Como y cuando conectar los trafos trifasicos en paralelo.

 Para acoplar 2 transformadores en paralelo, es necesario que se cumplan las siguientes condiciones:

1. Que los voltajes tanto primario como secundario, sean iguales, aceptándose una variación de 0.5%.

2. Que sus impedancias a plena carga sean las mismas aceptándose un 7.5% de diferencia. 

3. Que sus conexiones pertenezcan al mismo grupo o a grupos adaptables como se mostrarán próximamente. 

Como se muestra en los diagramas, las combinaciones primario-secundario que están en el mismo grupo, dan un ángulo igual entre las fuerzas electromotrices de línea de uno y otro lado, respectivamente, por lo que pueden acoplarse en paralelo con sólo unir las terminales de la misma designación (H1 con H1, H2 con H2, etc., X1 con X1, X2 con X2,  etc.),  es decir sin ningún problema se pueden acoplar en paralelo,  A1 con A2; B1 con B2; C1 con C2; D1 con D2 con D3.

Las combinaciones del grupo A no pueden acoplarse con D1 o D2, o con C1 o C2, porque aunque coinciden los primarios, son incompatibles en los secundarios.

La incompatibilidad es absoluta entre cualquiera de los montajes de los grupos A o B y cualquiera de los grupos C o D,  y por lo tanto no es posible hacer el montaje en paralelo. 

Los montajes que difieren en desfase 180 grados (A y B o C y D), pueden mediante ciertos arreglos en los transformadores adaptarse en caso de necesidad para el acoplamiento en paralelo A1 con B1,  bastaría con pasar el neutro (estrella) del secundario B1 a los extremos que se tienen como terminales:

Para acoplar transformadores del grupo C con el D o viceversa, basta cambiar terminales de alta a las líneas de alimentacion y cambiar también conductores de la línea secundaria. En la tabla 1 y 2 se muestra un resumen de los cambios que se pueden hacer. 

                                Tabla 1.

                               Tabla 2.        

Para efectuar un acoplamiento de 2 transformadores. 

Reactancia porcentual, tension de cortocircuito o impedancia CC.

 

 

En las placas características de dos transformadores, están señalados en círculo  la impedancia o la tensión de cortocircuito porcentual.

Los fabricantes de transformadores, generadores, motores y otras máquinas eléctricas, suelen suministrar los datos de la impedancia de estos equipos en valor porcentual, referido a la tensión nominal de la máquina. Así, un transformador con los siguientes datos. 

implica una reactancia subtransitoria (a 30 kV)  de

La tensión de cortocircuito o reactancia porcentual de un transformador es aquel porcentaje de la tensión nominal que hay que aplicar a un devanado para que circule por él la intensidad nominal estando cortocircuitado el otro devanado.

Los transformadores tienen dos tensiones de servicio, pero el dato porcentual de la reactancia es valido para cualquiera de las dos tensiones. Así, un trafo 110/25 kV,  30 MVA, Ucc= 12%, supone:

Evidentemente, resulta mucho más fácil recordar que, por ejemplo, "un trafo tiene una reactancia del 12%", que recordar que "un trafo tiene una reactancia de 48 ohmios visto desde el lado de A. T.". Por otro lado, al experto en protecciones, ya familiarizado con los cálculos de cortocircuito, le resulta muy fácil establecer mentalmente, en función de la potencia nominal y de la tensión de funcionamiento, el valor relativo de las impedancias de transformadores y máquinas rotativas.   Por ejemplo, en anteriores de polos salientes es usual considerar una reactancia subtransitoria del 20 / 25% sin necesidad de leer la placa característica.  Para trafos de dos arrollamientos, entre 15 y 40 MVA, puede suponerse una reactancia del orden 8 / 12 %.

Entre las pruebas eléctricas, existen equipos que ayudan a medir la reactancia porcentual o impedancia de cortocuito, tal es el caso del M4100 (de Doble) donde se coloca en corto cada fase de los devanados, para luego con el resultado compararlo con los datos del fabricante.  Así mismo existen pruebas especiales de cortocircuito para transformadores como el laboratorio de KEMA en Holanda, para someter a verificaciones los productos de fabricantes y saber si pasan las diseños (luego se hablará con más detalle este tipo de prueba que se hacen en pocos laboratorios en el mundo).

Pasatapas o bushings de un Trafo.

