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LAS INSTALACIONES ELÉCTRICAS

LAS INSTALACIONES ELÉCTRICAS
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Las instalaciones eléctricas industriales

Las instalaciones eléctricas industriales, son el conjunto de elementos, aparatos y equipos que se encargan de la recepción, conducción, transformación, control, medición, protección, distribución y utilización de la energía eléctrica.

Turbogeneradores de las instalaciones eléctricas industriales

Algunas instalaciones eléctricas industriales cuentan con su propia planta de generación de energía eléctrica, constituida por los turbogeneradores, tal es el caso de los ingenios azucareros, refinerías de PEMEX, complejos petroquímicos, plataformas petroleras, etc.

Hora peak Las instalaciones eléctricas industriales

Actualmente debido a los altos costos de la energía eléctrica por parte de las empresas suministradoras, algunas empresas utilizan sus plantas de emergencia para su autoabastecimiento de energía eléctrica en las horas de demanda máxima (hora peak), tal es el caso de una importante cadena de supermercados a nivel nacional. Entre los equipos de principal importancia de una instalación eléctrica industrial, podemos mencionar los siguientes:

1. Subestación receptora – reductora (transformadores, interruptores, cuchillas seccionadoras, aisladores, apartarrayos, pararrayos, etc.)

2. Líneas y cables de energía.

3. Subestaciones de distribución.

4. Centros de carga, formados por breakers.

5. Centros de control de motores eléctricos (C.C.M.), constituidos por los breakers, arrancadores magnéticos, arrancadores de estado sólido, drives, p.l.c., etc.

6. Bancos de capacitares de baja tensión y de alta tensión.

7. Circuitos de alumbrado.

8. Motores eléctricos tipo rotor jaula de ardilla, tipo rotor devanado, síncronos, etc. 9. Planta (generadores) de emergencia. 10.Sistemas y red de tierra.

CLASIFICACIÓN DE LAS SUBESTACIONES ELÉCTRICAS.

Una subestación eléctrica es el conjunto de máquinas, aparatos, equipos y circuitos que tienen la función de modificar las características o parámetros de la potencia eléctrica (tensión y corriente) y de proveer un medio de interconexión y despacho entre las diferentes líneas de transmisión de un sistema.

Desde el punto de vista de la función que desempeñan las subestaciones eléctricas, estas se pueden clasificar como sigue:

Subestaciones de las plantas generadoras o centrales eléctricas.

Estas se encuentran adyacentes a las centrales eléctricas o plantas generadoras de energía eléctrica para modificar los parámetros de la potencia suministrados por los generadores para permitir la transmisión en alta tensión en las líneas de transmisión a este respecto se puede mencionar que los generadores de una central pueden generar la potencia entre 4.16 K.V. y 25 K.V. y la transmisión dependiendo de la cantidad de energía o potencia y la distancia se puede efectuar a 115, 230 o 400 K.V.

En México

En algunos países se utilizan tensiones de transmisión de 765 K.V. como es el caso de Brasil, 800 K.V. como el caso de Venezuela y hasta de 1,200 K.V. Subestaciones receptoras primarias.- Estas son alimentadas directamente de las líneas de transmisión y reducen la tensión a valores menores para la alimentación de los sistemas de subtransmisión o las redes de distribución.

Receptoras secundarias

Dependiendo de la tensión de transmisión pueden tener en su secundario tensiones del orden de 115 K.V. y eventualmente 34.5 K.V., 13.8 K.V. ó 4.16 K.V. Subestaciones receptoras secundarias.- Estas son por lo general alimentadas por las redes de subtransmisión y suministran la energía eléctrica a las redes de distribución a tensiones comprendidas entre 34.5 K.V. y 13.8 K.V. Las Subestaciones Eléctricas también se pueden clasificar por el tipo de instalación de la siguiente manera:

Subestaciones tipo intemperie.

– Estas subestaciones se construyen en terrenos expuestos a la intemperie y requieren de un diseño, aparatos y equipos capaces de soportar el funcionamiento bajo condiciones atmosféricas adversas (lluvia, viento, nieve, e inclemencias atmosféricas diversas) por lo general se adoptan en los sistemas de alta y extra alta tensión.

