminales

En los terminales del equipo se marcará la Polaridad perfectamente clara, fácilmente identificable y a prueba de intemperie.


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5.3 Armario para los equipos

El transformador Zig- Zag deberá ir instalado en un compartimento metálico tipo intemperie resistente a la intemperie con una protección del tipo IP 65, a prueba de lluvias y del acceso de insectos y ventilada para evitar condensaciones. Tendrá cubierta removible y provisiones para la entrada de los cables de 10 kV con suficiente díámetro para la acometida de los mismos con espacio suficiente para permitir la conexión de éstos. El compartimento tendrá su base metálica con las dimensiones de seguridad necesarias e incluirá el transformador toroidal de medición de la corriente homopolar.

5.4 Montaje

El acceso de los cables unipolares de 10 kV será via cable tipo N2XSY de 240 mm2 desde la parte inferior

6. PLACA DE IDENTIFICACIÓN

Deberá ser de acero inoxidable y se localizará en un lugar visible. Contendrá la siguiente información: Nombre del aparato, Marca, Número de serie, Tipo (designación del Fabricante), Tensión máxima del equipo, Relación de Transformación, Nivel de Aislamiento, Clase y Potencia de Precisión, Frecuencia y Posición de montaje.

Se suministrarán los siguientes accesorios .

- Placa de identificación. - Terminales de tierra para conductor de cobre cableado de 70 mm² a 120 mm² de

sección, fabricados de bronce. - Caja de conexiones de cables. - Estructura de soporte con todas las tuercas y pernos necesarios para fijar

adecuadamente el equipo. El suministro incluye los pernos de anclaje. - Otros.

7. DATOS A SER SUMINISTRADOS EN LA OFERTA POR EL FABRICANTE

Los siguientes datos deberán ser proporcionados por el Postor: - Hoja de Características Técnicas completamente llenados con los datos solicitados. - Tipo y construcción de los transformadores. - Capacidad en microfaradios y características. - Planos con dimensiones, masa y cantidad de aceite. - Dimensiones en detalle de los aisladores. - Línea de fuga de los aisladores. - Especificaciones del aceite aislante. - Marca y cantidad del aceite aislante. - Forma y dimensión de los terminales del circuito primario. - Descripción del montaje, desensamblaje y métodos de inspección. - Información sobre capacidad sísmica del conjunto soporte – transformador de Tensión - Experiencia y certificados según punto 13


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8. CONTROLES Y PRUEBAS

Los transformadores deberán ser sometidos a las pruebas de Rutina comprendidas en las Normas IEC vigentes en la fecha de suscripción del Contrato.

8.1 Pruebas de Rutina

Las Pruebas de Rutina efectuadas en los laboratorios y talleres del Fabricante servirán para el control final de los equipos . El fabricante presentará un listado de estas pruebas lo cual será aprobado por el propietario.

9. HOJA DE CARACTERISTICAS TECNICAS

El postor presentará las Hojas de Características Técnicas Garantizadas de los transformadores del tipo capacitivo, debidamente llenadas, firmadas y selladas por el Fabricante, las mismas que servirán de base para la evaluación técnica y económica de la oferta y el posterior control de los suministros.

10. PLANOS, DIAGRAMAS Y MANUALES

El Fabricante deberá proporcionar la siguiente información que ilustren ampliamente el diseño y apariencia del equipo que ofrece. a) Vistas generales de los equipos y sus elementos componentes, mostrando todas las

dimensiones principales, pesos, cortes típicos y detalles de los gabinetes para obtener el grado de protección especificado.

b) Catálogos y folletos descriptivos. c) Esquema de conexiones d) Esquema del cableado de las cajas de agrupamiento de tensión y corriente e) Plano mecánico de las cajas de agrupamiento Esta documentación deberá contener información suficiente para preveer los requerimientos de la obra civil y los trabajos de diseño ligados a él, esta información será el reflejo de las Hojas de Características Técnicas Garantizadas que sirvieron en el análisis de la oferta por tanto el Fabricante a partir de ellos no podrá introducir cambios en los valores allí indicados. La entrega no oportuna de la información indicada podrá ser considerado como atraso en la entrega para efectos de penalidad por incumplimiento de plazo de entrega.

Los manuales, leyendas y explicaciones de los planos, dibujos y diagramas, deberán redactarse en idioma Español.

11. DESPACHO Y TRANSPORTE

Para el despacho y transporte, el proveedor se pondrá en contacto con el propietario, o con su representante, según lo estipulan las condiciones comerciales.

El proveedor es responsable de la subdivisión apropiada, y el embalaje de los equipos debe asegurar su protección durante el transporte por barco, tren o carretera. El material


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embalado deberá estar provisto de rellenos que aseguren igualmente una buena protección, en caso de que las cajas de madera que la contengan sufran daño en las maniobras de carga y descarga. Para proteger los equipos contra la humedad, las cajas de madera deberán contener bolsas de material higroscópico.

12. GARANTIAS

El Fabricante deberá certificar mediante una carta de garantía la calidad de los productos, el diseño adecuado y correcto, la calidad de los materiales y el trabajo cuidadoso; comprometiéndose a subsanar en forma inmediata cualquier deficiencia que pueda presentarse durante el periodo de garantía, referida al mal diseño y/o mala calidad de los materiales utilizados y/o mal trabajo de ensamble. Además, el Fabricante deberá garantizar que los equipos cumplen con las normas IEC respectivas, ANSI u otras que aseguren igual o mejor calidad.

