ITC(curso)_Tensión_01

5/10/2018 ITC(curso)_Tensión_01 - slidepdf.com

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ÍNDICE

DISEÑO DE ESTACIONES DE ALTA TENSIÓN (MÓDULO I).........................................................................1

1 INTRODUCCIÓN.....................................................................................................................................................1

1.1 EL SISTEMA ELÉCTRICO............................................................................................................................................11.2 NIVELES DE TENSIÓN................................................................................................................................................41.3 I NTRODUCCIÓN AL DISEÑO DE ESTACIONES...................................................................................................................41.4 EQUIPOS Y MATERIALES............................................................................................................................................7

2 INGENIERÍA BÁSICA Y PROYECTO EJECUTIVO.........................................................................................9

1.5 I NGENIERÍA BÁSICA..................................................................................................................................................9

1.6 PROYECTO EJECUTIVO.............................................................................................................................................103 DISEÑO CIVIL........................................................................................................................................................13

1.7 I NVESTIGACIÓN DE SUELO........................................................................................................................................131.8 MOVIMIENTO DE SUELO..........................................................................................................................................131.9 CAMINOS I NTERNOS................................................................................................................................................14

1.9.1 Materiales..................................................................................................................................................15

1.9.2 Ejecución Pavimento Pétreo......................................................................................................................16 1.10 SISTEMA DE DRENAJE...........................................................................................................................................17

1.10.1 Drenaje Subterráneo................................................................................................................................18

1.10.2 Cálculo Básico.........................................................................................................................................201.10.3 Drenaje Superficial..................................................................................................................................22

1.11 CANALETAS, CÁMARAS Y DUCTOS..........................................................................................................................22

1.11.1 Canaletas.................................................................................................................................................221.11.2 Cámaras...................................................................................................................................................241.11.3 Ductos......................................................................................................................................................25

1.12 FUNDACIONES Y SOPORTES DE EQUIPOS...................................................................................................................251.12.1 Fundaciones de Equipos..........................................................................................................................25

1.12.2 Soportes y Capiteles de Equipos..............................................................................................................281.12.3 Fundación para Transformadores de Potencia.......................................................................................28

1.12.4 Paredes Corta Fuego............................................................................................................................ ...301.12.5 Fosa Separadora de Aceite......................................................................................................................30

4 DISEÑO ELECTROMECÁNICO (PARTE 1).....................................................................................................33

1.13 MALLA DE TIERRA...............................................................................................................................................331.13.1 Resistividad del Terreno..........................................................................................................................331.13.2 Medición de la Resistividad del Suelo.....................................................................................................35

1.13.3 Diseño de la Malla de Tierra...................................................................................................................411.13.4 Criterios Generales para el Diseño de la Malla de Tierra.....................................................................46

1.13.5 Cálculo de la Malla de Tierra.................................................................................................................50

1.14 CASA DE CONTROL...............................................................................................................................................571.15 CRITERIOS PARA LA ELECCIÓN DEL ESQUEMA ELÉCTRICO...........................................................................................591.16 ESQUEMA DE PRINCIPIO DE BARRAS........................................................................................................................611.17 DIAGRAMA U NIFILAR DE POTENCIA.........................................................................................................................651.18 SOBRETENSIONES..................................................................................................................................................68

1.18.1 Sobretensiones Externas..........................................................................................................................691.18.2 Sobretensiones Internas...........................................................................................................................75

1.19 COORDINACIÓN DE AISLACIÓN................................................................................................................................781.19.1 Conceptos Básicos...................................................................................................................................78

1.19.2 Soportabilidad de la Aislación.................................................................................................................801.19.3 Nivel de Aislamiento Padronizado...........................................................................................................82

- I -



1.19.4 Criterios de Coordinación de Aislación..................................................................................................841.20 DISTANCIAS ELÉCTRICAS.......................................................................................................................................86

1.20.1 Requisitos para Distancias Fase – Tierra...............................................................................................87

1.20.2 Requisitos para Distancias Fase – Fase..................................................................................................90

1.20.3 Requisitos Adicionales para Mantenimiento y Seguridad.......................................................................921.21 PATIO DE MANIOBRAS – DISPOSICIONES CONSTRUCTIVAS..........................................................................................951.21.1 Disposición de Equipos............................................................................................................................951.21.2 Montaje de Equipos.................................................................................................................................98

1.21.3 Pórticos....................................................................................................................................................981.21.4 Aisladores..............................................................................................................................................106

- II -



Diseño de Estaciones de Alta Tensión (Módulo I)

1 Introducción.

Por lo general las informaciones para el diseño de estas instalacionesse encuentran dispersas en varios libros, manuales, y normas; y son,en su mayoría, de autores y editoriales extranjeras. Esto muchas vecesrepresenta un obstáculo en el momento de la búsqueda de lainformación.

El objeto del presente documento es el de servir de manual de apoyopara el profesional del área que desean contar, en solo documento, lasinformaciones, criterios y experiencias para el desarrollo de Proyectosde Estaciones y Subestaciones del tipo convencional aisladas en aire.

No se pretende condensar en un solo documento aspectos profundos o

específicos de cada área (especialidad), sino por el contrario sepretende que el lector pueda comprender el complejo funcionamientode la Estaciones apoyado en criterios, cálculos y exposiciones sencillas.

1.1 El Sistema Eléctrico.

La energía eléctrica es una de las formas de energía que más fácil ylejos se puede transportar y la que más usos y aplicaciones ofrece a lavida cotidiana.

Para ello se requiere de un sistema global compuesto por lageneración, el transporte y la distribución y al que se denominasistema eléctrico.

Para una mejor compresión se representa, en la Figura 1.1.1, unesquema general de un sistema eléctrico, el cual se describe acontinuación:

- Generación: En ella se genera la electricidad a partir de otrasfuentes de energía (hidráulica, térmica, nuclear, eólica, etc.). Lastensiones habituales de generación oscilan entre 3 y 23 kV.

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- Estaciones Transformadoras Elevadoras: Es el primer paso detransformación que encuentra la energía eléctrica a la salida de lascentrales de generación. Por lo general estos centros se encuentranalejados de los puntos de consumo por lo que la energía debe sertransportada; pero con el fin de que las pérdidas sean lo máspequeñas y que resulte económica, se eleva la tensión a 220 y/o550 kV.

- Líneas de Transmisión: Son las líneas aéreas que unen lasestaciones elevadoras con las subestaciones transformadoras, y portanto, transportan grandes bloques de energía a pequeña o largadistancia. Las tensiones en que operan estas líneas son lascorrespondientes a las de las salidas de las estaciones elevadoras.

- Subestaciones Transformadoras: En ella se reduce los valoresde tensión de transporte a valores para el reparto en las cercaníasde las grandes áreas de consumo. Los valores de tensión están entorno de 132, 66 o 23 kV. También en estas subestaciones serealiza la interconexión entre distintas líneas de transporte, por loque realiza, en tales, casos funciones de maniobra.

- Redes de Subtransmisión: Son las líneas que se distribuyen entorno a los grandes centros de consumo con valores de tensiónentre 132 y 66 kV. En la mayoría de las ocasiones estas redessuelen ser aéreas; sin embargo en centros urbanos importantes las

mismas son subterráneas.

- Subestaciones Transformadoras de Distribución: Transformanlos valores de tensión a los utilizados por las redes de distribuciónen media tensión, del orden de 23 y 5 kV.

- Redes de Distribución en Media Tensión: Son las líneas queunen las subestaciones transformadoras con los abonados en mediatensión y con las redes de baja tensión.

- Redes de Distribución en Baja Tensión: Son las líneas quesuministran energía eléctrica al consumidor final en BT.

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Figura 1.1.1 – Unifilar simplificado de un sistema eléctrico

De lo expuesto resalta que la tensión va cambiando en función a laetapa de transformación o transporte. Esto significa, que paratransportar la energía eléctrica se requiere de valores de tensioneselevadas y por consiguiente, corrientes reducidas, lo que redunda, enun ahorro económico por la utilización de conductores de seccionesinferiores al que se habría de utilizar si no se elevara la tensión paratransportar el mismo bloque de energía. Además la pérdida debida a laimpedancia propia de la línea es menor pues esta es función directa dela corriente que circula. A mayor tensión mayor volumen de energía

puede ser transportada.

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1.2 Niveles de Tensión.

Las tensiones en un sistema eléctrico se normalizan dependiendo de la

norma utilizada y en función de los criterios adoptados por lasempresas propietarias de los sistemas eléctricos.

Los niveles de tensión utilizados por la ANDE corresponden a:

Clasificación Tensión Nominal

Baja tensión: 220 y 380 V

Media tensión: 23 y 66 kV

Alta tensión: 220 kV

Muy alta tensión: 500 kV

Si bien en la actualidad el sistema eléctrico nacional no cuenta conlíneas o estaciones de 500 kV., la ANDE prevé para el año 2001 laconstrucción de una LT (Yacyretá – E. Ayolas ) y una estación (EstaciónAyolas) en este nivel de tensión.

En los EE.UU. se utiliza la siguiente clasificación:

Denominación Nivel de Tensión

Alta tensión (AT) o clase HV: 69, 115, 138, 161, 230 y287 kV

Extra alta tensión (EAT) oclase EHV:

345, 500 y 765 kV

Ultra alta tensión (UAT) oclase UHV:

1.000 a 1.500 kV

1.3 Introducción al Diseño de Estaciones.

Una estación eléctrica es un conjunto de equipos y dispositivoseléctricos que forman parte de un sistema eléctrico de potencia. Susprincipales funciones son: transformar tensiones y derivar circuitos depotencia.

El objetivo de diseño de una subestación es proporcionar la máximafiabilidad, flexibilidad y continuidad de servicio, con bajos costos deinversión y que satisfagan los requisitos del sistema.

Muchos factores influyen en la selección apropiada del tipo de estaciónpara una aplicación dada. El tipo más apropiado depende de muchos

factores tal como nivel de voltaje, capacidad de carga, consideracionesmedioambientales, limitaciones de espacio y requisitos de franja deservicio de la línea de transmisión.

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Los requisitos del sistema incluye la elección del nivel de voltajeóptimo que depende de la carga y de la distancia de las líneas detransmisiones comprometidas. Muchas plantas generadoras selocalizan a grandes distancias de los centros de carga para capitalizarel costo inferior de la zona, el caudal hídrico, el suministro decombustible económico, las consideraciones medioambientales menosseveras, etc. Por estas razones, el uso de voltajes elevados de 500 y750 kV están siendo empleados en todo el mundo.

Con el aumento general continuando de los costos de los equipos, lamano de obra y los terrenos, todo esfuerzo debe hacerse para obtenersoluciones que representen el mejor compromiso para satisfacer losrequisitos del sistema a mínimos costos. El costo de las grandes

estaciones se refleja en los transformadores de potencia, interruptoresy seccionadores; y la cantidad requerida de los mismos es función de ladisposición de barras y el arreglo de maniobra.

Una estación debe ser fiable, económica, segura y de diseño sencillocomo sea posible. El diseño debe proporcionar un alto nivel decontinuidad de servicio. Se debe prever la expansión futura sininterrupción del servicio, flexibilidad de funcionamiento y costo inicial yfinal bajo. Deben preverse recursos para el manteniendo de líneas,seccionadores e interruptores, sin interrupciones del servicio o riesgo alpersonal

Por fiabilidad, el proyecto de la estación debe evitar el bloqueo total dela misma, causado por fallas de interruptores o defectos de barras ydebe permitir la rápida restauración del servicio después de ocurrida lafalla.

En función a los niveles de tensión, la estaciones se dividen en:

Denominación Nivel de TensiónEstaciones detransmisión:

220 a 500 kV

Subestaciones desubtransmisión:

23 a 66 kV

Subestaciones dedistribución:

Hasta 23 kV

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Figura 1.3.1 – Estación 800 kV

Figura 1.3.2 – Estación 420 kV, México

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1.4 Equipos y Materiales.