Subestación tipo interior.

– En este tipo de subestaciones los aparatos y equipos que se utilizan están diseñados para operar en interiores, actualmente las subestaciones tipo interior son utilizadas en las industrias. Subestación tipo blindado (Subestaciones Compactas).

– En estas subestaciones los aparatos y equipos se encuentran muy protegidos y el espacio necesario es muy reducido en comparación a las construcciones de subestaciones convencionales, por lo general se utilizan en el interior de fabricas, hospitales, auditorios, grandes edificios, centros y plazas comerciales que requieren de poco espacio para estas instalaciones, por lo que se utilizan por lo general en tensiones de distribución (23 K.V. y 13.8 K.V). Subestaciones en Hexafluoruro de Azufre (SF6).

– En estas subestaciones la mayor parte de sus componentes se encuentran completamente aislados en el interior de compartimientos que contienen un gas con altas propiedades dieléctricas, a este gas se le conoce con el nombre de gas hexafluoruro de azufre (SF6). Ocupan este tipo de subestaciones un reducido espacio en comparación con las subestaciones tipo intemperie. Su operación se efectúa a tensiones que van desde 13.8. 23, 34.5, 115, 230, 400, 735 y 800 K.V. Subestaciones móviles.

– Este tipo de subestaciones se encuentran instaladas sobre una plataforma móvil (tipo remolque de tractocamión). Son utilizadas por las empresas suministradoras de energía eléctrica para sustituir de manera temporal a toda o parte de una subestación de potencia cuando esta última ha fallado. Operan en tensiones de 115 K.V. para reducir a 13.8 K.V. y su capacidad promedio es de 10 M.V.A = 10,000 K.V.A. ELEMENTOS QUE INTEGRAN UNA SUBESTACIÓN ELÉCTRICA DE POTENCIA Y DE MEDIA TENSIÓN.

1. Transformador de potencia.

2. Autotransformadores de potencia.

3. Transformadores de servicios propios.

4. Transformadores de potencial. (T.P.)

5. Transformadores de corriente.(T.C.)

6. Divisores de voltaje.

7. Interruptores de potencia.

8. Cuchillas seccionadoras de apertura con carga.

9. Cuchillas seccionadoras de apertura sin carga.

10.Cuchillas de puesta a tierra.

11.Bus o barras colectoras.

12.Bobina o reactor Petersen.

13.Apartarrayos.

14.Pararrayos.

15.Hilos de guarda.

16.Red de tierras.

17.Aisladores.

18.Fusibles de potencia.

19.Tableros de operación, control, medición y protecciones.

20.Bancos de baterías.

21.Equipo de comunicaciones.

22.Banco de Capacitores de alta tensión.

SISTEMAS INDUSTRIALES DE DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA.

Dentro del estudio de los sistemas eléctricos de potencia, debemos de conocer las diferentes etapas por las que pasa la energía eléctrica desde su generación, hasta su utilización por los consumidores o usuarios. Estas etapas podemos dividirlas de la siguiente manera:

• Generación.

• Transformación de baja tensión para alta tensión.

• Transmisión en alta tensión.

• Transformación de alta tensión para baja tensión.

• Distribución.

• Utilización o consumo.

La distribución a zonas urbanas, zonas rurales y zonas industriales y aún dentro de las propias industrias requiere de calidad, esto es, un buen “nivel” de voltaje, y requiere también de continuidad del servicio; para esto se deben de disponer de circuitos de distribución eléctrica confiables con arreglos que permitan una determinada flexibilidad de los sistemas para reducir al mínimo posible las interrupciones en el suministro en el servicio de la energía eléctrica, ya sea por fallas que ocurran o por mantenimiento de los equipos eléctricos (transformadores, líneas de conducción, buses, etc.) y que se necesitan sacar de servicio (llevar a cabo una “libranza”).

Los dispositivos que intervienen en las operaciones y maniobras de switcheo de líneas de distribución, son:

• Los interruptores (en aceite, en SF6, al vacío, etc.).