13. PLAZOS DE ENTREGA Y DOCUMENTACION TECNICA

Plazos de entrega

El plazo de entrega deberá ser el menor posible. No se aceptarán entregas parciales dentro del plazo indicado.

El incumplimiento en los plazos indicados dará lugar a la aplicación de penalidades, de acuerdo a las condiciones comerciales.

13.1 Documentación Técnica

El Fabricante deberá presentar finalmente, la siguiente información:

Manuales de mantenimiento.

Antes del embarque de la Unidad, el Fabricante deberá suministrar Cinco (05) ejemplares de los reportes de prueba del Fabricante y de los manuales de Operación y Mantenimiento por cada equipo. Al salir de fábrica, cada equipo deberá llevar un juego adicional de la documentación anterior, perfectamente protegido y guardado dentro del gabinete de control. Toda la información deberá venir en idioma español.


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HOJA DE CARACTERISTICAS TÉCNICAS GARANTIZADAS

TRANSFORMADOR ZIG-ZAG PARA ATERRAMENTO LADO 10 KV. 1/ 5

ITEM DESCRIPCIÓN UNIDAD SOLICITADO GARANTIZADO

1. TRANSFORMADOR ZIG – ZAG

Marca País de fabricación Tipo ONAN Instalación Exterior Arrollamiento zig-zag con neutro

sólido a tierra

1.1 CARACTERÍSTICAS ELÉCTRICAS Potencia KVA Tensión nominal KV 10 Reactancia homopolar Ohms 31 - Frecuencia nominal Hz 60 - Tensión máxima de servicio KV 12 - BIL KV 75 - Tensión de ensayo a frecuencia industrial, 1

Minuto En seco Bajo lluvia

KV KV

28

- Tensión de ensayo con onda de impulso positiva o negativa

kV pico

Corriente nominal Amp Corriente de corta duración a tierra por 30 Seg. Amp.

1.2 Compartimento metálico para intemperie Incluirá el transformador Zig – Zag

1.3 Tratamiento anticorrosivo Método a utilizarse

2 DIMENSIONES, PESOS, ESQUEMA Y NOTAS Dimensiones

2.1 De la celda metálica tipo interior Lxaxh 2.2 Del compartimento intemperie Lxaxh 2.3 Peso total de la celda interior Kg. 2.4 Peso del compartimento intemperie Kg. 2.5 Peso del Transformador Zig - Zag Kg.


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HOJA DE CARACTERISTICAS TECNICAS GARANTIZADAS

TRANSFORMADORES DE CORRIENTE 10 KV. (No incluidos en el suministro )

Hoja Nº 2/5

REF CARACTERISTICAS UNIDAD VALOR

SOLICITADO VALOR

OFRECIDO 1

1.1

1.2

1.3

1.4

1.5

1.6

1.7

1.8

1.9

1.10

1.11

1.12

2

2.1

2.2

2.3

CARACTERÍSTICAS PRINCIPALES Tipo Tensión nominal del sistema Tensión máxima de operación Frecuencia nominal Relación de transformación Número de arrollamientos secundarios Clase de precisión: - Núcleo 1 - Núcleo 2 Potencia de salida para la clase de precisión: - Núcleo 1 - Núcleo 2 Factor límite de precisión: - Núcleo 1 - Núcleo 2 Sobrecarga continua permisible Corriente límite térmica Corriente dinámica TENSIONES DE ENSAYO Tensión de ensayo a frecuencia Industrial, 1 minuto Tensión de ensayo con onda de impulso 1/50 microsegundos Tensión de ensayo a frecuencia industrial Para los arrollamientos secundarios

KV

KV

Hz

A

VA VA

x In

kA r.m.s

Ka p.v.

kV r.m.s

kV p.v.

kV r.m.s

10

12

60

600/5-5 A 2

5P 5P

10 10

20 20

1,2

/ 20

/50

25

50 2


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TRANSFORMADORES DE CORRIENTE 10 KV.

Hoja Nº 3/5


SOLICITADO VALOR

OFRECIDO

3

3.1

3.2

CARACTERISTICAS ADICIONALES Máxima sobre elevación de temperatura para trabajo continuo a corriente nominal y a 358 C de temperatura ambiente Resistencia del devanado secundario: - Núcleo 1 - Núcleo 2

º C

ohm ohm

4 Transformador de corriente homopolar Incluido en el suministro.

4.1 Tipo Toroidal 4.2 Relación 5/0.01 Amp. 4.3 BIL KV 70 4.4 Clase 5P20 ,10 VA

4.5

4.6

4.7

4.8

Clase de precisión: Núcleo 1 Potencia de salida para la clase de precisión: - Núcleo 1 Factor límite de precisión: - Núcleo 1 Sobrecarga continua permisible



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RELES DE PROTECCION DEL TRANSFORMADOR ZIG- ZAG. Hoja Nº 4/5


SOLICITADO VALOR

OFRECIDO RELES DE PROTECCION

1.0 DATOS GENERALES 1.1 FABRICANTE 1.2 PROCEDENCIA 1.3 TIPO DESIGNADO POR EL FABRICANTE 1.4 MONTAJE VERTICAL Si

3.0. TENSION Y CORRIENTES NOMINALES 3.1. CIRCUITO DE TENSION Y CORRIENTE Frecuencia nominal HZ 60 3.1.1 Tensión nominal (Vn) Vca 110 - Máxima tensión permanente Vca 240 - Máxima tensión por 1 minuto Vca 380 3.1.2 Consumo del circuito de tensión - En condiciones de operación normal VA Especificar - En condiciones de falla (caso desfavorable) VA Especificar 3.1.3 Corriente nominal de fase (In) A 1 ó 5 - Máxima corriente de fase permanente A 2 ó 10 - Máxima corriente de fase durante 1 seg. A 100 ó 600 - Máxima corriente de fase durante 3 seg. A 50 ó 250 - Máxima corriente de fase durante 3 seg. A 50 3.1.6 Consumo del circuito de corriente de neutro