Los equipos y materiales utilizados en una estación se puede resumir,

sin que ello sea limitativo, en los siguientes:- Transformadores de potencia- Equipos para maniobra y/o protección:

• Seccionador• Interruptor

- Equipos para protección y/o medición

• Transformador de corriente• Transformador de tensión• Transformador de tensión capacitivo

• Descargador de sobretensión• Banco de capacitores• Bancos de tierra• Filtros de armónicas

- Paneles de:

• Medición• Protección• Control• Registradores

- Equipos para comunicaciones:

• Trampa de onda o Bobina de bloqueo• Capacitor de acoplamiento• Unidad de sintonía• Panel de onda portadora• Central telefónica

- Equipos y materiales para los SS.AA:

• Transformador de SS.AA

• Tablero de SS.AA• Generador diesel de emergencia.• Banco de baterías y recticadores/cargadores110 y 48 Vcc• Luminaria y tomacorriente de patio

- Materiales varios:

• Conductores desnudos de AT (ACAR, ACSR, Acero HS, etc.)• Tubos de Al. para barras de distribución de corriente• Conectores, cadenas de aisladores y herrajes• Pórticos de reticulado metálico o de columna de H°A°

• Conductores desnudos de Cu, jabalinas, pletinas de A°G° yconectores para malla de tierra

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• Conductores de BT para SS.AA, control, medición, protección ycomunicación• Equipos contra incendio

En capítulos posteriores se desarrolla las funciones de los citados.

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2 Ingeniería Básica y Proyecto Ejecutivo.

1.5 Ingeniería Básica.

Antes de efectuar el proyecto ejecutivo, se debe pasar previamente porvarias etapas que comprende la recopilación de datos, el diseño básicode la estación, así como los estudios eléctricos correspondientes.

Se deben efectuar varios diseños de manera a analizar las diferentesalternativas y seleccionar aquella que reduzca al máximo la superficiedel terreno, que facilite la operación y el mantenimiento de los equiposy las instalaciones y por sobre todo, que técnica y económicamentesea la más indicada.

Los siguientes aspectos son manejados en esta etapa, sin que esto sealimitativo:

- Terreno

• Datos topográficos de las áreas posibles de construcción• Estudios preliminares de suelo• Resistividad del suelo• Datos catastrales incluyendo vías de comunicación• Tipo de polución

- Líneas de Transmisión Interconectados• Análisis de los posibles trazados de las futuras líneas,• Interferencia con otras obras

- Estudios Ambientales

• Análisis de las recomendaciones del estudio de impactoambiental• Evaluación de las características geológicas, topográficas yelaboración de los criterios de protección y salvaguardiaambiental

- Estudios de las Condiciones Meteorológica.• Determinación de criterios y selección de valores develocidad de viento, humedad, radiación solar, precipitaciónpluviométrica, etc.

- Estudios Eléctricos

• Cortocircuito• Corona, nivel de ruido y radio interferencia• Flujo de carga• Coordinación de aislación

• Estabilidad• Parámetros eléctricos del sistema eléctrico interconectado

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- Diseño básico

• Diagrama unifilar básico• Diagrama de principio de protección y control

• Diagrama básico de comunicaciones• Definición de los tipos de protecciones y del sistema decontrol• Arreglo de la estación• Caminos de accesos• Ubicación de la casa de control• Dimensiones mínimas de la casa de control• Inserción dentro del sistema interconectado con evaluación defuturas expansiones

- Criterios de construcción para las obras civiles, electromecánicas,

de control y de Protección.

Si bien aparenta que la tarea en voluminosa, muchos de los estudios ydatos ya son conocidos por la empresa distribuidora de energíaeléctrica, lo que facilita la tarea del proyecto básico. Generalmenteesta elabora el proyecto básico

1.6 Proyecto Ejecutivo.

Una vez concluido los tópicos señalados en el ítem anterior se esta en

condiciones de elaborar el proyecto detallado de la estación. Esta debellegar a un nivel de detalle que facilite al constructor/montador eldesarrollo de sus tareas y evite en lo posible errores de interpretación.

Siendo que el proyecto acompaña a la construcción de la estación, sedebe prever que los planos estén aprobados con suficiente antelaciónal inicio de cada frente de trabajo y así evitar atrasos imputables alproyectista. Esta tarea no siempre es sencilla debido que la mismadepende de la entrega de informaciones, en tiempo y forma, por elComitente o dueño de las obras a ser ejecutas (concesionario o

empresa distribuidora de energía).El proyecto ejecutivo consta esencialmente de las siguientes partes:

- Diseño Civil

• Movimiento de suelo• Cerco perimetral y portones de acceso• Sistema de drenaje• Disposición de obras civiles• Caminos principales, auxiliares y estacionamiento• Canaletas, registros, sumideros y cámaras

• Fundaciones para equipos de patio y pórticos• Fundación transformador de potencia

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• Estructura para pared corta fuego del trafo• Fosa recuperadora de aceite del trafo• Casa de Control – arquitectura y diseño estructural

• Casa de Control – servicios sanitarios• Caseta del Generador - arquitectura y diseño estructural• Caseta del Generador - fundación generador deemergencia• Tanque elevado para agua• Pozo absorbente y cámara séptica

- Diseño Electromecánico

• Malla de tierra y resistividad• Disposición de equipos en patio de maniobras• Detalles cadenas de aisladores• Detalles de soportes de A°G° para equipos• Detalles de montaje de equipos de patio• Pantalla electrostática• Tensado de conductores y cables de guardia• Dimensionamiento de barras colectoras (flexibles o rígidas)• SS.AA dimensionamiento de tableros, baterías,rectificadores, etc.• SS.AA dimensionamiento circuitos de CC y CA.• Luminarias y tomacorrientes del patio

• Ductos y canaletas – dimensionamiento y codificación• Casa de Control - disposición de equipos, paneles, armarios deinterconexión y bandejas de cables.

• Casa de Control - instalación eléctrica y de A.A• Casa de Control – blindaje contra descargas atmosféricas• Caseta del Generador - disposición del generador,accesorios y tablero de transferencia• Sistema anti incendio

- Diseño Eléctrico

• Diagrama unifilar de potencia

• Diagrama de relés y medidores• Trifilares de corriente alterna• Dimensionamiento circuitos de control• SS.AA – unifilar, bifilar y trifilar de CC/CA• Diagramas de control y protección (CC)• Cableado de borneras de equipos de patio y paneles• Diagrama esquemático enlaces de Onda Portadora• Enlace telefónico• Lista de cables

El alcance del diseño de una estación varía en función al tipo deestación requerida, si esta es ampliación o corresponde a un nuevo

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proyecto, al grado de confiabilidad, al número de posiciones, a lafunción dentro del sistema interconectado, etc.

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3 Diseño Civil.

1.7 Investigación de Suelo.

La investigación del suelo debe ser efectuada en la fase del proyectoejecutivo en los puntos previamente establecidos, a través de un planode investigación. Esta investigación deberá prever sondeos en lugaresdonde serán implantadas fundaciones (edificios); en el patio demaniobra podrá ejecutarse en puntos que permita obtener perfilesgeológicos que definan las diferentes camadas del suelo.

El programa de investigación es realizado con los siguientes objetivos:

- Determinar la profundidad, secuencia, espesor y naturaleza de las

camadas del suelo hasta profundidades requeridas por el estudio.- Determinar las características y propiedades de los materiales

encontrados (peso específico, tenor de humedad, resistencia, etc.),para evaluar el comportamiento del suelo cuando sometidas a lascondiciones impuestas por las estructuras proyectadas.

Los servicios son ejecutados en tres fases:

- En una primera fase son recolectadas muestras del suelo, en lospuntos predeterminados, para la realización de ensayos enlaboratorio.

- En la segunda fase se realizan sondeos a percusión, en los puntosestablecidos, acompañados por la determinación del peso específicoy del tenor de humedad.

- En la tercera, son definidos los ensayos complementariosnecesarios para definir algunos tipos de fundaciones, en base a losresultados obtenidos.

Para que el lector tenga conocimiento básico acerca del sondeo apercusión mencionamos que: ella emplea el sistema del “StandardPenetration Test” (SPT); el muestrador tiene 2” de diámetro externo y1 3/8” de diámetro interno; este es hincado en el terreno por golpes demartillo de 63 kg. en caída libre desde una altura de 30”, anotándoselos números de golpes necesarios para que penetre 6”, tres veces,hasta que perfore el total de 18”.

Toda esta etapa debe ser acompañado por un especialista de suelo, elque deberá interpretar el informe de los sondeos, proponer nuevosestudios e inclusive sugerir los tipos de fundaciones más apropiadas.

1.8 Movimiento de Suelo.

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Definida la propiedad donde se construirá la estación debe analizarse aprofundidad la cota final del terreno terminado, siendo parámetrosdeterminantes el sistema de drenaje, la declividad del terreno y elequilibrio entre corte y relleno.

El equilibrio entre corte y relleno es fundamentada en la economía. Enprincipio, el volumen de corte, siempre que fuere posible debe sercalculado en el orden de 20% superior al de relleno, a fin de compensarlas perdidas que ocurren en el transporte, del material superficialinadecuado y a perdidas debidas a la compactación.

En ocasiones la elección de la ubicación de la estación dependen deotros factores y que muchas veces es función del sistemainterconectado y su ubicación estratégica. Como consecuencia de esto,

algunas veces se requiere elevar el terreno con los costos que elloimplica.

Un error en la elección de la cota puede ocasionar acumulación de lasaguas pluviales aún con el sistema de drenaje.

Los siguientes trabajos de movimiento de suelo, en la obra, pueden serejecutadas:

- Desbroce de la capa vegetal y raíces y todo suelo que no seaapropiado para el relleno (30 a 40 cm)

- Relleno, compactación (en camadas no superior a 15 a 20 cm,medido antes de la compactación) y nivelación del terreno en lasdimensiones indicadas en el proyecto.

- Taludes terminados con pastos en panes o con rocas

1.9 Caminos Internos.

El proyecto debe contemplar el diseño de los caminos principales,secundarios, de servicio y los sectores de estacionamiento.

Los caminos internos se caracterizan por un trafico despreciable y porcargas máximas por eje o puntual de carácter excepcional. El proyectoconstructivo debe atender estas condiciones.

El camino principal es destinado al acceso de cargas pesadastransportadas en carretas tales como transformadores y reactores (sinaceite). La elección del tipo de pavimento (hormigón o asfalto) debeconsiderar el aspecto económico, que es influenciado por ladisponibilidad del material en la zona. Estos deben ser calculados parasoportar pesos de hasta 300 a 400 ton., dependiendo del equipo a serinstalado y de la envergadura de la estación. La norma DIN 1072establece las cargas de transito para el dimensionamiento de loscaminos.

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El ancho del camino principal oscila entre 7,0 y 10,0 m, dependiendode la envergadura de la estación, con banquina de 1,5 m a amboslados, radios de giros adecuados para los camiones transportadores(radio medio de 20 a 30 m) y rampa máxima de 4%.

Los caminos secundarios, esencialmente destinados al traslado deequipos de maniobras y tareas de mantenimiento, pueden ser delmismo tipo que los caminos principales o de pavimento pétreo(empedrado). La carga de proyecto puede llegar hasta 30 a 40 ton.Estos tienen de 5,0 a 7,0 m de ancho, banquina de 1,5 mm y radios degiro adecuados al tráfico previsto (radio medio de 15 a 20 m).

Debe preverse además caminos interiores al patio de maniobras, no

delimitado y sobre el ripio, para vehículos de pequeño porte ydestinado al traslado del personal y herramientas para elmantenimiento. Para ello se dispondrá de una entrada y transiciónentre el camino adyacente y el patio con un ancho de entre 4 y 5 m yradio interno de giro entorno a los 4m.

Las aguas pluviales son evacuadas a través de sumideros de hormigóny de estos al sistema de drenaje.

Figura 3.3.1 – Camino tipo empedrado. Sección típica.

1.9.1 Materiales.El material de relleno para la sub-base debe ser de material granulardel tipo grava bien graduada, cuya curva granulométrica debe ubicarsedentro de la siguiente franja en la que los tamices son de la serie de laASTM.

Malla Porcentaje que Pasa

2” 1001” 95 - 753/8” 75 - 40N° 4 60 - 30N° 10 45 - 10

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N° 40 30 - 5N° 200 15 - 5

La fracción de finos, pasante a la malla N° 200, debe cumplir con lacondición siguiente: Indice de plasticidad menor a 6 % y límite líquidomenor a 25 %.

Esta sub-base de material granular deberá tener como mínimo unespesor promedio de 20 cm.