• Los seccionadores de alta tensión de operación en grupo y apertura con carga.

• Las cuchillas seccionadoras de apertura con carga.

• Las cuchillas seccionadoras de apertura sin carga.

• Los cortacircuitos fusibles que normalmente van instalados en las terminales de alta tensión de los transformadores de distribución.

Los sistemas de distribución de energía eléctrica, se pueden analizar e interpretar mediante la aplicación de la simbología NEMA de diagramas trifilares y diagramas unifilares de sistemas eléctricos.

¿Qué es un diagrama trifilar?

Un diagrama trifilar es aquel diagrama que mediante el trazo de tres líneas más sus correspondientes símbolos NEMA nos permite interpretar todos y cada uno de los equipos, aparatos, dispositivos, etc. que forman parte de un sistema eléctricos de tres fases o comúnmente conocido como sistema eléctrico trifásico.

Sistema eléctrico trifásico

Este tipo de diagrama va acompañado de sus respectivas leyendas y especificaciones técnicas de los equipos, tales como capacidad de transformadores, calibres de conductores, etc. ¿Qué es un diagrama unifilar? Un diagrama unifilar, es aquel diagrama que mediante el trazo de una línea más sus correspondientes símbolos NEMA (un símbolo) nos permite interpretar todos y cada uno de los equipos, aparatos, dispositivos, etc. que forman parte de un sistema eléctrico de tres fases o comúnmente conocido como sistema eléctrico trifásico.

Diagrama trifilar

Este tipo de diagrama va acompañado de sus respectivas leyendas y especificaciones técnicas de los equipos, tales como capacidad de transformadores, calibres de conductores, etc. Los sistemas de distribución eléctrica en sus diferentes arreglos básicos, se pueden analizar e interpretar, mediante los siguientes diagramas de tipo trifilar y unifilar:

• Sistema radial simple.

• Sistema radial con centros de carga.

• Sistema radial selectivo en el primario con centros de carga.

• Sistema secundario selectivo con centros de carga.

• Sistema primario en anillo con centros de carga.

• Sistema primario selectivo – red secundaria.

SISTEMA RADIAL SIMPLE.

Características: Un solo alimentador primario. Un solo transformador que alimenta un bus secundario. Adecuado para cargas hasta de 1,000 K. V. A. Ventajas: Es muy económico. Es simple. Es fácil de operar. Fácil de ampliar. Desventajas: Baja confiabilidad.. En caso de falla en el transformador o en el cable primario, se pierde el servicio. Altas corrientes de corto circuito. Mala regulación de tensión. El equipo debe de desconectarse para mantenimiento.

SISTEMA RADIAL CON CENTROS DE CARGA.

Características: Un solo alimentador primario. Cada transformador alimenta un solo centro de carga o tablero de distribución secundaria. Adecuado para cargas mayores de 1,000 K. V. A.

Ventajas:

Es bastante económico en relación con otros sistemas más complejos.

Es simple de operar y fácil también. Fácil de ampliar.

Buena regulación de tensión por tener alimentadores secundarios cortos.

Más confiable que el radial simple.

Bajas corrientes de corto circuito.

Desventajas:

En caso de falla de un transformador, debe desenergizarse el área correspondiente para reparaciones. Si el alimentador principal falla, la interrupción del servicio es total.

El equipo debe desconectarse para mantenimiento rutinario.

SISTEMA SECUNDARIO SELECTIVO CON CENTROS DE CARGA.

Características: Dos alimentadores primarios.

Dos transformadores en cada centro de carga.

Un interruptor de enlace entre los dos centros o tableros de distribución (normalmente abierto).

Este interruptor debe tener bloqueos con los interruptores principales secundarios para evitar la conexión y operación en paralelo de los dos transformadores pues se aumentaría la corriente de corto circuito.

Ventajas:

Más confiable que los anteriores sistemas. En caso de falla de un alimentador o de un transformador, es posible alimentar todos los tableros secundarios. Restauración rápida del suministro de energía eléctrica. Este sistema combinado con el sistema primario selectivo da un alto grado de confiabilidad.