(I0n)

- En condiciones de operación normal VA Especificar - En condiciones de falla (caso desfavorable) VA Especificar 4.0. SUMINISTRO AUXILIAR 4.1. Tensión Nominal Auxiliar Vdc 220 4.2.0 Rango de operación del equipo Vdc Según IEC 4.3.0 Consumo de los circuitos auxiliares - En condición de operación normal W Especificar - En condición de falla W Especificar Máximo rizado permitido por el equipo % V(p-p) Especificar



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RELES DE PROTECCION LADO 10 KV. Hoja 5/5


SOLICITADO VALOR

OFRECIDO 5.0.

PRUEBAS ESPECIALES

5.1. EMC Inmunidad IEC 255-22; 22-1; 22-2; 22-3; 22-4)

SI

5.2. EMC Emisión EN50081-2; EN55011 clase A SI 5.3. Aislamiento (IEC 255-5) SI 5.4. Esfuerzos Mecánicos IEC255-21 IEC68-2 SI 6.0. FUNCIONES DE PROTECCION 6.1. SOBRE-CORRIENTE DE TIEMPO (51/51N) - Rango de la corriente de ajuste %In 10 a 3000 - Curvas características Inversas, definida IEC - Rango del multiplicador para curvas

inversas Familia de

curvas >10

- Rango del tiempo de la curva definida Segundos 0.1 a 15 6.2. SOBRE-CORRIENTE INSTANTANEO

(50/50N)

- Rango de la corriente de ajuste %In 10 a 3000 - Curva característica tiempo – corriente t>, t>> - Rango del tiempo de retardo Segundos 0.1 a 15 6.3. SOBRE-CORRIENTE DIRECIONAL (67/67N) - Polarización por secuencia cero/negativa Especificar - Angulo de polarización º 0 a 360 - Rango de la corriente de ajuste %In 5 a 200 - Curvas características Inversas,

definida

- Rango del multiplicador para curvas inversas

Familia de curvas

>10

- Rango del tiempo de la curva definida Segundos 0.1 a 15 6.4. SOBRE-CORRIENTE A TIERRA SENSITIVO

DIRECIONAL (SEF)

- Corriente homopolar 3I0 (Ajustable) MA 0.5 a 400 - Tensión homopolar 3V0 (Ajustable) Vca 2.0 a 50.0 - Rango del tiempo de retardo Seg. 0.1 a 10 - Angulo de polarización º 0 a 360 6.5. SECUENCIA NEGATIVA (46) - Rango de la corriente de ajuste %In 20 a 100 - Curvas características Familia de

curvas >10

- Rango del multiplicador para curvas inversas

..... 1 a 10

- Rango del tiempo de la curva definida Seg. 0 a 10

ELECIN S.A.

NEUTRO ARTIFICIAL EN BARRADE SUBESTACION PRINCIPAL

CON ELEVADA POTENCIA DE CC EN BARRA

Ih

FUNCIONAMIENTO : En caso de una falla a tierra en la Salida 1, se establece una corriente Ih (limitada por la resistencia R así como por la impedancia homopolar del ZIG-ZAG más la impedancia del terreno) la cual circulará por tierra a través del neutro del ZIG-ZAG. Esta corriente será detectada de forma selectiva por los transformadores toroidales TRN y TRL los cuales emitirán una señal de corriente a los relés 50N/51N RN y RS1 respectivos. El relé RS1 ordenará la apertura del interrptor de la Salida 1. En caso extremo que la falla sea en bornes de la Salida 1, la corrinete Ih será máxima pero previamente limitada, según proyecto, a 200 A o similar. Si por cualquier motivo no responde el relé RS1, durante un tiempo previamente fijado (ejem: 30 s) actuará el relé RN el cual ordenará: a) el encendido de la sirena S y b) la apertura del Scccionador de Potencia por medio de su bobina BD

R

F

ZIG - ZAG

SP IS1

RS1RN

NEUTRO ARTIFICIALCON RESISTENCIA

LIMITADORANEUTRO ARTIFICIAL

CON RESISTENCIALIMITADORA

IPMVA (ALTO)

SALIDA 1

10 KV

BD

Transformadores de Corriente para protecciónContra cc y otros eventosSA

50N/51N TRN 50/51+50N/51NTRL

Ih

USUARIO 962

Cuadro de texto

ANEXO N° 5

ELECIN S.A.