El material de colchón para la colocación del empedrado es de arenalavada de río, no debe contener estratos vegetales, materiasorgánicas, otros materiales no arenosos etc. Este colchón tiene unespesor promedio de 10 cm.

El material para el empedrado debe ser de piedra de cantera; en buenestado, no debe presentar principios de descomposición. El tamañomáximo de las piedras para el empedrado es de 25 cm.

1.9.2 Ejecución Pavimento Pétreo.

Antes de la colocación del pavimento debe verificarse que todo esté enestricta concordancia con los planos. En caso que aparezcandiscrepancias, debe notificarse inmediatamente al Fiscal de Obras.

Los equipos de compactación para la sub-base deben ser rodillos lisosvibro-compactadores, con un peso por lo general no inferior a 10toneladas, excepto el vibro-compactador mecánico-manual, que esusado en áreas donde no pueda acceder el rodillo. Los trabajos sonejecutados en seco, toda agua superficial es drenada.

La operación de marcaje y nivelación deberá estar dentro de lasiguiente tolerancia: ± 3 cm.

Se prepara la plataforma, compactando adecuadamente el suelo

natural, para que tenga la suficiente resistencia y disminuir así unposible asentamiento.

A continuación se coloca el material de la sub-base, el cual secompacta con un rodillo liso vibro-compactador, colocando el materialcomo mínimo en 2 capas de 10 cm cada una; cada capa se compactaadecuadamente, según lo indique el especialista en mecánica desuelos.

Luego se irá colocando el colchón de arena lavada conjuntamente conla colocación de las piedras que irán colocadas una a una, cuidandoque las mismas no queden con cantos vivos hacía arriba, las piedras se

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colocarán tan juntas como sea posible, insertando astillas de piedrasen los lugares donde sea practicable.

Una vez rellenados los intersticios con las piedras pequeñas y materialmenudo que resulten de quebrar las piedras más grandes, seapisonarán hasta conseguir que la superficie tenga la elevación yperfiles de la rasante indicadas en el plano.

1.10 Sistema de Drenaje.

La finalidad del drenaje es permitir la rápida eliminación de los excesosde agua acumulada en el suelo, a través de un sistema de tubulacionesperforadas y colocadas a una determinada profundidad. Este sistemareduce la humedad del suelo y rebaja la altura del nivel freático. El

agua subterránea, cuando satura el suelo es denominado nivel freático.

El sistema de drenaje pluvial deberá ser proyectado para que las aguasde lluvia sean colectadas y eliminadas lo más rápidamente posible delpatio y edificio, por el trazado más corto, hacia lugares que serándeterminados una vez que se tenga un relevamiento altimétrico de lazona.

En el perímetro de la subestación y dependiendo del terreno se debeprever un sistema de canaletas abiertas para interceptar corrientes de

agua que provengan de fuera o de los taludes e inclusive de los tuboscolectores del drenaje interno.

El drenaje de una estación cumple una función muy importante y sucosto relativo es muy bajo con relación a la implantación total de laobra. Por eso, se recomienda la exacta identificación de los factoresque hacen al proyecto

El proyecto de drenaje de una estación básicamente depende de dosfactores fundamentales: tipo de suelo y nivel freático.

La permeabilidad está en función de la granulometría del suelo y lavelocidad de infiltración depende de aquella. A su vez, un nivel freáticoelevado implicará en drenos subterráneos más próximos. Estos dosfactores están ligados entre sí, y a partir de estos datos tenemos variasposibilidades de encarar el problema.

Un nivel freático elevado puede acarrear serios problemas de oxidaciónen los electroductos metálicos, rápida oxidación de los componentesmetálicos en la canaleta de cables, problemas en la fundación,reducción de la vida útil de los conductores por el ambiente húmedo,etc.

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El drenaje de una estación está constituido por sumideros, registros,caños colectores y caños de drenajes subterráneos.

Las estaciones tienen áreas de drenaje bien definidas y aparentementesimple; sin embargo, la experiencia nos muestra que generalmenteexisten problemas básicos de proyecto y falta de mantenimiento de lasobras construidas.

El proyecto del sistema de drenaje del patio de una estación se resumea lo siguiente :

- Drenaje pluvial de las instalaciones como: Casa de Relés, Caseta delGenerador, etc.

- Drenaje del sistema vial interno- Drenaje superficial del patio

- Drenaje de canaletas de cables- Drenaje subterráneo- Protección externa de taludes y desagüe en el área externa al patio

1.10.1 Drenaje Subterráneo.

Uno de los aspectos más delicados del sistema de drenaje en lasestaciones, sin duda alguna, constituye el drenaje subterráneo. Unsistema bien proyectado, mantiene el nivel freático en nivelesadecuados y dará cierta porosidad al terreno, permitiendo la rápida

infiltración del agua de lluvia y por lo tanto la superficie del patioestará libre de aguas acumuladas.

Para obtener un buen drenaje de toda el área, deben combinarse lossistemas de drenaje superficial y subterráneo. Excepto cuando elmaterial del subsuelo sea poroso, naturalmente bien drenado y con unnivel freático profundo; en este caso ideal, solamente sería necesario eldrenaje superficial.

La solución del problema de drenaje subterráneo exige unconocimiento previo de las condiciones geológicas del local y la

correcta ubicación de los colectores de agua. Las informacionesbásicas para la orientación de proyecto deberán ser obtenidasmediante investigaciones geotécnicas, que suministrarán los datosnecesarios para el proyecto.

El dreno subterráneo está constituido por tubos filtros de materialcerámico hasta un diámetro de 30 cm; para diámetros mayores seutilizan caños de hormigón armado fabricados según norma DIN 2402 ola norma Paraguaya equivalente. Estos deben ser sanos, sin rajaduraso roturas que afecten el buen funcionamiento del sistema.

Estos se instalan paralelos unos de otros, enterrados como mínimo a30 cm de la superficie (sin triturada) y con pendiente mínima de 0,5%.

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Las áreas adyacentes constituyen las cuencas a drenar. La separacióndeberá ser apropiada para posibilitar una rápida evacuación de lasaguas pluviales. La elección de la cantidad o localización de losdrenajes, dependerá además de la ubicación de las construcciones,fundaciones de equipos y de los pórticos de salidas de líneas.

Los tubos filtros se conectan a los registros colectores de donde soneliminados por medio de tubos colectores que llevan el agua hacia lascanaletas o áreas de eliminación.En la Figura 3.4.1 se detalla la forma de colocación de los tubos filtros ycolectores. Los mismos son instalados en zanjas rellenada con unmaterial granular bien graduado, que proteja la pared de la excavacióny que además no penetre excesivamente dentro del tubo por lasperforaciones.

Los siguientes valores de proyecto son recomendados:- Altura máxima de la lámina de agua en las cañerías: 0,80 del

diámetro- Diámetro mínimo de los tubos entre registros: 30 cm- Recubrimiento mínimo de los tubos (para paso de vehículos):1,00 m- Longitud máxima entre registros: 50 metros- Velocidad máxima en los tubos para el caudal de proyecto: 3 m/s- Velocidad mínima en los tubos para el caudal de proyecto: 0,7 m/s- Pendiente mínima en los tubos: 0,4 – 0,5 %

Figura 3.4.1 – Secciones típicas de tuberías de drenaje

Figura 3.4.2 – Tubería filtro. Detalles

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1.10.2Cálculo Básico.

El caudal para el proyecto de drenaje de aguas pluviales está basado

en los valores medios de lluvias que ocurren en las regiones donde laestación será constituida. Estos valores se obtienen de las estacionesmeteorológicas tanto gubernamentales como civiles, y quedeterminará el régimen de lluvias de la región.

Con los datos recogidos y procesados se elaboran las curvas de laFigura 3.4.3 al cual se denomina: relación intensidad-duración-frecuencia.

Figura 3.4.3 – Curva de intensidad/duración/frecuencia

1.10.2.1 Tiempo de Concentración.

T = 0,000328 x L1,155/H0,385

T: Tiempo de concentración en horasL: Distancia entre el punto más alejado y la entrada al punto

considerado del sistema de drenaje (en metros)H: Diferencia de altura entre los dos puntos definidos en "L "

Con el tiempo de concentración se entra en el gráfico de

Intensidad-Duración-Frecuencia y se halla la intensidad “I” en mm/hpara un determinado periodo de retorno (frecuencia). Los valores de

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intensidad utilizados usualmente en nuestro medio estáncomprendidos entre 100 y 120 mm/h.

La frecuencia corresponde al tiempo esperado (periodo de retorno) derepetición del nivel de precipitación.

1.10.2.2 Determinación del Caudal a Drenar.

Tratándose de áreas pequeñas (menores de 500 hectáreas) se puedeutilizar el método racional para la determinación del caudal a evacuar:

Qr = C.l.A/3,6

donde:

Qr: Descarga o caudal de proyecto, [m3/seg]

I: Intensidad de la lluvia, [mm/h]A: Area drenada o cuencas adyacentes a drenar, [km2]C: Coeficiente de "Runoff " (adimensional)

valores de C:

- Areas verdes: C = 0,20- Areas con camada de triturada: C= 0,50- Areas cementadas: C = 0,90

Esta fórmula es aplicada bajo la premisa: "la intensidad de la lluvia de

cálculo, medida en altura milimétrica por hora, se mantiene constantedurante el tiempo de concentración".

1.10.2.3 Cálculo de la Capacidad de los Tubos de Drenaje.

Para el cálculo se utiliza la fórmula de Manning expresada por losiguiente:

Q Am Rh S=

149 2 3 1 2,. . / . /

η

donde:

Q: Caudal en el tuboη : coeficiente de rugosidad (Manning)Am: Area mojadaRh: Radio hidráulico (Am/Pm - área mojada/perímetro mojado)S: Pendiente

Los valores de η son:

- Hormigón alisado: η = 0,010– 0.013

- Hormigón no bruto: η = 0,015 –0.020

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- Ladrillos: η = 0,013 – 0.017

Para determinar el perímetro mojado se utiliza la relación Y/φ (altura

de agua en la tubería/diámetro del tubo): 0.938, que corresponde a unángulo de 30° como la figura

Luego el caudal “Q” admisible por los tubos debe ser igual o mayor queel correspondiente caudal a drenar “Qr”

1.10.3 Drenaje Superficial.

El drenaje superficial esta constituido de canaletas a cielo abierto quecaptan el agua de los caminos, de taludes y del sistema de drenaje delpatio.

Estas canaletas se dimensionan de tal forma que tengan capacidadsuficiente para desagotar el caudal de proyecto. Es recomendable quetengan una inclinación mínima de 0,5 % para evitar una saturaciónexcesiva y que resulte económica.

Conforme a la altura de salida del agua, a veces es necesario proyectardisipadores de energía a fin de evitar erosiones indeseables en lospuntos de evacuación fuera de la propiedad.

Debe preverse desagües en zonas con taludes hacia la estación. Sedebe proyectar con inclinación suave de 2H:1V y una implantación degramíneas rastreras a los efectos de evitar la erosión. Se recomienda,de ser posible, una canaleta recolectora de agua pluvial al pie delmismo.

1.11 Canaletas, Cámaras y Ductos.

1.11.1 Canaletas.

La canalización de los cables de control y fuerza, necesarios para lainterconexión entre equipos y entre éstos y la casa de control, serealiza a través de canaletas y electroductos.

Las canaletas pueden ser de hormigón armado (ver Figura 3.5.1) omixta de albañilería y hormigón, con tapas removibles de hormigónarmado para las canaletas del patio y de chapa de acero con relieveantideslizante para las canaletas interiores al edificio de control. Lasdimensiones de las tapas deben ser tal que permita la remoción, sindificultad, por una sola persona.

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En las del tipo mixta, se ubican pilares de hormigón armado cada 2 masí como también en los cambios de direcciones, en los extremos y enlas intersecciones.

Las paredes y las tapas deben ser diseñadas para resistir la presiónlateral del terreno, el tránsito superior y el peso de los cablessuspendidos. En zonas donde se prevé la circulación de vehículos, parael mantenimiento de los equipos, debe ser reforzadoconvenientemente.

Las canaletas deben ser ubicadas fuera de los caminos de modo aevitar roturas o comprometer el tráfico durante el subsecuente trabajode revisión o mantenimiento.

En los vértices, las paredes deben ser redondeadas de modo a que elcable sufra el menor daño cuando son colocados. La esquina debecorresponder con el mínimo radio de curvatura permitido para el cableo ducto.