Desventajas:

Más costoso que los sistemas “Radial con centros de carga” y “Radial selectivo en el primario con centros de carga”, dependiendo de que si un alimentador falla el otro alimentador debe tener la capacidad de llevar toda la carga de la planta industrial, dependiendo también de la capacidad (en K. V. A.) de reserva de cada transformador. Su operación es más delicada.

SISTEMA PRIMARIO EN ANILLO.

Características: Dos alimentadores primarios. Un juego de dos cuchillas desconectadoras de operación sin carga o de operación con carga y un seccionador bajo carga para cada transformador. Ventajas: Ventajoso cuando los centros de carga están muy separados entre ellos. Ligeramente más económico que el “Sistema radial selectivo en el primario”.

En caso de falla de algún transformador puede aislarse el equipo, o en caso de falla de algún tramo de la línea, se puede aislar el tramo de línea o aislar el equipo y dar el servicio de suministro de energía eléctrica a los demás usuarios. Desventajas: Más complicado de operar. Existe el peligro de energizar un punto por dos lados. Si falla un transformador se pierde el servicio a la carga que alimenta.

TRANSFORMADORES.

ESTUDIO DEL TRANSFORMADOR.

El transformador es una máquina electromagnética que sirve para transferir energía eléctrica entre dos circuitos aislados eléctricamente y unidos magnéticamente. La transferencia se efectúa con frecuencia constante. También se define a un transformador como una máquina que cambia las características de la energía eléctrica, tales como el voltaje y la corriente, pero con frecuencia constante.

Voltaje que el que reciben

Los Transformadores pueden ser reductores o elevadores. Son reductores cuando entregan la energía a menor voltaje que el que reciben. Son elevadores cuando entregan la energía a mayor voltaje que el que reciben. Normalmente los transformadores tienen dos embobinados uno con suficiente aislamiento para operar a alta tensión y el otro con menor aislamiento para operar a baja tensión. De lo anterior se deduce el nombre que reciben los embobinados de un transformador.

a. Alta tensión.

b. Baja tensión. Como regla general recibe el nombre de embobinado primario, el embobinado de un transformador que recibe la energía en alta o en baja tensión. Recibe el nombre de embobinado secundario, el embobinado de un transformador que entrega la energía al sistema en baja o en alta tensión. Las partes principales de que está constituido un transformador son las siguientes:

1. El núcleo magnético: Está formado por un conjunto de laminaciones de material de muy buena calidad normalmente de alto contenido de silicio, las laminaciones van superpuestas y varían sus espesores entre 15 y 25 milésimas de pulgada. El núcleo formando un marco o un cuadro de determinadas dimensiones constituye un circuito magnético cerrado.

2. Los embobinados: Normalmente el transformador lleva un embobinado de baja tensión y otro de alta tensión con suficiente aislamiento en cada caso quedando el de baja tensión hacia adentro y el de alta tensión hacia fuera, con el núcleo magnético en el centro de los dos, en los tipos de transformadores más comunes.

El tanque principal:

Es un depósito completamente hermético que contiene en su interior el núcleo magnético con los embobinados del transformador los que quedan sumergidos dentro del aceite aislante que contiene el tanque.

Lleva en la parte superior una tapa que se coloca herméticamente haciendo uso de una junta especial. Sobre la tapa superior van colocadas unas boquillas aislantes de porcelana llamadas bushings a las que van conectadas las terminales de alta tensión, en la parte frontal van colocadas tres o cuatro boquillas aislantes a las que van colocadas las terminales del embobinado de baja tensión (las “pasa tapas”).

Prueba de rigidez dieléctrica

contiene tambien, el transformador instalado conectado en la parte exterior superior un indicador de nivel que marca en todo momento el nivel del aceite dentro del tanque. En la parte inferior del tanque hay una conexión de tubería con una válvula que sirve para drenar el aceite del tanque y otra válvula de menor tamaño para obtener muestras del aceite al cual se le efectúa periódicamente su “prueba de rigidez dieléctrica”.