NEUTRO ARTIFICIAL EN BARRADE SUBESTACION PRINCIPAL (SET)

CON REDUCIDA POTENCIA DE CC EN BARRA

FUNCIONAMIENTO : En caso de una falla a tierra enla Salida 1, se establece una corriente Ih (limitada por la impedancia homopolar del ZIG-ZAG más la impedancia del terreno) la cual circulará por tierra a través del neutro del ZIG-ZAG. Esta corriente será detectada de forma selectiva por los transformadores toroidales TRN y TRL los cuales emitirán una señal de corriente a los relés 50N/51N RN y RS1 respectivos. El relé RS1 ordenará la apertura del interrptor de la Salida 1. En caso extremo que la falla sea en bornes de la Salida 1, la corrinete Ih será máxima pero previamente limitada, según proyecto, a 200 A o similar. Si por cualquier motivo no responde el relé RS1, durante un tiempo previamente fijado (ejem: 30 s) actuará el relé RN el cual ordenará: a) el encendido de la sirena S y b) la apertura del Scccionador de Potencia por medio de su bobina BD

RS1RN

Ih

10 KV

F

ZIG - ZAG

SP IS1

IP

NEUTRO ARTIFICIALSIN RESISTENCIA

LIMITADORANEUTRO ARTIFICIAL

SIN RESISTENCIALIMITADORA

MVA (BAJO)

SALIDA 1

BD

Transformadores de Corriente para protecciónContra cc y otros eventosSA

50N/51N TRN 50/51+50N/51NTRL

Ih

ELECIN S.A.

NEUTRO ARTIFICIAL PARA MONTAJE EN POSTEPARA PROTECCION DE LINEA DE TRANSMISION

CON REDUCIDA POTENCIA DE CC

10 KV

MVA (BAJO)

NEUTRO ARTIFICIALSIN RESISTENCIA

LIMITADORA

SSE-B

FUNCIONAMIENTO : En caso de una falla a tierra en la LINEA 1, una corriente Ih (limitada por la impedancia homopolar del ZIG-ZAG ás la impedancia del terreno) se establece la cual circulará por tierra a través del neutro del ZIG-ZAG. Esta corriente será detectada de forma selectiva por el transformador toroidal TRN el cual emitirán una señal de corriente al relé RN (50N/51N). El relé RN ordenará la apertura del interrptor de la Salida 1. En caso extremo que la falla sea muy cercana a la fuente, la corrinete Ih será máxima pero previamente limitada, según proyecto, a 200 A o similar. Si por cualquier motivo no responde el relé RN, durante un tiempo previamente fijado (ejem: 30 s) actuarán los fusibles de los CUT OUT.

50N/51N

ZIG - ZAG

TRN

IhLINEA 1

BA

CUT OUT

m

Cuaderno Técnico nº 062

Puesta a tierra del neutro en unared industrial de MT

F. Sautriau

USUARIO 962

Cuadro de texto

ANEXO N° 6

Cuaderno Técnico Schneider n° 062 / p. 2

La Biblioteca Técnica constituye una colección de títulos que recogen las novedadeselectrotécnicas y electrónicas. Están destinados a Ingenieros y Técnicos que precisen unainformación específica o más amplia, que complemente la de los catálogos, guías de producto onoticias técnicas

Estos documentos ayudan a conocer mejor los fenómenos que se presentan en las instalaciones,los sistemas y equipos eléctricos. Cada uno trata en profundidad un tema concreto del campo delas redes eléctricas, protecciones, control y mando y de los automatismos industriales.

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La reproducción total o parcial de este Cuaderno Técnico está autorizada haciendo la mención obligatoria:«Reproducción del Cuaderno Técnico nº 062 de Schneider Electric».

cuadernotécnico no 062

Puesta a tierra delneutro en una redindustrial de MT

Por: F. Sautriau

Trad.: J.M. Giró

Edición francesa: setiembre 1991

Versión española: marzo 2000

François SAUTRIAU

Se diplomó como Ingeniero ESE en1968. En 1970 entró en Merlin Gerin.Después de haberse dedicado alestudio de redes y de protecciones,pasó a responsabilizarse de laoficina de estudios de realización deconjuntos industriales y acontinuación de equipos destinadosa la marina.

Actualmente es consejero en elservicio de marketing delDepartamento de Protección y deControl y Mando.


Índice

Puesta a tierra del neutro en unared industrial de MT

La puesta a tierra de una redeléctrica de MT puede realizarsede diversas maneras.

El autor analiza las exigenciasrelacionadas con cada parámetrode la instalación (sobretensiones,red, receptores) y calcula lascorrientes de defecto.

Se describen diferentes sistemasde protección, así como losajustes necesarios para alcanzarlas exigencias requeridas.

1 Introducción p. 5

2 Puesta a tierra Puesta a tierra directa p. 5

Puesta a tierra intercalando p. 5una reactancia

Puesta a tierra intercalando p. 5una resistencia

3 Exigencias ligadas a las Puesta a tierra con una p. 6sobretensiones reactancia limitadora

Puesta a tierra por resistencia p. 6

4 Exigencias ligadas a la red p. 6

5 Exigencias ligadas a los receptores p. 7

6 Cálculo de las corrientes de defecto p. 7

7 Métodos de protección de tierra Regulación de las protecciones p. 8de tierra

Puesta a tierra con neutro p. 9accesible

Puesta a tierra con un neutro p. 10artificial

Anexo: Notas sobre la determinación de las capacidades de la red p. 11

Bibliografía p. 12


En el diseño de una red eléctricaindustrial de MT es necesario elegirun régimen o esquema de conexión atierra del neutro: el neutro puedeestar aislado o conectado a tierra.

El régimen con el neutro aislado, enMT, tiene la ventaja de permitir unacontinuidad del servicio, nodesconectando a la primera falta; sinembargo, requiere que lacapacitancia de la red no determineuna corriente de falta a tierra excesivaque podría ser peligrosa para elpersonal y para la aparamenta.