Deben ser diseñadas de manera a evitar acumulación de agua en suinterior; por lo tanto, deben preverse la eliminación de agua hacia elsistema de drenaje; para este propósito la base debe tener unapendiente mínima de 0,3%.

Debe preverse perchas para soporte de los cables. Estos últimos son

agrupados en niveles diferentes de acuerdo a su utilización (control,protección y fuerza). Preferentemente los cables de fuerza soninstalados en las perchas superiores

Desde que existen sistemas redundantes, como son las proteccionesprimaria y alternativa, la instalación de los cables de control sonhechas en perchas diferentes para cada uno de estos sistemas.

Para el cálculo de la sección adecuada se realiza un conteo aproximadode los cables requeridos, teniendo como premisa lo siguiente: cables

de fuerza agrupados en 3 camadas y los de control en 4 camadas.En la elección del trazado, de las canaletas exteriores, tener presentelas siguientes recomendaciones:

- Evitar, en lo posible, zonas de trafico de vehículos- El recorrido debe ser tal que las distancias entre los equipos y la

casa de control sean las mínimas.- En los posible el trazado debe ser perpendicular a las barras

colectoras de manera evitar corrientes inducidas en los cables decontrol. En caso que el paralelismo sea inevitable, por razones de

seguridad se debe mantener una distancia prudente en especial enestaciones de 500 kV (18 m).

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- Las canaletas no deben quedar próximas a los descargadores desobretensión y transformadores de fuerza, por el hecho de que losmismos conducen elevadas corrientes para tierra, generandoelevaciones de potencial de gran intensidad.

Figura 3.5.1 – Canaletas para cables. Secciones típicas

1.11.2 Cámaras.

Las cámaras son necesarias en cruces de caminos entre dos extremode canaletas, a la entrada de la casa de control o en donde pornecesidad de diseño del patio se lo requiera.

Figura 3.5.2 – Cámara

Estos son construidos con albañilería de ladrillo, reforzadas con pilaresy cadenas de hormigón armado clase 180, revocadas con mortero decemento y arena en relación 1:4. Debe preverse un drenaje adecuado.

Las tapas de las cámaras son de plancha de acero protegida con 2capas de antióxido y una pintura de terminación adecuada paraintemperie. Debe contar con una escalera tipo marinera de modo queuna persona pueda introducirse sin dificultad en su interior.

Para el cruce de caminos e interconexión entre dos cámaras se instalan

tubos de PVC de diámetro entre 3 y 4”, embebidos en un dado dehormigón simple clase 160. El número total de tubos se calcula de

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manera que tengan, como mínimo, la misma capacidad de lascanaletas que convergen.

1.11.3 Ductos.La interconexión entre los equipos del patio y las canaletas esefectuada por medio de ductos de acero galvanizado o de PVC rígido.

Tratándose de tubos de acero galvanizado, los extremos deben serconectados al sistema de tierra a través de la boquillas terminales.Estas boquillas cumplen además la función de evitar daños en loscables durante el tendido y mantenimiento.

El tamaño y cantidad de ductos debe ser calculado en función a la

cantidad de cables que serán tendidos en su interior, considerando unfactor de utilización del 40% y previendo una reserva del 20%.

1.12 Fundaciones y Soportes de Equipos.

1.12.1 Fundaciones de Equipos.

En lo que sigue no se pretende dictar pautas en relación al tema; si nopor el contrario, brindar informaciones de carácter general de maneraque el profesional pueda acompañar la elaboración del proyecto de

fundaciones.

Aunque existe una gran variedad de soluciones empleadas, se laspuede reunir en dos grandes grupos; el de las cimentacionessuperficiales y el de las profundas. No existe una profundidad límiteentre uno u otro grupo, aunque algunos autores establecen comocriterio de separación, que la relación entre la profundidad deimplantación (Df) y el lado menor(B) de la cimentación sea igual acuatro (Df/P=4).

Se consideranfundacionessuperficiales,aquellas en que elsuelo firme se hallapróximo a lasuperficie delterreno. Los tiposmás frecuentes sonlas zapatas o

bloques, aislados o continuos, y las losas de cimentación. Estos tiposde fundaciones son las empleadas con más frecuencia en las

estaciones (ver Figura 3.6.1)

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Figura 3.6.1 – Fundación típica

Las cimentaciones profunda son aquellas en que para llegar al estratoportante, se deben atravesar una o varías camadas de suelo. Conpredominio de la dimensión longitudinal sobre las transversales,pueden arbitrariamente agruparse en: pilotes, pilas o tubulones ycilindros o cajones.

Los pilotes son piezas muy esbeltas con dimensiones transversalesgeneralmente comprendidas entre 0,30 m y 1,00 m. Teniendo encuenta su forma, material, transmisión de cargas y forma decolocación, se los divide por:

- Forma de la sección transversal:• cuadrados• rectangulares.

•poligonales

• circulares

- Material empleado en su construcción• madera• hormigón• metálicos

- Forma de transmitir la carga al terreno• por punta• por fricción• por punta y fricción

- Procedimiento utilizado para su colocación en el terreno• hincado a golpes• a presión• por giro• por vibración• excavados (Pilotes "in situ")

Las pilas o tubulones son piezas prismáticas con anchos entre 1.00 m y2.00 m que por su tamaño no pueden ser instaladas en el terreno por

hincado. Se construyen en mampostería de piedra, ladrillo, hormigónciclópeo u hormigón armado.

Los cilindros o cajones son piezas mayores de grandes dimensionescon diámetros o anchos entre 3.0 y 6.0 m.

La elección del tipo de fundación en función al tipo de suelo debe seranalizado cuidadosamente por el proyectista considerando los factoresde estabilidad y economía.

Las fundaciones deberán ser diseñadas en

concordancia con normas internacionales ycon la del INTN. La calidad del hormigón usado en las fundaciones no

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debe ser inferior al del tipo B25 (o equivalente) de acuerdo con la DIN1045

El diseño y el cálculo estático debe incluir todos los dibujos einformaciones necesarias para la ejecución. La memoria de cálculodetallada debe contener la descripción del método utilizado, las basesdel cálculo, bibliografía utilizada y el desarrollo detallado del cálculo.

En el cálculo y diseño, se debe establecer en forma clara si los cálculospara fundaciones tipo bloque o zapata con fuste, corresponden al tipo"undercut" en el que se hormigona contra el terreno o corresponden altipo "no undercut" en que se hormigona en encofrados.

En los planos se deben indicar las dimensiones detalladas, la

orientación de éstas, las calidades de los hormigones utilizados, lasdimensiones y formas de las armaduras, recubrimientos y calidad delacero y todos los antecedentes del proyecto.

El Contratista deberá preparar planos de construcción losuficientemente detallados como para evitar errores, de cualquier tipo,en la construcción de ellas.

Deberán realizarse todas las comprobaciones relevantes pero comomínimo las siguientes:

- Presión admisible del suelo, carga del pilote (factor de seguridad2.5/1.5)- Asentamientos (deberá comprobarse la compatibilidad con la

estructura a montarse)- Deslizamiento (factor de seguridad 2.0/1.5)- Falla de cizallamiento (incluyendo estabilidad de talud si fuera

aplicable) (factor de seguridad 2.0/1.5)- Seguridad contra arrancamiento (factor de seguridad 2.0/1.5)- Vuelco para las fundaciones sometidas a momento (factor de

seguridad 2.0/1.5)- Esfuerzos admisibles del hormigón y del acero.

Los primeros valores del factor de seguridad son válidos paracondiciones normales, los segundos valores son para condicionesespeciales como rotura de conductor, accidentes, etc.

Todas las combinaciones de cargas relevantes han de ser consideradasy así también su combinación más desfavorable para lo cual deben serconsideradas las siguientes cargas como mínimo:

- Cargas debido al peso de equipos, conductores, aisladores yestructuras

- Cargas de viento longitudinal y transversal y tensión del conductorsi lo hubiera

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- Cargas excepcionales debido a corte de conductores o cable deguardia

- La carga resultante de la actuación simultánea de las cargas- El peso de las fundaciones- El peso de la tierra gravante sobre la fundación, dependiendo de las

condiciones del suelo, incluye el cono de suelo- El peso unitario del suelo en condiciones sumergidas (si es

aplicable).

1.12.2 Soportes y Capiteles de Equipos.

Los soportes de equipos son de H°A° o de estructuras de A°G°reticulado o fabricadas de chapas con sección en doble “T“.

El soporte de los seccionadores esta conformado por caballetes con 4 o6 pilares (dependiendo del tamaño de los mismos). En cambio paraequipos tales como descargadores, TC´s, TP´s las estructuras sonindividuales por equipos.

Los interruptores vienen con su estructura propia de montaje. Cuandose utiliza soporte de H°A° se requiere de una base para asiento delequipos; a esta se la denomina capitel. La perforación en la mismadebe ser congruente con el circulo de fijación del equipo.

1.12.3 Fundación para Transformadores de Potencia.Los transformadores de regular tamaño son asentadas directamentesobre una plataforma de H°A°. En cambio para aquellos de gran portey que contienen gran volumen de aceite se construyen plateas o fosaslaterales de manera a absorber el aceite derramado, por lostransformadores, producto de una explosión (ver Figura 3.6.2)

La disposición física de la estación se diseña de manera a obtenermayor flexibilidad operacional posible en lo que se refiere a lainstalación de unidades de reserva “maniobrables” o no, con o sin

barra de transferencia y moviendo o no de lugar al transformador.

Se entiende por unidad “maniobrable” al transformador de reserva quees colocado completamente montado en su local definitivo deoperación. La sustitución de la unidad dañada o para mantenimiento esrealizado a través de modificaciones de las conexiones en AT., entreesta y la unidad de reserva.

El desplazamiento de los transformadores, a través de las vías, tienepor objetivo trasladarlo completamente montado con buchasaisladoras, aceite y radiadores, desde su posición de servicio hasta unazona donde las buchas puedan ser retiradas con seguridad. Ladisposición de los caminos internos debe permitir que la carreta

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transportadora tenga acceso paralela o perpendicularmente a laextremidad de esta vía.

Figura 3.6.2 – Fundación transformador de potenciaLa estructura de fundación de los transformadores tiene en su partesuperior rieles que permiten el desplazamiento de los mismos. El tiro otraslado es efectuado con el auxilio de cabrestantes que son bloquesde H°A° con argollas de A°G° colocados al frente y fondo del caminodestinado al desplazamiento del transformador.

Las plateas se llenan con piedra triturada basáltica N°3 (19 mm – 38

mm) para enfriar el aceite caliente y ahogar la combustión, apagandoel incendio. Esta no debe conectarse directamente al sistema dedrenaje sino a través de una fosa separadora de aceite, señalada másadelante.

Las plateas deben tener una capacidad tal que, cuando se llene depiedra basáltica el espacio vacío o volumen útil sea aproximadamenteigual a 1/3 del volumen de aceite del transformador. El índice deespacios vacíos, para piedra triturada basáltica N°3, es del orden del40 %.

La platea tiene en su punto más bajo una caja colectora que conduce lamezcla de aceite y agua a los tubos colectores. Esta caja tiene en su

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Fig. 3.6.3 – Pared corta

parte superior una rejilla metálica que impide la entrada de las piedrasa la caja.

1.12.4 Paredes Corta Fuego.Son instaladas paredes corta fuego entre unidades adyacentes detransformadores o con equipos contiguos al transformador, para evitar

que el fuego enuna unidadalcance a launidadescontiguas. Estasparedes,construidas en de

H°A°, deben serdimensionadasde manera aevitar que elcalor irradiado dela unidadincendiada elevela temperaturade las unidadesadyacentes aniveles críticos.

Cuando se prevea la ampliación de la estación deben ser instaladosparedes corta fuego en las extremidades de los bancos.

La distancia entre la cara externa del transformador, a partir del cualno hay necesidad de empleo de estas paredes, es estimativa obtenidade la buena practica de ingeniería. Se estima que esta distancia seencuentra entre 20 y 25 m.

Las dimensiones deben ser tal que cubran todo el equipo protegido.Los valores corrientemente utilizados son:

- Alto: Debe poseer una altura igual o mayor a los siguientes:

sobrepasar como mínimo en 50 cm el punto más alto deltanque de expansión del equipo. Debe alcanzar comomínimo la mitad de la bucha del equipo.