 Para energizar un transformador, se emplean aisladores especiales de porcelana o poliestireno. Para tensiones inferiores a 34kV y 1MVA, los aisladores van provistos de conectores de bronce o cobre, junto con la abrazadera y la tornillería para sostener firmemente la línea de energía (arvidal, aluminio o cobre), la altura del pasatapas o bushing con respecto de la cuba del transformador lo determina el nivel de ruptura de la tensión (normas eléctricas de la IEC, IEEE o de cada país en particular) afín de acuerdo a cada 1kV debe haber una distancia superior a 1 cm entre las partes, por ejemplo si son 34kV para un bushing entonces la distancia mínima debe ser superior a 34 cm entre la parte energizada y la cuba.

Figura 24. Bushing para 23kV (alrededor de 25 cm de altura y posee menos faldas que en el bushing de 34,5kV )

Figura 23. En el Bushing de 15kV su altura está alrededor de los 17cm y posee más faldas que en el bushing de 8.5kV de la figura de al lado. 

Por esa razón de seguridad para los niveles de tensión existen diferentes tamaños de pasatapas o bushings.

En otro apartado, desarrollare las pruebas de aislamiento a los bushings de 115kv y superiores (Ac, medición de la capacitancia C1 y C2, Espectrometría al bushing para determinar fallas incipientes).

Cálculo de cortocircuitos para sistemas eléctricos.

A partir del cálculo de la corriente de cortocircuito se puede determinar un interruptor para la protección del sistema, de allí que a partir de determinar los valores y las magnitudes tanto de condiciones normales como en situaciones de corto nós permitirán elegir los equipos para las protecciones y el ajuste de los reles de protecciones.

El cálculo más usual es el correspondiente al cortocircuito trifásico, ya que a partir de los datos obtenidos se puede determinar la potencia de ruptura de los interruptores que se deben instalar.  Sin embargo para algunas aplicaciones será también necesario realizar cálculos de cortocircuito desequilibrado (bifásico y monofásico).

Al producirse un cortocircuito en un sistema en condiciones de carga, las corrientes resultantes serán las producidas por el cortocircuito más las absorbidas por la carga en función de las tensiones impuestas por el cortocircuito. Para la mayoría de aplicaciones será suficiente considerar exclusivamente las corrientes debidas al cortocircuito.

El valor de la corriente de cortocircuito resulta del cociente entre la tensión de servicio y la impedancia del sistema, desde la fuente de tensión hasta el punto de cortocircuito.

Así, si la tensión se expresa en voltios y la impedancia en ohmios, el resultado del cociente es el valor en Amperios. Sin embargo, como se demostrará, el cálculo empleando valores relativos presenta ciertas ventajas sobre el realizado con las magnitudes convencionales, especialmente cuando se trata de cálculo en redes que se incluyen distintos niveles de tensión.

Cálculo en valores ohmicos.

Cuando el sistema estudiado incluye distintos niveles de tensión, se hace necesario reducir todas las impedancias a un mismo nivel de tensión.  Sea Z el valor de una impedancia situada en un punto de un sistema trifásico cuya tensión de servicio es U. Si se desea reflejar esta impedancia en otro nivel de tensión U' distinto, el nuevo valor de esta impedancia puede calcularse a partir de:

*Para realizar los cálculos sugiero el uso de la calculadora hp49g pueden bajarla en hpcalc.org, para Windows, linux, Android, Mac. 

V= U/(3)^(1/2)

V'= U'/(3)^(1/2)

Planificación de las protecciones.

 Tratamiento del neutro en un sistema eléctrico.

Para proceder a la determinación de las protecciones necesarias, es importante decidir la elección del neutro.

Hace 120 años el tratamiento del neutro era aislado, es decir, no conectado a tierra. El argumento más sencillo para justificar esta tendencia es que, en caso de contacto de una fase a tierra, permitía -con el resto de la red en perfectas condiciones de aislamiento-seguir explotando el sistema o la instalación eléctrica durante un aceptable período de tiempo, en tanto la avería fuese localizada. 

Las limitaciones al uso de este sistema fueron apareciendo a medida que los sistemas eléctricos se mallaban y crecían en longitud, con el consiguiente aumento de las corrientes cspacitivas a tierra. En consecuencia, por el efecto de extinción y reencendido del arco en el punto de contacto, los fenómenos de sobretensiones pasaron a ser importantes.