Por otra parte un régimen de neutroaislado implica:

1 Introducción

n el riesgo de la aparición deelevadas sobretensiones, quepueden provocar la aparición de otrosdefectos,

n el empleo de materiales deaislamiento reforzado,

n un control de aislamientoobligatorio,

n una protección contra lassobretensiones, hasta el punto dellegar a ser obligatoria,

n la realización de una protecciónselectiva compleja contra losdefectos a tierra, que, generalmente,no podrá realizarse con simples relésamperimétricos de máxima.

El régimen con el neutro puesto atierra exige, en general, ladesconexión obligatoria al primerdefecto pero, sin embargo, tieneotras ventajas:

n amortigua las sobretensiones,

n permite instalar proteccionessimples,

n permite el empleo de materiales yen particular de cables, con un nivelde aislamiento menor que con elneutro aislado.

2 La puesta a tierra

El objetivo de este estudio no es elcomparar los diferentes regímenesde neutro, sino únicamentedeterminar, una vez que se hadecidido adoptar la solución deneutro a tierra, la forma de la puestaa tierra, en base a un compromisoentre 3 exigencias, a menudocontradictorias:

n una aceptable amortiguación delas sobretensiones,

n una limitación de los daños y lasperturbaciones debidas a una falta atierra,

n la posibilidad de realizar unasprotecciones simples y selectivas.

La puesta a tierra puede ser:

n directa, sin limitación voluntaria decorriente por una impedancia,

n con reactancia,

n con resistencia.

Puesta a tierra directa

Este tipo de puesta a tierra es la quemejor limita las sobretensiones y laselectividad de las protecciones nopresenta dificultades.

En cambio, en caso de defecto atierra, la corriente de falta no quedalimitada por ningún elementoespecífico siendo por tanto máximoslos daños y las perturbaciones, y elriesgo para las personas esimportante mientras persista eldefecto.

Esta solución no es utilizada en ladistribución de MT.

Puesta a tierra intercalandouna reactancia

Reactancia sintonizada (bobina dePetersen). Esta solución se usa aveces en las redes de distribuciónpública de MT, y puede utilizarse en ladistribución industrial.

Para conseguir la selectividad hayque colocar relés de protecciónsensibles a la componente activa dela corriente homopolar.

Reactancia de limitación

Esta solución puede provocarsobretensiones elevadas, como sedemostró en Le Verre (Etudes etRecherches EDF). Solamente se

puede utilizar con valores pequeñosde la reactancia de limitación.

Puesta a tierra intercalandouna resistencia

Esta solución es a menudo la másinteresante.

Hay dos soluciones posibles:

n la puesta a tierra por reactancia,

n la puesta a tierra por resistencia.

La elección concreta de uno de estosmodos de puesta a tierra, dependedel valor de la tensión, de laextensión de la red y de la naturalezade los receptores.

Dependiendo del modo de puesta atierra existe un criterio paradeterminar un valor límite de laimpedancia con relación al problemade las sobretensiones. A continuaciónes necesario verificar lacompatibilidad con otras exigenciasligadas a la red o a los receptores.


3 Exigencias ligadas a las sobretensiones

Puesta a tierra con unareactancia limitadora

(Figura 1)

El estudio de las sobretensiones,provocadas por la eliminación de loscortocircuitos en las redes con elneutro puesto a tierra, conduce a lossiguientes resultados:

n sea Ioω la reactancia de limitaciónde la corriente de defecto a tierra,

n sea Lω la reactancia decortocircuito trifásico de la red.

La sobretensión entre neutro y tierra,al eliminar el cortocircuito es, para lared a base de cables de campo

radial: L

I

2

1

V

V o=D

,

y en los demás casos:

L

I

2

1

V

V o=D

En la práctica, se limita la corrientede defecto a tierra a un 10% comomáximo de la corriente decortocircuito trifásico, tal como hace«Electricité de France» (EDF) en lared de distribución de MT.

Puesta a tierra porresistencia

Tal como recomienda EDF, para lasredes alimentadas por gruposhidráulicos, se acepta un valor r parala resistencia que corresponde a una

potencia activa total disipada r3

U2

,

igual o superior a la potenciacapacitiva 2CωU2, en presencia deun cortocircuito fase-tierra, o sea:

22

UC2r3

Uw³ .

Dividiendo por 3

U, se obtiene

3

UC3.2

r3

Uw³ ,

en donde:

nr3

U

n 3

UC3 w es el valor de la

corriente capacitiva IC de la red, encaso de defecto a tierra.

De donde la relación IL ≥ 2IC.

La determinación de las capacidadesde los cables es función de suestructura (para el cálculo, ver anexo).

4 Exigencias ligadas a la red

Los anteriores criterios permitendefinir el límite inferior de la corrientede defecto franco fase-tierra.

Para la elección del límite superior esconveniente asegurarse de que la

corriente de defecto no provocarádaños o averías a lo largo de surecorrido y en particular en laspantallas de los cables. Laintensidad límite soportada por las

Fig. 1: Una bobina en zigzag o unabobina con punto neutro, constituye unareactancia de limitación de corriente dedefecto a tierra.

pantallas de los cables puedepedirse a sus fabricantes; en generales del orden de los 500 a los 3.000 A,durante 1 segundo.

es el valor de la corriente

de defecto a tierra, IL, en la puesta atierra;


6 Cálculo de las corrientes de defecto

El reparto de las corrientes entre losdistintos circuitos, si se admite unapequeña aproximación, se calculacon mucha simplicidad.