Como se comprenderá el transformador es una pieza estática que carece de piezas móviles, no tiene entrehierro como sucede con las máquinas eléctricas rotatorias (como por ejemplo: los generadores o los motores) y las pérdidas en él mismo son muy reducidas, razón por la cual esta máquina (como la denominan algunos autores) es la más eficiente de todas las máquinas eléctromagnéticas, teniendo el caso de transformadores con una eficiencia igual al 98% y al 99%.

– NÚCLEO DE HIERRO, DEVANADO DE MENOR TENSIÓN, DEVANADO DE MAYOR TENSIÓN

– Para determinar muchas soluciones entre voltaje, espiras y corriente no se comete ningún error apreciable al considerar que esta máquina tiene una eficiencia igual al 100%. PRINCIPIO DE OPERACIÓN.

Transformar energía eléctrica

El principio de operación del transformador se basa en que se puede transformar energía eléctrica por inducción electromagnética entre dos grupos diferentes de bobinas que se encuentran colocadas en el mismo circuito magnético (núcleo magnético) en el que deberá tenerse un flujo magnético variable.

Alternadores

En los generadores de corriente continua y también en los alternadores, el flujo producido en el circuito magnético es constante, pero se logra su variación con el movimiento relativo de los conductores con respecto al campo magnético y viceversa.

(En el generador de corriente continua: se mueven los conductores y permanecen fijos los polos magnéticos. En el generador de corriente alterna o alternador: se mueven los polos magnéticos y permanecen fijos los conductores). La operación del transformador se basa en el principio de inducción de Faraday.

Si alimentamos el primario de un transformador con corriente continua, el flujo inducido por este tipo de corriente que es unidireccional será constante y la fuerza electromotriz inducida (o voltaje) será igual a cero.

Devanado

Para que un transformador pueda operar satisfactoriamente, es necesario alimentar su devanado o embobinado primario con voltaje de corriente alterna, pues debido a que esta varía cíclicamente con la frecuencia (60 ciclos por segundo) de la línea de alimentación, el flujo magnético producido por ella en el transformador variará, y esta variación permitirá que en el transformador haya inducción de fuerza electromotriz inducida (voltaje).

Una de las figuras anteriores nos representa el circuito magnético y los embobinados primario y secundario con las direcciones en que circulan las corrientes y el flujo magnético.

Transformador reductor

Si consideramos que se trata de un transformador reductor en el que el embobinado primario deberá tener mayor número de espiras que el embobinado secundario, es decir N1>N2. Tomando en cuenta que al aplicarle corriente alterna, esta estará entrando al transformador por su terminal superior durante la alternancia negativa.

Debido a esta condición y aplicando la regla del tirabuzón veremos que se conduce un flujo magnético que en este caso se desplazará a través del núcleo en el sentido de las manecillas del reloj.

Para determinar el sentido en que circulará la corriente inducida en el embobinado o devanado secundario, debemos aplicar la Ley de Lenz, que establece lo siguiente:

“En todos los casos de inducción electromagnética los efectos se oponen a las causas que las producen”. Por consiguiente la corriente inducida en el embobinado o devanado secundario deberá inducir un flujo magnético que se oponga al flujo magnético que lo produjo.

(núcleo magnético)

El flujo magnético inducido por la corriente del embobinado primario (I1) y que llamaremos Øm, al desplazarse a través del circuito magnético (núcleo magnético), cortará también los conductores del embobinado secundario, siendo común a los dos embobinados, razón por la cual se le conoce con el nombre de flujo mutuo.

La dirección que deberá tener la corriente inducida en el embobinado o devanado secundario deberá ser tal que el flujo magnético inducido por ella en ese embobinado tenga tal dirección que se oponga al flujo mutuo.

Alternancia positiva

Todas las condiciones establecidas en el transformador serán válidas por lo que a los sentidos se refiere, durante las alternancia positiva y se invertirán todas durante la alternancia negativa. Teniendo en cuenta que el flujo mutuo es común al primario y al secundario la fuerza electromotriz inducida en una espira del primario deberá ser igual a la fuerza electromotriz inducida en una espira del secundario.