- Ancho: Debe exceder como mínimo 80 a 100 cm a los extremosdel transformador, en ambos lados.

- Espesor: Es función del calculo estructural (20 a 30 cm)

1.12.5 Fosa Separadora de Aceite.

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Estás son construidas con la finalidad de separar el aceite derramadopor los transformadores del agua de lluvia o proveniente del sistemaanti-incendio. Debido a la posibilidad de descarga del aceite aislante delos equipos simultáneamente o no con precipitaciones pluviales, elseparador es dimensionada de manera que pueda contener comomínimo el volumen de aceite aislante del mayor transformador, el delagua de lluvia y el del agua nebulizada del sistema de proteccióncontra incendio.

Tratándose de un banco de transformadores, se dimensiona para unsolo transformador, debido a que es muy remota la posibilidad desimultaneidad de siniestro de dos transformadores.

El sistema platea del transformador – colectores – separador de aceite,

actúa de la siguiente manera: el aceite y el agua que caen a la plateadel transformador, son captados por tubos colectores que transporta lamezcla a la fosa recuperadora de aceite. En esta fosa, el agua seevacua al sistema de drenaje y el aceite es retirado, por bombeo, paraun camión tanque. La fosa recuperadora de aceite se compone de lassiguientes cámaras:

- Cámara de admisión: tiene por finalidad regularizar el flujo de lamezcla para que una vez alcanzada la cámara decantadora, laseparación entre aceite y agua ocurra sin turbulencia.

- Cámara decantadora: la longitud de la cámara es tal que permita el

ascenso de una gota de aceite, supuestamente situada en el fondo,desde la sección de abertura inferior que une con la cámara deadmisión, sin salir por la abertura que da a la cámara de salida delagua. Es así que en esta cámara se produce la separación, pordecantación, entre el aceite y el agua.

- Cámara vertedora de aceite: en el se deposita el aceite. Esta unidaa la cámara decantadora a través de una ventana superior pordonde fluye el aceite separado.

- Cámara vertedora de agua: lugar unida al sistema de drenaje pordonde es evacuada el agua

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Figura 3.6.4 – Fosa separadora de aceite. Detalles

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4 Diseño Electromecánico (Parte 1).

1.13 Malla de Tierra.

Se denomina sistema de aterramiento al conjunto de conductores,cabos, jabalinas y conectores interconectados, circundadas por unelemento que disipe, para la tierra, las corrientes que serán impuestasa ese sistema

Uno de los aspectos principales para la protección contrasobretensiones, en las estaciones, es la de disponer de un red de tierraadecuada, a la cual se conectan los neutros de los equipos, de lostransformadores, los cables de guardias, las estructuras metálicas y

todas las partes metálicas que deben estar al potencial de tierraEl diseño y posterior comportamiento del sistema de tierra tiene comouno de los factores preponderantes la resistividad de la tierracircundante.

1.13.1 Resistividad del Terreno

El valor de resistividad del suelo “ρ ” es influenciado por el tipo desuelo, por la composición, temperatura, capacidad de retención deagua, etc., conforme Tabla 4.1.1. Esta es medida en Ω .m.

Tabla 4.1.1 - Variación de la resistividad en función al tipo de suelo Tipo de Suelo Resistividad (Ω .m)

Limo 20 a 100 Tierra de jardín con 50% de humedad 140 Tierra de jardín con 20% de humedad 480Arcilla con 40% de humedad 80Arcilla con 20% de humedad 330Arena con 90% de humedad 1.300Arena común 3.000 a 8.000

Granito 1.500 a 10.000Basalto 10.000 a 20.000

El suelo es un elemento totalmente heterogéneo, de modo que su valorde resistividad varia de una dirección a otra, conforme el material deque esta compuesto, según la profundidad de sus camadas y de suformación geológica.

Una propiedad importante de la tierra es la capacidad de retención dela humedad, influenciada por la porosidad del terreno. Esta capacidad

permite que, durante el paso de corrientes elevadas, el calentamientoresultante no provoque una evaporación tan rápida, no perdiendo la

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tierra su propiedad principal que es la de disipar las corrientes sinelevar los potenciales a niveles peligrosos.

Cuando el conductor sobrepasa los 100 °C, el agua a su alrededor seevapora y su resistividad tendrá a aumentar; por eso, la sección de losconductores y electrodos deben ser tal que no aumente la temperaturapor encima de los 100 °C durante un tiempo mayor que el de laduración de la falla, pues el calentamiento y consecuentemente laevaporación tardan en eliminar su efecto (inercia térmica)

En la Tablas 4.1.2, 4.1.3 y 4.1.4 se puede observar como varía laresistividad del suelo con la variación de la humedad, salinidad ytemperatura. Los valores indicativos corresponden a un suelo arenoso.

Tabla 4.1.2 – Variación de la resistividad en relación a la humedad

Indice de Humedad(% por peso) Resistividad del SueloArenoso (Ω .m) Indice de Reducción dela ResistividadReferenciado al 0%

0% 10.000.000 -

2,5% 1.500 6.666

5,0% 430 23.255

10,0% 185 54.054

15,0% 105 95.238

20,0% 63 158.730

30,0% 42 238.095

Tabla 4.1.3 – Variación de la resistividad en relación a la salinidadSal Adicionada(% por peso de

Humedad)

Resistividad del SueloArenoso (Ω .m)

Indice de Reducción dela Resistividad

Referenciado al 0%0% 107 -

0,1% 18 5,91,0% 4,6 23,35,0% 1,9 56,3

10,0% 1,3 82,320,0% 1,0 107,0

Tabla 4.1.4 – Variación de la resistividad en relación a la temperatura Temperatura

(°C)Resistividad del Suelo

Arenoso (Ω .m)Indice de Aumento de la

ResistividadReferenciado a 20°C

20 72 -10 99 1,38

0 (agua) 138 1,92

0 (hielo) 300 4,17-5 790 10,97

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-15 3.300 45,83

De las tabla se puede apreciar que la resistividad disminuye con elaumento de la humedad, con la disolución de la sal y con el aumentode la temperatura (<100°C).

1.13.2 Medición de la Resistividad del Suelo.

El método mas utilizado es el de Wenner. La medición es efectuada conun equipos denominado Megger que tiene dos terminales de tensión ydos de corriente (ver Figura 4.1.1).

Figura 4.1.1 – Medición de resistividad. Disposición de electrodos

Los puntos para medición deben, en lo posible, estar alejadas deelementos que ocasionen interferencias tales como: puntos deaterramiento, torres de LT´s, torres de telecomunicaciones,

canalizaciones metálicas no blindadas, etc. En el caso de medicionespara una nueva estación esta se debe realizar luego del terraplenaje demanera a evitar la primera camada que normalmente corresponde asuelo vegetal. Valores obtenidos antes de terraplenaje también esimportante pues da una idea aproximada del tipo de terreno en que seconstruirá la estación

El número de puntos a ser medidos es determinado por dos factores:

- dimensiones e importancia de las instalaciones- variación de los valores encontrados en la mediciones

Los puntos a ser medidos deben estar contenidos dentro de los lados ydiagonales de un rectángulo imaginario. Este debe comprender toda elárea de la estación a ser construida. Por ejemplo, una estación quetenga una dimensión de 100x100 m, deberán ejecutarse por lo menosmediciones en 6 puntos con separación de electrodos hasta 64 m o

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más, ubicados 4 en la periferia y 2 en el sector central conforme Figura4.1.2

Figura 4.1.2 Figura 4.1.3

Esta indicación es válida para terrenos que se suponen tienen el mismotipo de camadas en todas las direcciones. Si los valores de resistividadobtenidos para una misma separación varían en más de 50% conrelación a la media aritmética, deben ser realizadas mediciones enmayor número de puntos. Esto es indicio de variaciones del tipo desuelo, inclinación de camadas, altura diferente de la capa freática,presencia de piedras, etc.

En la Figura 4.1.3 se ilustra la posición en que deben quedar loselectrodos cuando la zona de medición quede próxima a una LT. o

cercas aterradas. En este caso la dirección de los electrodos debe serperpendicular a las LT´s o cercas, de manera a disminuir la influenciade las misma sobre las mediciones.

El proceso de medición consiste en lo siguiente (ver Figura 4.1.1):

- El equipo o Megger utilizado debe primeramente ser calibrado.

- Se utilizan 4 electrodos constituidos por electrodos de 3/4” a 1” dediámetro.

- La superficie de los electrodos deben estar limpias y sin pinturas,grasas o herrumbres. Las mismas son clavados en el suelo a una

profundidad de 50 a 60 cm.- Las interconexiones entre los electrodos y el instrumento es

efectuado con cables aislados sin uniones, firmemente fijados pormedios de grapas a los electrodos y en la extremidad ligada alMegger por medio de plug adecuado

- La sección mínima para los cables ligados a los electrodos depotencial P1 y P2 debe ser de 6 mm2 y para los ligados a loselectrodos de corriente C1, C2 debe ser de 10 mm2

- Los 4 electrodos son clavados en línea recta igualmente espaciados.- Efectuar la primera medición con separación “a” de 2 m. Repetir la

medición con “a” igual a 4, 8, 16, 32 y 64 m.- Los valores obtenidos se anotan en una planilla similar al de la

Tabla 4.1.5- El relatorio o protocolo de medición debe contar con las siguientes

informaciones: fecha y hora de medición, condicionesmeteorológicas, tipo de suelo superficial, valores medidos, marcadel equipo y número de serie. Debe estar acompañado de uncroquis de ubicación de los puntos donde se efectuaron lasmediciones.

Tabla 4.1.5 – Planilla de resultados de mediciónSeparació Puntos de Medición (Ω )

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n “a” (m) R1 R2 R3 R4 R5 R624

8163264

Las mediciones deben ser efectuadas en condiciones de humedadsimilar a lo normal para el local.

Con el aumento de la separación “a”, aumenta la profundidad de lacamada involucrada en la medición, permitiendo así tener una idea dela resistividad en la faja superficial y en las camadas inferiores del

suelo. En la practica lo que se obtiene corresponden a una franja devalores recomendándose la adopción del valor medio como termino dereferencia.

Se debe verificar, para cada separación, que las medias de los valoresno difiera en más del 50% respecto a cada valor, caso contrario estedebe ser desechado y realizada una nueva medición en ese punto.

No obstante el valor obtenido es de referencia. Si se desea obtener unvalor más exacto y que considere la estratificación del suelo se debe

calcular lo que se denomina resistividad aparente “ρ a”. Para ello sedebe seguir el siguiente procedimiento.

- Se traza la curva similar al de la Figura 4.1.4; resistividad media enfunción de la separación entre electrodos.

- De esta curva se obtiene el valor máximo (ρ 1) y el mínimo (ρ 2) delas resistividades medias. Se obtiene además la relación ρ 2/ρ 1.

- De la Figura 4.1.5 se obtiene la relación ρ m/ρ 1 y por consiguienteρ m (ρ m representa la resistividad a una profundidad “d”), pues esconocido ρ 2/ρ 1 y para d=a (profundidad de la camada “d” igual ala separación de los electrodos “a”)

- Las curvas de la Figura 4.1.5 se basan en una configuración desuelo de dos camadas estratificadas, donde ρ 1 representa a lacamada superficial con una profundidad “d” y ρ 2 a la camadainferior, con una profundidad infinita.

- De la Figura 4.1.4, el valor de ρ m obtenido corresponde a laseparación de electrodos “a” y siendo a=d, se obtiene laprofundidad de la camada “d”.

- Para calcular la resistividad aparente primeramente se debeobtener el radio “c” del circulo cuya área es equivalente a lasuperficie de la malla de tierra, o sea:

cA

=π

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donde: “A” es el área de la malla, en m2

- Con el valor de c/d y el de la relación ρ 2/ρ 1 se obtiene de la Figura

4.1.6 la relación “ρ a/ρ 1”, y por consiguiente el valor de laresistividad aparente “ρ a” que será utilizado en los cálculos de lamalla de tierra.

Figura 4.1.4 - Curva de resistividad media obtenida de la medición

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Figura 4.1.5 – Relación entre “ρ m” y “ρ 1”

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Figura 4.1.6 – Relación entre “ρ a”, radio “c” y profundidad “d”

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1.13.3 Diseño de la Malla de Tierra.