Este cálculo se hace despreciando laimpedancia de cortocircuito de lafuente y las impedancias de enlacefrente a la impedancia de la puesta atierra del neutro y de las capacidadesde la red. En otros términos, seconsidera que las corrientes dedefecto a tierra son muy inferiores alas corrientes de cortocircuito trifásico(figura 2).

Para calcular el potencial del neutrorespecto a tierra, planteamos lasecuaciones considerando que lasuma de las corrientes en el nudo detierra es cero.

IN + IrD + ΣIrS = 0

0 = gVN + [G + jω C] (VN + E) ++ jωC (VN + a2E) + jω C(VN + aE)

0 = VN [g + G + 3 jω C] + GE ++ jω CE (1 + a2 + a).

Pero como 1 + a2 + a = 0,obtendremos:

Cj3Gg

EGVN

w++

-=

o

ZzCj3zZ

EzVN

w++

-=

5 Exigencias ligadas a los receptores

En las redes de distribución de MTlos receptores sontransformadores que no presentanexigencias particulares en cuantoa la puesta a tierra del neutro de lared de alimentación.

Pero las redes industriales de MTpueden alimentar máquinas

rotativas con tensiones que van delos 3 kV hasta los 15 kV, en Francia,mayoritariamente alrededor de los5,5 kV, siendo deseable que lacorriente de defecto a masa noexceda de los 20 A, al objeto de evitarque se quemen o destruyan laschapas del circuito magnético de

aquéllas. En efecto, si bien elrebobinado es una operaciónbastante frecuente cuando undevanado tiene algún defecto, lareparación de una máquina rotativacuando el defecto afecta a las chapases una operación bastante más cara.

EVN

3

2

1

g = 1z

IN

G = 1Z CD

I r D I r S

CS

I D

aE

a E2

z = 1/g Impedancia de la puesta atierra del neutro

Z = 1/G Impedancia del defectofase-tierra

CD Capacidad fase-tierra de lasalida con defecto

CS Capacidad fase-tierra de unasalida sin defecto

C = Σ CS Capacidad fase-tierra total dela red

Fig 2: Parámetros de cálculo de las corrientes de defecto a tierra.

E Tensión simple de la red

Vn Potencial del punto neutrorespecto a tierra

In Corriente en la puesta a tierradel neutro

ID Corriente en el defecto

IrD Corriente residual de la salidacon defecto

IrS Corriente residual en la salidasin defecto


7 Métodos de protección de tierra

El valor de la impedancia de puesta atierra influye sobre el método deprotección necesario contra losdefectos fase-tierra. De formageneral, cuando más importantesson las corrientes de defecto, másfácil es su detección; e inversamente,cuanto más débiles son lascorrientes de defecto, más delicada ysensible a fenómenos parásitos essu detección.

Por otra parte es deseable, y a vecesimperativo, realizar esta protección,no en un punto solamente sino sobrecada una de las arterias de la red,con un funcionamiento selectivo entrelos relés.

La protección de los defectos fase-tierra se realiza mediante relés demáxima intensidad alimentados porla corriente de tierra.

La medida se puede llevar a cabo:

n mediante un único transformadortoroidal atravesado por los tresconductores de fase, el cual nosdetectará directamente la suma delas tres corrientes (nula en ausenciade defecto),

n mediante tres transformadores deintensidad, con los secundariosconectados de forma que puedaobtenerse un conductor neutrorecorrido por la suma de las tresintensidades de fase.

La solución «transformador toroidal»es la más precisa, si las condicionesde la instalación a base de cables lahacen posible, pero evidentementeno es aplicable en embarrados olíneas aéreas.

La solución «tres transformadores deintensidad» -TI- se usa muy amenudo, particularmente cuando lostres TI son necesarios para otrosmenesteres. Sin embargo, la medidaque se realiza viene afectada por loserrores de precisión de cada unos delos TI, especialmente en régimen desobreintensidad transitoria cuandose saturan los transformadores.

Regulación de lasprotecciones de tierra

Esta regulación, que debe deescogerse en función de la precisión

de las medidas, ha de asegurar lamejor protección y permitir laselectividad.

Si la medida se realiza por la sumade las corrientes secundarias de lostres TI, estará viciada por ladispersión de los TI. En particular, semide una corriente homopolar, enausencia de defecto a tierra, cuandolos TI se saturan.

Esta saturación se debe a la excesivaamplitud de la corriente de fase, perotambién, muy especialmente, a lacomponente continua que aparece enla corriente de cortocircuito o en la deconexión asimétrica.

Es preciso hacer notar que durante elrégimen transitorio la componentepuede provocar la saturación de losTI aún cuando el valor de cresta de lacorriente transitoria sea del orden de10 veces inferior al valor desaturación correspondiente a unacorriente simétrica deestablecimiento.

Una protección de tierra alimentadapor 3 TI debe de ser, por tanto,temporizada para evitar

Como conocemos VN, calcularemosla corriente en la puesta a tierra delneutro IN, en el defecto ID y lascorrientes residuales IrD e IrS, por lasexpresiones siguientes:

n Cj3Gg

EGgVgI nN =

w++

-==

ZzCj3zZ

E

w++

-=

n ( )EVGI ND =+=

GE.Cj3Gg

Cj3g=

w++

w+=

E.ZzCj3zZ

zCj31

w++

w+=

n VCj3II NDDrD =w+=

( )GE.

Cj3Gg

CCj3g D =w++

-w+=

( )E.