Embobinado primario

Llamando por N1 al número de espiras que tiene el embobinado primario y por N2 al número de espiras que tiene el embobinado secundario; por E1 a la fuerza electromotriz inducida en el primario y por E2 a la fuerza electromotriz inducida en el secundario, podemos establecer entonces que la fuerza electromotriz inducida en una espira del primario debe ser igual a la fuerza electromotriz inducida en una espira del secundario, lo cual queda establecido por medio de la siguiente fórmula:

{E1/N1 = E2/N2} – – – – – – – – – – – – (1), y de aquí se deduce que: {E1/E2 = N1/N2 = r} – – – – – – – – – – (2), siendo r, relación de transformación.

Electromotriz inducida

Lo anterior nos indica que la fuerza electromotriz inducida en cualquiera de los embobinados del transformador es directamente proporcional al número de espiras (vueltas) y que la relación que existe entre las fuerzas electromotrices inducidas de los embobinados es igual a la relación que existe entre el número de espiras o vueltas, valor que para cualquier transformador es una relación constante que se conoce con el nombre de “relación de transformación” (r).

PARTES DE UN TRANSFORMADOR DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA INDUSTRIAL.

1. Termómetro, escala 0 grados centígrados a 120 grados centígrados.

2. Indicador del nivel del aceite dieléctrico.

3. Tapa superior para inspección interna.

4. Cambiador de taps o derivaciones para operar exteriormente y desnergizado.

5. Base el tanque.

6. Ganchos para levantar el tanque.

7. Soporte para levantar con gato hidráulico.

8. Bushings o boquillas de alta tensión. H1, H2, H3.

9. Bushings o boquillas de baja tensión. X0, X1, X2, X3.

10.Panel o radiadores para enfriamiento del aceite.

11.Placa de datos o características técnicas.

12.Orejas para levantar la tapa superior del tanque.

13.Manómetro para indicar la presión positiva interna del nitrógeno.

14.Cople de 25 mm en la tapa o codo para el llenado del aceite.

15.Diafragma de alivio de sobre presión.

16.Válvula de globo de 25 mm de diámetro, para drenado del aceite.

17.Zapata Terminal para conexión a tierra del tanque del transformador. 18.Válvula de muestreo del aceite.

BANCOS TRANSFORMADORES.

Bancos de Transformadores. En las grandes subestaciones de los sistemas de potencia, así como en los circuitos de distribución urbana y rural, es necesario a menudo instalar bancos de transformadores monofásicos en conexiones trifásicas de acuerdo con las necesidades que se presenten.

En los sistemas trifásicos pueden utilizarse tres transformadores en banco para este fin. Hay cuatro formas normales de conectar un banco trifásico:

1. Conexión Delta-Delta.

2. Conexión Estrella –Estrella.

3. Conexión Delta-Estrella.

4. Conexión Estrella-Estrella. Las principales condiciones para la conexión en banco de transformadores monofásicos, son las siguientes: v Que los transformadores tengan la misma capacidad en K.V.A. v Que sus voltajes primario y secundario sean iguales.

(Misma relación de voltajes).

v Que tengan idénticas marcas de polaridad. v Es necesario que los diagramas vectoriales o fasoriales resultantes de las tres fases, formen figuras iguales y de lados paralelos. v Es recomendable que los transformadores sean del mismo fabricante (IEM, Prolec, etc.). Transformadores Trifásicos. Si conocemos el diagrama vectorial o fasorial que representa las conexiones del transformador, la identificación de fases es sumamente sencilla.

Al efectuar las interconexiones de devanados delta-delta o estrella-estrella, hay la posibilidad de hacerlo de tal manera que la baja tensión quede en fase 0 grados ò a 180 grados con respecto a la alta tensión, y en los arreglos estrella-delta ò delta-estrella, se puede obtener la baja tensión 30 grados adelante o atrás de la alta tensión.

Las normas establecen que en los casos delta-delta y estrella-estrella, la baja tensión debe estar en fase con la alta tensión, y en los casos estrella-delta y delta-estrella, la baja tensión debe estar 30 grados atrás de la alta tensión.

Polaridad de los transformadores.