El aterramiento constituye una función importante en la operación del

moderno sistema de energía eléctrica; contribuye en mejorar laoperación y la continuidad del servicio y en aumentar la seguridad delpersonal.

Resistencia de aterramiento es la resistencia ofrecida al paso de lacorriente eléctrica, cuando es aplicada una tensión a ese sistema. Esaresistencia esta compuesta de los siguientes elementos:

- Resistencia de los electrodos, cabos, conexiones y cableados.- Resistencia de contacto entre los electrodos o cabos y el elemento

circundante (que puede ser la propia tierra).- Resistencia del elemento que circunda el electrodo o cabo

El primer componente generalmente es despreciable y será menortodavía aumentando la sección de los cabos y electrodos.Normalmente la resistividad varia con el tiempo, debido al efecto decorrosión qué se verifica principalmente en las conexiones, debido almedio en que se encuentra ubicado el sistema, empeorando la calidadde los contactos en los puntos de conexión.

El segundo componente también se puede tornar pequeño toda vezque el electrodo y la tierra circundante estén libres de aceite, grasa,

componentes orgánicos, piedras, pinturas, barnices y óxidos. Tambiénvaría con el tiempo, debido a la oxidación del electrodo o cabo encontacto con el medio en el cual se encuentra. Por ese motivo, debenser utilizados electrodos o cabos constituidos de material no oxidable oformado de película de material no oxidable, como el tipo Cadweld oCoperweld (alma de acero con revestimiento externo de cobre). Losmismos proporcionan sistemas de gran confiabilidad y de grandurabilidad.

El tercer componente depende del formato y dimensiones del electrodoo cabo, de la naturaleza, humedad y temperatura del medio

circundante (tierra), y prácticamente es él el que define el valor de laresistencia de aterramiento.

El sistema de aterramiento tiene las siguientes finalidades:

- Proporcionar una baja resistencia de aterramiento.- Mantener valores de la tensión carcasa - tierra y estructura - tierra

dentro del nivel de seguridad para el personal, en el caso de que laspartes metálicas de la carcasa o estructura sean energizadas.

- Proporcionar un camino de conducción a tierra de las descargasatmosféricas o sobretensiones debidas a maniobras de equipos.

- Permitir a los equipos de protección aislar rápidamente las fallas atierra.

- 41 -



- Proporcionar la descarga a tierra de la electricidad estáticagenerada por los equipos o por inducción, evitando la aparición dechispas.

Requisitos principales de un aterramiento.

- Baja resistencia de aterramiento- Alta capacidad de conducción de corriente.- Valor de resistencia de aterramiento invariable con las condiciones

climáticas y con el material utilizado.- Proporcionar seguridad al personal

1.13.3.1 Definiciones.

Potencial de contacto: es la diferencia de potencial que aparece

entre un punto de una estructura metálica situada al alcance de lamano de una persona y un punto en el suelo situado a un metro dedistancia de la base de la estructura considerada (ver Figura 4.1.7),debido al paso de la corriente de falla a tierra.

Figura 4.1.7 – Tensión de contacto próxima a estructura conectada atierra

Ic: Corriente de choque en el cuerpo humanoRc: Resistencia del cuerpo humanoRT: Resistencia de contacto pie – sueloR2, R0: Resistencia de los tramos de tierra considerados.

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Potencial de paso: es la diferencia de potencial que aparece entredos puntos situados en el suelo distanciados a un metro (ver Figura4.1.8), debido al paso de la corriente de falla por la tierra

Potencial de trasferencia: es la diferencia de potencial queaparece, debido al paso de la corriente de falla por la tierra, entre unpunto del sistema de aterramiento y un punto remoto, localizado, porlo menos, a diez veces la mayor dimensión del sistema deaterramiento. (ver Figura 4.1.9).

Figura 4.1.8 – Tensión de paso próxima a estructura conectada a tierra

Ic: Corriente de choque en el cuerpo humanoRc: Resistencia del cuerpo humanoRT: Resistencia de contacto pie – sueloR1, R2, R0: Resistencia de los tramos de tierra considerados

- 43 -



Figura 4.1.9 – Tensión de transferencia

Ic: Corriente de choque en el cuerpo humanoRc: Resistencia del cuerpo humanoRT: Resistencia de contacto pie – sueloR0: Resistencia del tramo de tierra considerado

Curvas equipotenciales: Es el lugar geométrico, en el suelo, enrelación al sistema de aterramiento, en el cual se verifican los mismospotenciales (ver Figuras 4.1.10 y 4.1.11).

Figura 4.1.10 – Curvas equipotenciales

- 44 -



Figura 4.1.11 – Curvas equipotenciales en malla. Planta y sección A-A

Gradiente de potencial: Es la relación entre la diferencia depotencial que se verifica entre dos puntos separados por una distanciacualquiera, y esa distancia (ver Figura 4.1.12).

Figura 4.1.12 – Gradiente de potencial

Gradiente de resistencia de aterramiento: es la relación entre ladiferencia del valor de la resistencia de aterramiento entre dos puntosseparados por una distancia cualquiera, y esa distancia (ver Figura4.1.13)

- 45 -



Figura 4.1.13 – Gradiente resistencia de aterramiento

Gradiente crítico: es el máximo valor de gradiente que se puedeobservar para la máxima corriente de corto circuito a tierra, encima delcual no existe seguridad del personal.

1.13.4 Criterios Generales para el Diseño de la Malla de Tierra

En lo que sigue se citan criterios que el proyectista deben tener encuenta a la hora de diseñar el sistema de tierra. Los mismos fueronextraídos de normas, libros y estudios relacionados con el tema.

- Los conductores de la malla de tierra son enterrados a 0,6 m deprofundidad, a partir del terreno terminado, cubriendo toda el área

energizada de la estación y extendiéndose en 1 m después de lacerca que delimita esta área (si lo hubiera).

- El material para la malla de tierra es de cobre electrolítico en formade cables o planchuelas.

- Por la menor superficie de ataque a la corrosión, las planchuelasresultan más convenientes en conductores enterrados,particularmente si se trata de terrenos agresivos, y si las corrientesa conducir no son demasiado elevadas, ya que en este caso lasmismas tienden a concentrarse en las aristas disminuyendo lasección efectiva.

- Los cables enterrados deben ser del tipo duro o semi duro,preferentemente de no más de 7 hilos, a fin de disminuir lasuperficie total sujeta a corrosión y evitar una disminución de lasección efectiva del cable debido a dicho efecto.

- Lo dicho vale asimismo para los chicotes de conexión a equiposhasta el punto en que salen de la tierra y se empalman con loschicotes aéreos, que conectan a la malla, las estructuras y masas

de diversos equipos. Este último cable podrá ser de 19 hilos a fin deque se pueden montar con mayor facilidad.

- También pueden utilizarse planchuelas para toda la malla, incluidaslas conexiones no enterradas, o soluciones mixtas. Debe tenerse encuenta, si se utilizan bulones en los diversos empalmes entreplanchuelas, de disponer cubrejuntas que garanticen la continuidadde la sección.

- Las uniones se realizan por medio de conectores de bronceapernados, a compresión o preferentemente por medio de

soldadura Cadweld. El procedimiento Cadweld es un proceso desoldadura exotérmica, para soldar cobre – cobre y acero – cobre,

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que no necesita de fuentes externas de energía o calor. Lassoldaduras utilizan elevadas temperaturas creadas por la reaccióndel oxido de cobre en presencia del aluminio. La reacción se efectúaen un molde donde el cobre, en estado liquido, fluye sobre losconductores a ser unidos fundiendo uno a otro.

- El área energizada es cubierta con una camada de piedra trituradabasáltica de 10 a 15 cm de espesor y extendida a 50 cm despuésdel conductor del perímetro de la malla. Por su alta resistividad,ésta triturada ayuda a disminuir la corriente de choque en laspersonas.

- La separación entre los conductores de la malla deberá sercalculada de manera a mantener las tensiones de paso y de

contacto a valores tolerables. En los vértices, los gradientes depotencial son mayores por lo que para minimizar se tiendenconductores adicionales y jabalinas.

- Las jabalinas utilizadas son de acero recubierto con cobre, diámetro3/4” y de longitud adecuada para llegar a las camadas máshúmedas del suelo.

- En un terreno homogéneo, las resistencias de puesta a tierraobtenidas por medio de una malla extensa, son muy inferiores a lasobtenidas con el uso de jabalinas normales, aun empleando varios

de estos en paralelo. Por consiguiente, en caso de mallas extensas,el empleo de jabalinas cortas (del orden de 3 m) no tieneninfluencia apreciable en la disipación de corrientes de falla a tierra.

- En estos casos se utilizan jabalinas de 6 m, colocadas en lascercanías de los descargadores de sobretensión, a fin de facilitar laevacuación de la descarga aprovechando el efecto de punta deestos electrodos.

- Lo dicho se modifica en aquellos casos en que las capas inferiores

contienen un grado apreciable de humedad (napas cercanas, etc.),en cuyo caso, las jabalinas pueden reducir apreciablemente laresistencia total del sistema de puesta a tierra.

- Las jabalinas dispuestas sobre el perímetro de la malla, presentanun mejor comportamiento para la evacuación de corrientes a tierraque si se las coloca en el interior de la malla, disminuyendo ademáslas tensiones de paso en el perímetro.

- Debe tenerse en cuenta la disminución del rendimiento de unconjunto de jabalinas con el aumento del numero de éstas

(influencia mutua).

- 47 -



- Los conductores cercanos al perímetro son los que conducen lamayor porción de la corriente. Esto determina la conveniencia de:

• Profundizar la malla en el perímetro a fin de disminuir las

tensiones de paso (particularmente si el borde de la malla seencuentra cerca a veredas o calles públicas).

• Disminuir el módulo de la cuadrícula o la separación delconductor en el perímetro, a fin de aumentar la cantidad deconductores en la zona de disipación máxima y a fin de mejorarla distribución del potencial en la superficie del terreno, debajodel cual existe la densidad máxima de corriente.

- Los conductos de agua y aire comprimido colocados en canalesdeben ser unidos a la malla de tierra. Debe tomarse medidas deseguridad de manera a aislar las tuberías de las áreas energizadas

y demás tuberías externas a la estación.

A) Conector a compresión p/ jabalina B) Conector soldado en“T”

Figura 4.1.14 - Conectores de tierra

Puesta a Tierra de Equipos

- Descargadores: es efectuada a través de un conductor de cobredesnudo de sección idéntica al de la malla de tierra, con longitud

más corta posible, conexión más próxima de un punto de cruce dela malla y con jabalinas de por medio.

- Interruptores: la carcaza de los polos son unidas entre si y de lospolos opuestos se unen a la malla principal. Algunos especialistasaconsejan utilizar un conductor de la misma sección de la malla;otros utilizan un conductor de una sección inferior.

- Seccionadores: la estructura de los seccionadores es conectada ala malla en dos puntos opuestos por medio de lazos de conductores

de 50 a 70 mm2. Una malla secundaria, unida a la malla principal yal mecanismo de operación, debe ser tendido debajo de este; estapuede ser una rejilla metálica. Las láminas de tierra deben ser

- 48 -



puestas a tierra a través de un conductor de sección idéntica al dela malla principal.

- Transformadores de corriente y aisladores de pedestal: sonaterrados por medio lazos con conductores de 70 mm2 unidas, en lamenor longitud, a la malla principal.

- Divisores capacitivos de potencial: son puestos a tierra conconductores de idéntica sección al de la malla principal y de menorlongitud.

- Transformadores de potencia: las conexiones de los neutros deltransformador son tendidos dentro de caños de P.V.C. o se realizancon cables aislados. Ella debe concurrir a un punto en cruz de la

malla, y en algunos casos, las uniones podrán ser inspeccionables(cámara de inspección). La carcaza se conecta a la malla conconductores de 70 mm2

- Cables de guardia: son aterrados a través de los pórticos a losque están fijados, y del pie de estas a la malla, por medio de dosconductores de sección idéntica al de la malla. En puntosestratégico de la estación y en los pórticos de remates de líneas, loscables de guardia son conectados directamente a la malla a travésde conductores de cobre desnudo.

- Líneas de transmisión: estas serán aterradas a través de lasláminas de P.A.T de los seccionadores de línea

- Otros equipos y estructuras: soportes metálicos, armarios,cabina y todas las partes metálicas de la estación deben serconectados a tierra con conductores de 50 a 70 mm2 y en lalongitud más corta posible.