ZzCj3zZ

zCCj31 D

w++

-w+=

n VCj3I NSrS =w=

GE.Cj3Gg

Cj3 S =w++

w-=

E.ZzCj3zZ

zCj3 S

w++

w-=

En caso de un defecto franco (Z = 0),las fórmulas anteriores se reducen a:VN = - E

nz

EIN

-=

n ECj3z

1ID ú

û

ùêë

éw+=

n ( ) ECDCj3z

1IrD ú

û

ùêë

é-w+=

n IrS = - 3jωCSE.


desconexiones intempestivascausadas por regímenes transitorios.El umbral de regulación no debe serinferior al 6% del calibre del TI en elmejor de los casos, o del 15 al 20%de dicho calibre en los casos másdesfavorables.

Por otra parte, si aparece un defectoa masa en un devanado en estrellaen las proximidades del punto neutro,la corriente máxima de defecto sóloserá una fracción muy reducida de lacorriente límite impuesta por laimpedancia de puesta a tierra delneutro. Por tanto, se regulanormalmente el umbral al 20% de lacorriente máxima limitada por lapuesta a tierra del neutro, con objetode proteger el 80% de los devanados.

Por último, como indica el cálculo delas corrientes de defecto, las partessanas de la red están recorridas poruna corriente homopolar capacitiva.Con objeto de que la protección deuna arteria sana no actúeintempestivamente, la regulación delumbral debe de ser un 30% superioral valor de la corriente capacitiva quese tiene en esta arteria cuando afectaa la red un cortocircuito fase-tierra.

Eventualmente se ha de tener encuenta la presencia de armónicos detensión que determinan en lascapacidades unos valores decorriente tanto más importantescuanto mayor es el orden delarmónico. Hay que recordar que losarmónicos de tercer orden y susmúltiplos se suman, aún en el casode un régimen equilibrado.

Las características de la impedanciade puesta a tierra del neutro y lasprotecciones deben de estarcoordinadas de manera que estaimpedancia no pueda ser deterioradapor la propia corriente de defectoantes de su eliminación.

Nota: es conveniente precisar queaquí sólo consideramos la protecciónde los circuitos y no la protección delas personas.

En resumen:

Cuando en una red de MT se elige elrégimen del neutro a tierra esconveniente adoptar una puesta atierra por resistencia con preferenciaa otras soluciones.

Cálculo de r y de IL

La determinación del valor de estaresistencia r y de la corriente máxima

IL = U3 r

se hará en función de las

exigencias siguientes:

n la corriente IL debe ser superior oigual, cuanto menos, al doble de lacorriente capacitiva de la red en casode defecto a tierra IL ≥ 2 IC a fin delimitar las sobretensiones,

n la corriente IL debe ser inferior a lasobreintensidad máxima que puedansoportar las pantallas de los cables,en general, de 500 a 3.000 A, segúnla sección de los cables,

n en una red que alimenta motoresde MT, es necesario respetarpreferentemente la relación5 A ≤ IL ≤ 20 A, pero en caso deincompatibilidad con la primeraexigencia, IL puede alcanzar 50 A,

n para asegurar una buenaprotección a nivel de los receptores,es necesario que la regulación delumbral de Ir no exceda de 0,2 IL,siendo Ir ≤ 0,2 IL,

n para obtener la selectividad conrelación a las protecciones de losenlaces sanos, es necesariorespetar la relación Ir ≥ 1,3 IC, siendoIC la corriente capacitiva de losenlaces protegidos en caso dedefecto fase-tierra,

n si la medida de la corriente detierra se hace por 3 TI de calibre In, espreciso hacer que Ir ≥ 0,06 In,

n la capacidad térmica de laresistencia r debe permitir el paso dela corriente IL durante el tiempomáximo de eliminación del defecto a

tierra (1 a 1,5 s) o recíprocamente, laeliminación del defecto a tierra debeser lo suficientemente rápida para nollegar a deteriorar la resistencia r.

Puesta a tierra con neutroaccesible

La resistencia se conecta entre elborne de salida del neutro y la tomade tierra, sea directamente, o con laintervención de un transformadormonofásico con su secundariocargado con una resistenciaequivalente. Este es el caso que seda en las redes alimentadas por untransformador cuyo secundario, enestrella, tiene el neutro accesible, ypara los alternadores con neutroaccesible (figura 3).

Cuando la red es alimentada porvarios transformadores oalternadores, es preferible que lapuesta a tierra del neutro sea única,pues de lo contrario el valor límite deldefecto a tierra variaría con el númerode fuentes en servicio.

Fig. 3: Puesta a tierra del neutro, en elsecundario de un transformador enestrella con el neutro accesible,mediante una resistencia conectadadirectamente (a) o mediante untransformador monofásico.

a) b)

R r


Puesta a tierra con unneutro artificial

Cuando el punto neutro de la fuenteno es accesible (utilización dedevanados en triángulo), o cuando setienen varias fuentes en paralelo, lapuesta a tierra puede hacersemediante un neutro artificial (figuras4 y 5) también llamado generadorartificial.

R

r

a)

b)

I

I

RI

Fig. 5: Transformador especial parapunto neutro.

Fig. 4: Puesta a tierra del neutro de unared con un transformador de acoplamientoestrella-triángulo asociado a:a) una resistencia colocada al lado AT;en este caso, el secundario deltransformador puede alimentar a loscircuitos auxiliares;b) una resistencia colocada en serie conel secundario.