La polaridad de los transformadores indica el sentido relativo instantáneo del flujo de corriente en las terminales de alta tensión con respecto a la dirección del flujo de corriente en las terminales de baja tensión. La polaridad de un transformador de distribución monofásico puede ser aditiva o substractiva.

De acuerdo con las normas industriales, todos los transformadores de distribución monofásicos de hasta 200 K.V.A. con voltajes en el lado de alta tensión de hasta 8,660 volts (voltaje en el devanado) tienen polaridad aditiva. Todos los demás transformadores monofásicos tienen polaridad substractiva.

Operación en paralelo de transformadores.

Conexión en paralelo de transformadores trifásicos. Dependiendo el tipo de conexión es el desplazamiento angular entre el devanado primario y el devanado secundario.

Se llama desplazamiento angular al desfasamiento en tiempo y en espacio (medido en grados) entre los neutros eléctricos del primario y secundario de un banco de transformadores trifásicos. En caso de una conexión estrella la línea angular es la recta que se prolonga del neutro hasta la punta H1 o X1 según la estrella sea el devanado de alta o de baja tensión.

Si la conexión es delta y de fases balanceadas en voltajes la línea angular va del centro de gravedad del triángulo a la terminal H1 o X1 según la delta sea el devanado de alta o baja tensión.

El centro de la delta recibe el nombre de neutro aún cuando físicamente es imposible localizar el neutro en un sistema delta. Cuando se trata de conectar en paralelo dos transformadores trifásicos, es necesario que los diagramas vectoriales o fasoriales resultantes de las tres fases formen figuras iguales y de lados paralelos.

Razones para la operación en paralelo de transformadores.

Dos o más transformadores operan en paralelo cuando:

1. La capacidad de generación es muy grande y no se fabrican transformadores para esta capacidad, o bien si se quiere repartir la carga.

2. Se aumenta la capacidad instalada en alguna subestación eléctrica de potencia o industrial, ya que resulta más conveniente conectar en paralelo otro transformador con el transformador ya existente para satisfacer la demanda de energía eléctrica, que instalar uno nuevo que tenga la capacidad total.

3. Se desea continuidad de servicio en una instalación eléctrica de potencia o industrial donde la carga se divide en dos o más transformadores en paralelo, de tal manera que el servicio no quede interrumpido por falla o mantenimiento preventivo de un transformador (por libranza).

Definición.

– Se dice que dos transformadores operan en paralelo cuando sus devanados primarios están conectados a una misma fuente y sus devanados secundarios están conectados a una misma carga. Condiciones para la operación de transformadores en paralelo. Para que dos o más transformadores operen correctamente en paralelo, deben de satisfacer las siguientes condiciones, tener:

v Igual relación de transformación (iguales voltajes tanto en sus devanados primarios como en sus devanados secundarios).

v Igual polaridad. v Deben conectarse con la misma secuencia de fase. Instructivo para la operación de transformadores en paralelo. Las condiciones teóricamente ideales para la operación en paralelo de los transformadores son:

1. Idéntica relación de vueltas y de voltajes nominales.

2. Igual porcentaje de impedancias.(Una buena conexión en paralelo se considera como realizable, cuando el porcentaje de impedancia de los devanados de los transformadores, están dentro de 7.5% de uno respecto al otro).

3. Igual relación de resistencia a reactancia.

4. La misma polaridad.

5. El mismo desplazamiento del ángulo de fase.

6. El mismo sentido de rotación de las fases. Transformadores monofásicos.- Para transformadores monofásicos únicamente son aplicables las cuatro primeras condiciones, ya que no hay rotación de fases ni desplazamiento angular, debido a la transformación de voltajes.

Transformadores Trifásicos.

– Para transformadores trifásicos, permanecen válidas las mismas condiciones, excepto que en este caso, debe tomarse en consideración la cuestión de rotación de fases y el desplazamiento angular.

Especificaciones técnicas para transformadores.