Hacia 1920, la mayoría de los ingenieros se mostraron partidarios de que los sistemas eléctricos se conectaran con el neutro a tierra, lo que primero por seguridad y luego costumbre se ha hecho regla, sin embargo dependiendo de las aplicaciones o cargas se tiene cinco variantes comúnmente empleadas en sistemas eléctricos.

Figura. Tabla comparativa del neutro en sistemas eléctricos.

En los últimos años se ha comprobado que el número de averías en sistemas aislados, con los adecuados niveles de aislamiento y sistemas de protección, no ha sido superior al de los sistemas conectados a tierra.

En U. S. La primera tendencia que se utilizó al conectar el neutro a tierra fue instalar resistencias, y en Europa, bobinas supresoras Petersen, con el objetivo, en ambos casos, de limitar el valor de las corrientes de cortocircuito a tierra, de manera que siendo detectables no llegan a valores excesivos.

Con el creciente aumento de las tensiones de transporte (más de 400 kV), dicha tendencia por consideraciones de coste del aislamiento, de protección y otras, condujo al uso de sistemas rígidamente conectados a tierra. 

Resumiendo, el tratamiento del neutro puede ser:

a) Aislado. 

b) Rígidamente conectado a tierra.

c) Conectado a tierra por: -Reactancia C.1

-Resistencia C. 2

d) Conectado a tierra en forma resonante. 

El principio de funcionamiento del sistema conectado a tierra en forma resonante es sustancialmente distinto a los demás, cuya simplicidad no merece mayores detalles, y consiste en una reactancia ajustable por tomas, conectada entre el neutro del transformador y tierra.

Cuando una fase del sistema toma contacto con tierra,  una corriente inductiva fluye de la reactancia hacia el transformador a través del contacto a tierra, al propio tiempo que una corriente cspacitivas (Ic) de la red fluye al contacto a tierra. Ambas corrientes están desfasada 180 grados, con lo cual, si la reactancia del neutro del transformador, está perfectamente adaptada a la reactancia cspacitiva equivalente de la red, la diferencia entre ambas será nula y en el punto de contacto a tierra la corriente de falta será cero. 

Se comprende que en redes cuya configuración cambia constantemente esta idea es difícilmente mantenerle y, en consecuencia, este sistema no es comúnmente empleado.

Entre las aplicaciones más comunes del neutro se suelen tener:

- El neutro aislado es recomendable para redes de media tensión (6kV a 34kV) en el caso de industrias, servicios auxiliares de centrales térmicas y otros en que las circunstancias de la continuidad de servicio sean vitales. También se utiliza en los generadores.

- El neutro rigidamente conectado a tierra para redes de 110kV y tensión superior - con las debidas precauciones en la elección de los sistemas de protección, así como en redes de baja tensión (400V).

- El neutro conectado a tierra a través de reactancia o resistencia se recomienda para redes de media tensión (6kV a 34kV) en el caso de distribución de energía con red suficientemente mallada, y en industrias o centrales térmicas donde la continuidad de servicio tenga elementos suficientes de reserva. 

- El neutro conectado a tierra en forma resonante no se aconseja dado su elevado coste y sus limitaciones al exigir una red sin modificaciones frecuentes.  

Incidente en un sistema eléctrico..

 Todo cambio en la red no deseado se denomina "incidente". Puede ser causado por faltas o por variación de algún parámetro que define la red.

Un ejemplo de falta puede ser un cortocircuito trifásico, mientras que la apertura intempestiva de un interruptor, una sobrecarga o subtensión serían ejemplos de variaciones no deseadas.

Las faltas se pueden dividir en dos grandes grupos: las faltas serie y las paralelo. Las primeras se caracterizan por presentar diferentes valores las impedancias de las tres fases y pueden ser causadas por la rotura de una o dos fases de una línea. Las faltas paralelo, o cortocircuitos, son las más comunes y se caracterizan por el contacto eléctrico entre fases o entre fase y tierra, generalmente por medio de un arco. A partir de ahora, siempre que hablemos de faltas nós estaremos refiriendo a faltas paralelo.

El número de faltas en un sistema está en función de muchos parámetros, entre ellos el nivel de la tensión, y se puede observar en las estadísticas que el número de faltas por año y 100 km aumenta al disminuir la tensión nominal de la red.