Podemos utilizar, en este caso,varias configuraciones diferentes:

n un transformador con conexiónestrella-triángulo con una resistencia;

n una bobina en conexión zig-zag(figuras 1 y 6); este sistema se usaen el caso de que la corrientemáxima de defecto a tierra tengavalores superiores a 100 A;

n un transformador especial, porque,para conseguir un neutro artificialpuede resultar económico utilizar eltransformador que se usa para laalimentación de los sistemas

r

I

R

I

Fig. 6: Puesta a tierra del neutro de unared con bobina en zig-zag.

auxiliares de BT del centro detransformación.

La impedancia resultante ro + jIoω escomparable a una resistencia siro ≥ 2Ioω, estando ro e Io tomadas ala misma tensión.

Fig. 8: Puesta a tierra del neutro de unared con transformador acoplado en zig-zag.

Fig. 7: Puesta a tierra de un transforma-dor con acoplamiento estrella-estrellaequipado con un arrollamiento «terciario»en triángulo cerrado sobre unaresistencia.


Anexo: Notas sobre la determinación de las capacidades de la red

La capacidad de los cables dependede su tipo de construcción:

n cables unipolares

El conductor está envuelto por unapantalla y la capacidad C del cable esla que se mide entre el conductor y lapantalla puesta a tierra.

n cable tripolar a campo radial

Cada conductor del cable estáenvuelto por una pantalla y lacapacidad C del cable es la que semide entre cada conductor y supropia pantalla puesta a tierra.

n cable tripolar con armadura

Una pantalla única envuelve los 3cables conductores aislados y setiene una capacidad K entre losconductores y una capacidad C entreun conductor y la pantalla puesta atierra.

Para los dos primeros casos, cableunipolar y cable tripolar con camporadial, no existe ambigüedad algunaal fijar la capacidad C, pues ésta esúnica y define la capacidad entre fasey tierra.

En ausencia de defecto y en régimentrifásico equilibrado se tiene en cadafase una corriente capacitiva ic,absorbida por la capacidad C delcable bajo la tensión simple V, fase-tierra, a la frecuencia de la red:

3

UCVCic w=w= .

Esta carga capacitiva, si es trifásica yequilibrada, no produce, en general,perturbación alguna en la red y noafecta a las protecciones.

Sin embargo, cuando la red presentaun defecto a tierra, es decir, cuandouna fase se pone a tierra, lacapacidad de los cables es vistacomo una carga desequilibradaconstituida por la capacidad C, entrelas dos restantes fases sanas y latierra, bajo la tensión compuesta U.

Por las dos fases sanas circulanunas corrientes de valor Cω U,desfasadas 60°; la suma de estasdos corrientes se llama corrientecapacitiva Ic de la red en caso dedefecto a tierra:

UC36

cosVC2ic w=p

w=

o, lo que es igual, Ic = 3 Cω V

En caso del cable tripolar conarmadura, la corriente Ic que circulaen régimen equilibrado, en ausenciade defecto es:

VCVK3VCUK3ic w+w=w+w=

o sea ic = (3 K + C) ω V por fase,siendo nula la suma de las trescorrientes de fase.

Los fabricantes de cables dangeneralmente el valor de lacapacidad compuesta 3 K + C paralos cables con armadura

Por el contrario, cuando la redpresenta un defecto a tierra, es decir,cuando una fase está a tierra, lacarga capacitiva comprende:

n las tres capacidades K, bajo latensión compuesta, que constituyeuna carga equilibrada;

n las 3 capacidades C, de las que 2están bajo tensiones compuestasdesfasadas 60°, y la tercera, bajo unatensión nula, por hallarsecortocircuitada por el defecto.

La suma de estas corrientes (ic porfase), llamada corriente capacitiva Ic

K

K

K

C

C

C

de la red en caso de defecto a tierra,vale:

UC36

cosVC2ic w=p

w=

o sea: Ic = 3 Cω V.

En resumen, tanto para ladeterminación de la resistencia deuna toma a tierra, como para laregulación de una protección detierra, lo que interesa conocer es lacorriente capacitiva, dada por laexpresión:

Ic = 3 Cω V, que sólo hace intervenirla capacidad C, cualquiera que sea eltipo de cable.

En la práctica, bajo la denominaciónde capacidad estrellada del cable,los fabricantes indican:

n el valor de C para los cables decampo radial,

n el valor de 3 K + C para los cablescon armadura.

Para los cables con armadura, losfabricantes no suelen indicar el valorde C, pero, bajo demanda, facilitanlos resultados de las 3 medicionessiguientes:

n la capacidad C1, medida entre unalma conductora y las otras dosalmas unidas a la armadurametálica; esta capacidad responde alvalor C1 = 2 K + C,

n la capacidad C2, medida entre las3 almas conductoras, unidas entre sí,y la armadura metálica; su valor esC2 = 3 C

n la capacidad C3, medida entre las2 almas conductoras, con la terceraunida a la armadura metálica; tieneen valor: C3 = (3K � C) / 2.

De estas tres mediciones, la quemás interesa es la C2, de la que sededuce directamente el valor de:

C = C2 / 3.


Bibliografía

[1] Le Verre: Les surtensions lors del'élimination de courts-circuits sur lesreseaux dont le neutre est mis à laterre par une réactance. Boletín de laSociété Française des Electriciens,serie 8ª, tomo 1, nº 4 (abril 1960).

[2] E.D.F.: Note d'orientation sur lesprotections des groupes hidrauliques.NP 69 03.

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MÁQUINAS ELÉCTRICAS I · PDF fileuniversidad nacional del callao facultad de ingenieria electrica y electronica escuela profesional de ingenieria electrica mÁquinas elÉctricas