– v Tensión Primaria: 13,200 V., o 23,000 V., o 34,500 V. (Voltaje que se recibe en el devanado primario).

v Conexión del primario: Delta. (Conexión que tiene el devanado de alta tensión). v Tensión Secundaria: 440V/254V, o 220V/127V. (Voltaje que se entrega en devanado secundario). v Conexión del Secundario: Estrella. (Conexión que tiene el devanado secundario, por ejemplo de baja tensión y que incluye el neutro).

v Frecuencia: 60 ciclos por segundo. (Frecuencia del voltaje suministrado y de diseño del transformador). v Sobrelevación de temperatura: 65 grados centígrados. (Se refiere a que la temperatura admisible del aceite del transformador puede ser de 65 grados centígrados sobre la temperatura ambiente y que esta última puede catalogarse como de 30 o 40 grados centígrados) v Altura de operación: 1,500 m.s.n.m. – 2,280 m.s.n.m.

(Se refiere a la altura sobre el nivel del mar en que el transformador tiene una buena ventilación para su enfriamiento). v Tipo de enfriamiento: O.A., u O.A./F.A. (Se refiere a que se trata de un transformador cuyo núcleo y sus devanados están sumergidos en aceite dieléctrico, enfriado por las corrientes de aire circundante, mucho mejor si tiene tubos radiadores, F.A.

consiste en agregar ventilación forzada, mediante ventiladores). v Capacidad o Potencia: en K.V.A. (Kilo volts amperes). v Se refiere a la potencia o capacidad para la cual fue diseñado el transformador. Polaridad de los transformadores.- La polaridad de los transformadores indica el sentido relativo instantáneo del flujo de corriente eléctrica en las terminales de alta tensión con respecto a la dirección del flujo de corriente eléctrica en las terminales de baja tensión.

La polaridad de un transformador de distribución monofásico puede ser aditiva o substractiva. Una simple prueba para determinar la polaridad de un transformador consiste en conectar dos bornes adyacentes de los devanados de alta y baja tensión y aplicar un voltaje reducido a cualquiera de los devanados. La polaridad es aditiva si el voltaje medido entre los otros dos bornes de los devanados es mayor que el voltaje en el devanado de alta tensión (Fig. A).

La polaridad es substractiva si el voltaje medido entre los dos bornes de los devanados es menor que el voltaje del devanado de alta tensión (Fig. B). De acuerdo con las normas industriales, todos los transformadores de distribución monofásicos de hasta 200 KVA con voltajes en el lado de alta tensión de hasta 8,660 volts (voltaje del devanado) tienen polaridad aditiva. Todos los demás transformadores monofásicos tienen polaridad substractiva.

Designación de las terminales de transformadores trifásicos y monofásicos.

– De acuerdo con las normas industriales, la terminal de alta tensión marcada como H1, es el de la derecha, visto el transformador desde el lado de la alta tensión y las demás terminales “H” siguen un orden numérico de derecha a izquierda.

La terminal H0 de los transformadores trifásicos, si existe, está situada a la derecha de la terminal H1 visto el transformador desde el lado de la alta tensión. En los transformadores monofásicos la terminal de baja tensión X1, está situada a la derecha, visto el transformador desde el lado de la baja tensión, si el transformador es de polaridad aditiva (X1 queda diagonalmente opuesto a H1), o a la izquierda, si el transformador es de polaridad substractiva (H1 y X1 son adyacentes).

En los transformadores trifásicos, la terminal X1 queda a la izquierda, visto el transformador desde el lado de baja tensión. Las terminales X1 y X3 están situados para que las tres terminales queden en orden numérico de izquierda a derecha. La terminal X0, si existe, està situada a la izquierda de la terminal X1. Conexión en paralelo de transformadores monofásicos.

– Si se necesita mayor capacidad en una subestación, pueden conectarse en paralelo dos transformadores de igual o distinta potencia nominal. Los transformadores monofásicos de polaridad aditiva o substractiva pueden conectarse en paralelo satisfactoriamente si se conectan como se indica a continuación y se cumplen las condiciones siguientes:

1. Voltajes nominales idénticos.

2. Derivaciones idénticas.

3. El porcentaje de impedancia de uno de los transformadores debe de estar comprendido entre el 92.5% y el 107.5% del otro.

4. Las características de frecuencia deben de ser idénticas. 5. Preferentemente que sean del mismo fabricante.


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