Puesta a Tierra de Cercas

- La estación se divide en área energizada y área no energizada,siendo circundantes, respectivamente, por cerca del áreaenergizada y cerca de propiedad. Se entiende por área noenergizada la porción de terreno comprendido entre la cerca depropiedad y la cerca del área energizada.

- La cerca del área energizada se conecta a la malla de tierra a travésde conductores cobre desnudo de 70 mm2 y cada 10 m. Especialcuidado debe tenerse en el aterramiento de los portones de maneraa mantener el potencial de toque dentro del límite de seguridadpara cualquier posición de abertura.

- 49 -



- La cerca de propiedad es aterrado, independientemente de la mallade tierra, por medio de un conductor de cobre desnudo enterradode 50 a 70 mm2, enterrado a 0,5 m y corriendo paralelamente a 0,5- 1m del lado exterior. La cerca es unida a este conductor cada 20m y en cada vértice. Si la resistividad del suelo fuere elevada (delorden de los 1.000 Ω .m) se debe reforzar con jabalinas.

- El conductor podría enterrarse dentro de la línea del cerco si nose pudiera ponerlo afuera, pero el potencial de toque, para unapersona parada a un metro fuera del cerco, sería aproximadamente60% mayor que si el conductor se enterrara un metro fuera. Con elconductor 1m fuera del perímetro del cerco, un obrero que está depie dentro del cerco tendrá un aumento del potencial de contacto,pero sólo de aproximadamente 10%.

- Los tramos de cercas de propiedad atravesados por LT´s, deben seraislados del resto y puesta a tierra.

- Cuando existan tramos de la cerca de propiedad situada a menosde 10 m de la cerca del área energizada, el conductor deaterramiento de la primera cerca es interrumpido en el punto deaproximación, volviendo a instalarse a partir del punto en que lascercas se alegan. El tramo de la cerca de propiedad próxima al áreaenergizada, será conectada a las extremidades de los conductoresaterrados y todos los hilos de alambres del cerco serán unidos entresi por medio de conductores de cobre desnudo de 10 mm2.

1.13.5 Cálculo de la Malla de Tierra.

Los cálculos están basados principalmente en la Norma ANSI/IEEE Std.80-1986 Guide For Safety in AC Substation Grd.; teniendo en cuentatambién la Norma DIN VDE 0141/07.89 Earthing Systems for PowerInstallations with Rated Voltages Above 1 kV

Los cálculos permiten:

- determinar la sección y longitud total del conductor,- calcular la resistencia teórica de la malla respecto una tierra

remota,- determinar la máxima tensión de toque o contacto y- determinar la máxima tensión de paso ante una falla.

1.13.5.1 Parámetros.

Previo al desarrollo del cálculo, debemos definir varios parámetros queintervienen en el mismo, que son:

- Corriente de cortocircuito para el cálculo de la sección delconductor “If”: corresponden al valor máximo de falla a tierra que

- 50 -



podría ocurrir en la estación. Este valor se obtiene del estudio decortocircuito del sistema interconectado. Valores de referencia sonde 5 a 30 kA

Este valor debe ser multiplicado por una factor de decremento. Estefactor toma en cuenta el efecto de desplazamiento de la corrientecontinua y la atenuación de las componentes transitorias decorriente alterna y continua de la corriente de falla. Los siguientevalores señalados en la Tabla 6 de la Norma ANSI/IEEE Std. 80-1986, son aplicables

Duración de la Fallaen Segundos

Factor deDecremento “D”

0,08 1,65

0,10 1,250,20 1,200,25 1,10

0,50 o más 1,00

- Corriente de cortocircuito para el cálculo de las tensiones depaso y de contacto “I”: corresponden a una porción de lacorriente plena y representa a la que regresa a la fuente a través dela tierra. Un método de calcular es modelar el sistemainterconectado de manera a conocer la forma de dispersión de lacorriente de falla. Otra forma de obtener la corriente esmultiplicando la misma por factores de reducción “r” y d eexpectativa “w” indicados en la Tabla 4 de la Norma VDE 0141. Elfactor de reducción representa a los cables de guardia de las líneasy vainas de acero de cables efectivamente conectados a la malla detierra de la estación.

- Tiempo de duración de la falla para el cálculo de la seccióndel conductor “tc”: corresponde a un tiempo de 2 a 3 veces eltiempo de actuación de las protecciones pues considera elgradiente térmico del conductor. Valores de referencia: 2 a 3

segundos.

- Tiempo de duración de la falla para el cálculo de lastensiones de paso y de contacto “ts”: está dada por el tiempode actuación de las protecciones, y corresponde de 0,3 a 0,8segundos.

- Resistividad del suelo “ρ ” :ver ítem 4.1.1

- Resistividad del ripio “ρ s”: las tensiones de paso y de contactomáximas admisibles dependen también de la resistividad de la capade piedra basáltica triturada que cubre el patio de maniobra de la

- 51 -



estación, cuyo valor, en estado húmedo, típicamente es de 3.000Ω .m

1.13.5.2 Malla Básica

El proceso de cálculo es iterativo en procura de una solución técnica yeconómica. Previamente se debe realizar un cuadrícula tentativa parala malla, adoptando el tamaño, distancias entre conductores paralelosy longitud total de la misma. Luego de esto, se procede al cálculoanalítico y se efectúan las correspondientes correcciones y/o ajustes.

- N° de conductores en el eje “x”: nx = Lx/Dx + 1.........(nx debe seentero)

- N° de conductores en el eje “y”: ny = Ly/Dy + 1.........(ny debe seentero)

- Total longitud de conductores paralelos en el eje “x”: Ltx = Ly.nx

- Total longitud de conductores paralelos en el eje “y”: Lty = Lx.ny

- Longitud total de conductores: Lt = Ltx + Lty

Dy

Ly

Dx

Lx

Figura 4.1.15 – Malla básica

1.13.5.3 Sección Mínima del Conductor.

La sección del conductor (φ ) está expresada por la fórmula de NormaANSI/IEEE 80 - 1986, pág. 67:

φ α ρ= ⋅ ⋅ ⋅ ⋅

⋅ + −+

If

tc r r

TCPTm Ta

Ko Ta

104

1ln

donde:

- 52 -



φ : sección del conductor [mm2]If: corriente de cortocircuito máxima [A] Ta: temperatura ambiente [°C] Tm: temperatura máxima de los conectores [C°] Tc: tiempo de duración de la falla [segundo]ρ r: resistividad del conductor suelo [µ Ω -cm] – ver Tabla 4.1.6α r: coeficiente térmico de resistividad – ver Tabla 4.1.6Ko: inverso de coeficiente térmico – ver Tabla 4.1.6 TCAP:factor de capacidad térmica [J/cm3/°C] – ver Tabla 4.1.6

Las constantes de los conductores se resumen en la Tabla 4.1.6siguiente. Los mismos fueron obtenidos de la Tabla 1, pág. 66 de laNorma ANSI/IEEE Std.80 – 1986.

Tabla 4.1.6 – Constante de materiales

DescripciónConductivi

dad(%)

α ra 20°C

Ko(1/α o)

Temperatura deFusión(°C)

ρ ra 20°C TCPA

Alambre decobre blandotempladostandard

100 0,00393

234 1083 1,7241 3,422

Alambre de

cobre estiradoduro comercial 97 0,00381 242 1084 1,7774 3,422

1.13.5.4 Resistencia de la Malla.

Para el cálculo de la resistencia de la malla de tierra se emplea lafórmula [Eq. 40] de la Norma ANSI/IEEE Std. 80-1986, dada por lasiguiente expresión:

Rg

L A h A

= ⋅ +

⋅

⋅ +

+ ⋅

ρ1 1

20

11

1 20

donde:

Rg: resistencia de la malla [Ω ] (valor de referencia: < a 1,2 – 1,5 Ω )ρ : resistividad del suelo [Ω .m]A: área ocupada por la malla [m2]Lt: longitud total de conductores enterrados [m], (incluido longitudde jabalinas)h: profundidad del conductor enterrado [m].

- 53 -



1.13.5.5 Tensión Admisibles por el Cuerpo Humano

La seguridad de una persona depende de la cantidad de energía quepueda absorber por un cierto tiempo, que en este caso será la duraciónde la falla. En consecuencia, las tensiones máximas admisibles sonfunciones del peso de la persona y de la duración del cortocircuito “ts”.

La Norma ANSI/IEEE, Std. 80-1986, establece las tensiones máximasadmisibles de paso y de contacto para personas de 50 y 70 kilosconforme las siguientes expresiones:

- Tensiones de paso:

( )Epaso Cs sts

50 1000 60116= + ⋅ ⋅ ⋅.

,ρ

( )Epaso Cs sts

70 1000 60157

= + ⋅ ⋅ ⋅.,

ρ

- Tensiones de contacto o de toque:

( )Econtacto Cs sts

50 1000 150 116

= + ⋅ ⋅ ⋅. ,,

ρ

( )Econtato Cs s

ts

70 1000 150157

= + ⋅ ⋅ ⋅. ,,

ρ

donde:ρ s: resistividad del ripio [Ω .m]ts: tiempo de duración de la falla [segundos]Cs: factor de reducción

El factor de reducción “Cs” se calcula de la siguiente manera:

Las tensiones de paso y de toque máximas admisibles dependen de laresistividad del suelo y de la capa de piedra basáltica triturada que

cubre el patio de maniobra de la estación. Para calcular esto,previamente se debe determinar el factor de reflexión “K ”:

Ks

s=

−+

ρ ρρ ρ

Con este valor y para un espesor de la capa de piedra triturada “hs” seaplica la siguiente ecuación:

CsK j

jhs j

m

= ⋅ + ⋅

+ ⋅ ⋅

=

∑1

0 961 2

1 20 08

21

,

,

- 54 -



1.13.5.6 Parámetros de la Malla

Previo al cálculo de los potenciales de la malla, se debe determinar lasconstantes Km (factor geométrico), Ki (factor de dispersión decorriente) y Ks (factor geométrico para tensiones de paso).

La constante “Ki” calculada por las expresiones indicadas más abajo,auxilia a corregir el efecto de no uniformidad de distribución de lacorriente al suelo. La mayor dispersión de corriente se verifica en laperiferia de la malla y principalmente en los vértices de la misma.

- En el eje “x”:

Kix = 0,656 + 0,172.nx

- En el eje “y”Kiy = 0,656 + 0,172.ny

A través de mediciones realizadas se constató que el valor de Ki tiendea 2,5 cuando el número de conductores tiende a infinito.

Para hallar la tensión de toque, se debe calcular la constante “Km”,que es dada por la expresión señalada más abajo. Este factor introduceen el cálculo el efecto de profundidad de la malla, el diámetro delconductor, la separación y el número de conductores.

( )( )

Kmy Dyh d

D y hDy d

hd h ny

=⋅

⋅⋅ ⋅

+ + ⋅⋅ ⋅

−⋅

++

⋅⋅ ⋅ −

12

2

162

2

8 41

18

2 1π πln ln

Para obtener Kmx, en la dirección “x”, basta sustituir en la fórmula la“y” por la “x”

en la fórmula:

d: diámetro del conductor [m]h: profundidad del conductor enterrado [m].Dy: Separación entre conductores, en el eje “y” [m]ny: N° de conductores en la dirección del eje “y”

Para hallar la tensión de paso, se debe calcular la constante “Ks”, quees dada por la expresión señalada más abajo. Este factor introduce enel cálculo el efecto de profundidad de la malla, la separación y elnúmero de conductores.