Existen ejemplos, pero todo depende del nivel de tensión y las cargas, pero a modo de ilustración, las redes de 400 kV tienen 0,25 faltas/100km, mientras que una red de 25kV puede alcanzar hasta 20 faltas/100km.

A modo de ilustración se indica la distribución de los diferentes tipos de faltas en una red de 400 kV (para éste caso no se hace mención del presupuesto, períodos de mantenimientos de la empresa o técnicos, envejecimientos de los equipos, tipos de carga a los que suministra, tiempo, país, ubicación, condiciones ambientales o meteorológicas todo esto también influye):

Monofásicas 78%

Bifásicas        19%

Trifásicas         3%

Como se aprecia en la ilustración, la mayoría de las faltas son monofásicas. Estos índices son aplicables, en general, a todas las redes aéreas independientemente del nivel de tensión. El análisis y las estadísticas de las faltas son un aspecto fundamental que debe tomarse en cuenta para definir la protección adecuada del sistema.

Consulta Bibliográfica:

Montane Paulino. Protecciones en las instalaciones eléctricas. Marcombo Boixareu Editores. Barcelona, España. 1988.

Protecciones eléctricas para una instalación.

Es esencial para el técnico de protecciones tener un conocimiento global del funcionamiento de un sistema eléctrico, así como del comportamiento de cada uno de sus elementos.

Se suele decir que el experto de protecciones debe saber "ver toda la red" con el fin de poder diseñar las protecciones combinadas con sistemas de automatización que inciden de forma directa en el funcionamiento dinámico del sistema eléctrico.

Todos los sistemas eléctricos, con independencia de su tamaño y extensión, tienen en su concepción global cuatro partes esenciales como se muestran en la figura.

- Generación.

- Transporte - Interconexión

- Transformación.

- Distribución - Consumo.

Las protecciones que se analizan en los capítulos siguientes deben proteger coordinadamente cada uno de los elementos o equipos que componen cada una de las partes citadas de un sistema eléctrico.

La selectividad es una de las funciones principales de las protecciones, y se organiza primero para proteger cada elemento de la red frente a incidentes propios; la otra faceta sería la definición de las protecciones que desempeñan un papel más general en el sistema eléctrico.

Elemento de un sistema eléctrico.

Dentro de las cuatro partes fundamentales en que se ha dividido un sistema eléctrico, es bueno citar los elementos más destacados de las mismas:

a) Generación: Dentro de este apartado cabe citar los propios generadores, los transformadores (por lo general son elevadores en Generación y del grupo Delta-Y para evitar armónicos a la transmisión, la tensión de entrada suele estar alrededor de los 13,8kv y se pueden incrementar hasta 115, 200, o 400kV en A.C. para evitar pérdidas y facilitar su transporte a largas distancias), también existen otros tipos de generación menos remotas como las fotovoltaicas, o las eolicas, que se están instalando desde hace 20 años en España y hoy día 2020 en Chile, México, Colombia, y Argentina por nombrar los más conocidos).

b) Transporte-Interconexión: Dentro de este apartado se incluyen las líneas y cables que realizan la función de enlazar los centros de generación con los centros primarios de distribución, o bien la unión en redes de una y otra empresas eléctricas.

c) Transformación: Corresponde a los centros donde se realizan la transformación de la tensión, desde el nivel de transporte al de distribución, (En este diseño siempre se dice la potencia generada debe ser igual a la transmitida tomando en cuenta sus pérdidas P.G. = P.T., pero para el caso de los transformadores por recomendación es bueno tener una holgura de potencia por incrementos  futuros y ésta pueda ser transmitida al consumidor final, así como tener una reserva disponible en las subestaciones eléctricas para las emergencias).

d) Distribución-Consumo: Corresponde a las líneas, cables y transformadores necesarios para distribuir la energía eléctrica hasta la diferente gama de receptores de consumo.

e) Elementos asociados: Corresponde a aquellos elementos asociados o auxiliares utilizados para contribuir a facilitar las funciones básicas de los apartados anteriores. Cabe incluir: condensadores, reactancias, transformadores de medida (de intensidad, de tensión), dispositivos de maniobra (interruptores, seccionadores), etc.

Referencia bibliográfica de consulta: Montanés Paulino. Protecciones en las instalaciones eléctricas. Marcombo Boixareu editores. Barcelona, España. 1988.