Ksxh Dx h Dx

nx= ⋅⋅

++

+ ⋅ − −

1 1

2

1 11 0 5 2

π,

Para obtener Ksy, en la dirección “y”, basta sustituir en la fórmula la

“x” por la “y”en la fórmula:

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h: profundidad del conductor enterrado [m].Dx: Separación entre conductores, en el eje “x” [m]nx: N° de conductores en la dirección del eje “x”

1.13.5.7 Longitud Mínima de Conductores

Para el siguiente cálculo, se debe considerar solo la porción decorriente de falla que circula por el conductor de la malla y fluye atierra hacia una SE remota y produce elevación del potencial. Lalongitud es calculada por la siguiente fórmula:

LTxKmx Kix I ts

Cs s=

⋅ ⋅ ⋅ ⋅+ ⋅ ⋅

⋅

ρρ116 0174

103

,

Para obtener la longitud total según la dirección “y”, basta sustituir enla fórmula la “x” por la “y.”

en la fórmula:

ts: tiempo de duración de la falla [segundo].ρ s: resistividad del ripio [Ω .m]ρ : resistividad del suelo [Ω .m]Cs: factor de reducciónI: corriente de falla que fluye por la tierra

1.13.5.8 Cálculo de la Tensión de Contacto

La tensión de contacto, según la Norma ANSI/IEEE 80, ecuación [Eq71], está dada por la siguiente expresión:

Emx IKmx Kix

Lt Lr = ⋅ ⋅

⋅+ ⋅

⋅ρ115

103

,

Para obtener la tensión de contacto en la dirección “y”, basta sustituiren la fórmula la “x” por la “y”

en la fórmula:

Lt: longitud total de conductores enterrados [m]Lr: longitud total de jabalinas enterradas [m]ρ : resistividad del suelo [Ω .m]I: corriente de falla que fluye por la tierra

1.13.5.9 Cálculo de la Tensión de Paso

La tensión de contacto, según la Norma ANSI/IEEE 80, ecuación [Eq73], está dada por la siguiente expresión:

Esx

IKsx Kix

Lt Lr = ⋅ ⋅

⋅

+ ⋅

⋅ρ

115103

,

- 56 -



Para obtener la tensión de paso según la dirección “y”, basta sustituiren la fórmula la “x” por la “y”

en la fórmula:

Lt: longitud total de conductores enterrados [m]Lr: longitud total de jabalinas enterrados [m]ρ : resistividad del suelo [Ω .m]I: corriente de falla que fluye por la tierra

Luego, se debe verificar que las tensiones de contacto y de paso seanigual o inferiores a los máximos admisibles calculados en el ítem4.1.5.5 y que la longitud mínima de conductores calculada sea igual oinferior a la longitud prevista en la geometría de la malla. Es casiseguro que no verifique o por el contrario, se tenga condiciones muy

favorables y antieconómicas; por ese motivo, se debe ajustar la malla(distancia entre conductores, profundidad de enterramiento, longitudde conductores enterrados, etc.) de manera a obtener una solucióntécnicamente apropiada y de menor costo.

1.14 Casa de Control

La casa de control debe estar ubicada equidistante de los equipos depatio de manera a que las distancias entre estas y la casa sean lo máscortas posible, por la cantidad de cables que existen entre estas.Además, la solución que se adoptada debe permitir un rápido acceso alos equipos y una buena visualización de los equipos de maniobras.

La dimensiones y distribución de las dependencias considera el tipo deequipo a instalarse, las dimensiones de las mismas y la interrelaciónentre equipos. Se debe prever espacio suficiente, en el terreno, paraexpansiones futuras.

Dependencias:

- Sala de control

- Sala de baterías y cargadores- Sala de comunicaciones- Sala de cables- Sala de media tensión- Oficinas- Cocina

- Sanitarios

En la sala de control se montan los paneles de control, los deprotección y los tableros de SS.AA. Debido a los requerimientos de lospaneles de control y protección respecto al funcionamiento en

ambiente de temperatura controlada, se deben montar equipos de A.A.De manera a garantizar la climatización del ambiente, se prevén

- 57 -



equipos auxiliares de la misma capacidad que los principales y quedeben entrar en servicio por falla o mantenimiento de la unidadesprincipales.

La sala de batería es destinada para las baterías, cargadores yrectificadores. Debe estar ubicada de tal manera que se puedaacceder, a la misma, directamente desde el exterior. Esta debe contarcon extractores de aire.

En la sala de comunicaciones se montan los paneles decomunicaciones compuestos por el equipo de radio, el deteleprotección y la central telefónica que en muchos casos ya vieneacoplada al panel de comunicaciones. La sala debe contar con equiposde A.A con reserva igual al señalado para la sala de control.

En la sala de media tensión son instaladas las celdas compactas de 23kV tipo Metal-Clad, y eventualmente, el transformador de SS.AA.

La sala de cables y de bastidores son utilizados en edificios de dosplanta. Estas están ubicadas por debajo de la sala de control, al cualacceden la mayoría de los cables. En ella se realiza la distribución delos cables hacia los diferentes equipos, además posibilita la ubicaciónde bastidores donde se pueden montar borneras y equipos auxiliares,que facilitan el mantenimiento y eventuales modificaciones deesquemas de control y protección.

El proyecto global para el edificio de control comprende los siguientes:

- Arquitectura- Detalles de aberturas y terminación- Diseño estructural- Instalación eléctrica y de A.A.- Instalación sanitaria- Diseño de canaletas- Diseño de bandejas y bastidores- Ubicación de equipos, fijación.

Las siguientes figuras son ilustrativas de los señalado.

- 58 -



Figura 4.2.1 - Casa de control. Planta

Figura 4.2.2 - Celda 23 kV tipo Metal-Clad. Sección

1.15 Criterios para la Elección del Esquema Eléctrico.

No es posible fijar normas definidas para la determinación del númerode juegos de barras y de la disposición de equipos de la instalación, porcuanto que, cada caso en particular requiere un estudio para proveerflexibilidad y continuidad razonable en la explotación, con un costo

mínimo, de acuerdo a la potencia que debe suministrar.

- 59 -



El esquema eléctrico de principio y la solución constructiva de unaestación quedan sin embargo determinados por todos o algunos de lossiguientes factores:

- Importancia de la instalación (tensión y potencia del suministro).- Costos de inversión- Características y ubicación del terreno- Importancia y continuidad del servicio- Facilidades de mantenimiento de los equipos- Grado de seguridad para el personal- Posibilidades de ampliación de las instalaciones- Tipo de operación; permanentemente atendida, a control remoto,

etc.

De acuerdo a esto, la estación puede constar de un simple juego o deun doble o triple juego de barras; de un esquema consistente en uninterruptor o doble interruptor por salida; de transformadores trifásicoscon una reserva trifásica, o de bancos de transformadores monofásicoscon una unidad de reserva, etc.

Los componentes básicos para una celda de salida de línea son:

- Seccionadores tripolares de barras: se abren cuando no circulacorriente por el circuito; su función es separar los equipos para lainspección (transformadores, interruptores, etc.), o aislarlos de lasbarras en caso de averías.

- Interruptores automáticos de potencia: permiten conectar ydesconectar manualmente al circuito o desconectarloautomáticamente en caso de fallas, una vez que el sistema deprotección ha dado la señal de disparo.

- Seccionadores de línea: van munidos de cuchillas de puesta atierra y permiten poner, a la línea, al potencial de tierra cuando elseccionador principal está abierto y la línea fuera de servicio.

- Transformadores de medición: alimentan, con tensiones ycorrientes reducidas, los instrumentos indicadores, de medición yregistro, y los relés de protección.

- Descargadores de sobre tensión: limitan los efectos desobretensiones de origen interno y atmosférico que puedenaparecer durante la operación.

Detalles del funcionamiento de cada equipo y sus característicasprincipales se señalan en el Modulo II.

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1.16 Esquema de Principio de Barras.

Los siguientes esquemas de juegos de barras son los más comúnmente

utilizados y sobre los que es posible obtener algunas variantes.

Diagrama de un solo juego de barras: Esta disposición, ilustrada enla Figura 4.4.1, es la más simple y económica de todas las solucionesposibles en el proyecto de las estaciones y se utiliza preferentementeen instalaciones de menor importancia y donde se admiten cortes decorriente con alguna frecuencia.

Las ventajas y desventajas de este esquema se resumen acontinuación:

- Ventajas• Instalación simple y de fácil operación.• Complicación mínima en las conexiones de los equipos ydel esquema de protecciones.• Costo reducido.

- Desventajas• Una falla en la barra interrumpe totalmente el suministrode energía.• La revisión de cualquier interruptor quita de servicio la salidaasociada.

• Es imposible la alimentación separada de una o varias salidas.• Es casi imposible ampliar la estación sin ponerla fuera deservicio

Diagrama de un solo juego de barras seccionadas: Similar alanterior, pero las barras se dividen en sectores medianteseccionadores Figura 4.4.2, las restricciones señaladas en el casoanterior siguen vigentes para cada uno de los sectores en que sesepara el conjunto. En caso de falla en la barra, se abre el seccionadorde acoplamiento y la avería queda confinada solamente al sectorafectado. Esta disposición permite mayor flexibilidad para la operacióny para la realización de los trabajos de mantenimiento. Si la instalacióntiene varias líneas de transmisión que alimentan una misma carga,éstas pueden disponerse alternativamente en cada sector de barraspara mantener más seguro el suministro de energía.

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Fig. 4.4.1 - Diagrama de un Fig. 4.4.2 - Diagrama de un solosolo juego de barras juego de barra con seccionador

Diagrama de un juego de barra principal y uno de

transferencia: Es una alternativa del caso anterior, en la cual lasbarras de transferencia se utilizan para sustituir, a través delinterruptor acoplador de barras, cualquier interruptor que necesitemantenimiento Figura 4.4.3. Supongamos que se desea realizar elmantenimiento al interruptor N° 1, primero se abre este interruptor,luego los seccionadores A y B; posteriormente se cierra la cuchilla Cacoplado a este interruptor y las cuchillas A y B del interruptoracoplador. Finalmente se cierra el interruptor 4 con lo cual serestablece el servicio en este circuito: El interruptor 1 quedadesenergizado y listo para su mantenimiento o reparación.

La Figura 4.4.4 es una variante de la anterior en que se utiliza mayorcantidad de equipos. Con este diagrama se obtiene buena continuidadde servicio. Este arreglo permite sustituir y dar mantenimiento acualquier interruptor por el acoplador, sin alterar la operación de lasubestación en lo referente a desconectar líneas o bancos detransformadores.

Fig. 4.4.3 - Diagrama juego Fig. 4.4.4 - Diagrama juego

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barras principal y transferencia barra principal y transferencia(variante)

Diagrama con doble juego de barras: La disposición más simple yconvencional con doble juego de barras se indica en la Figura 4.4.5.Con este esquema, cada línea puede ser alimentada de cualquiera delas barras y por lo tanto es posible dividir las salidas en dos gruposseparados si lo exigen razones de operación.

También es posible conectar todos los alimentadores en un solo juegode barras mientras se hace el servicio de mantenimiento de losseccionadores, y la limpieza de los aisladores asociados al segundo juego de barras. Para transferir las líneas de uno a otro juego debarras, sin necesidad de suspender el servicio, se requiere agregar un

interruptor de acoplamiento.

Esquemas de doble juego de barras se complican a medida que se leincorporan otros elementos para asegurar una mayor flexibilidad en laoperación y cuando se exige reducir al mínimo los riesgos originadospor fallas.

Diagrama con doble juego de barras y doble interruptor: Esteesquema es el más completo pero el más costoso de todos. Su campode aplicación se circunscribe preferentemente a estaciones decentrales eléctricas de gran capacidad o en instalaciones muy

importantes donde la continuidad del servicio es el criteriofundamental del proyecto.

En la Figura 4.4.6 se indica el esquema de principio para esta solución.El sistema opera con dos interruptores automáticos conectados a cadauna de las barras y asociados a cada salida de línea. En caso deproducirse una avería en uno de los interruptores de línea o sobre unode los juegos de barras, el sistema de protección provoca laconmutación automática sobre el otro juego de barras, sin que seproduzca ninguna interrupción del servicio.

Los seccionadores de barras deben estar permanentemente cerrados.Con esta disposición no se necesita ningún interruptor acoplador debarras. En este esquema se duplican los elementos básicos:interruptores, transformadores de medición, etc. con respecto a ladisposición convencional de doble juego de barras.

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Fig. 4.4.5 - Diagrama con Fig. 4.4.6 – Diagrama con doble juego

doble juego de barras de barras y doble interruptor

Diagrama con doble juego de barras y uno de transferencia: Los juegos de barras principales permiten que la mitad de las líneas ytransformadores se conecten a un juego y la otra mitad al otro. Lasbarras auxiliares sirven para que el interruptor de transferencia “T”pueda sustituir la operación de cualquier interruptor de circuito. VerFigura 4.4.7

Cada juego de barras tiene su protección diferencial independientepara evitar, en caso de una falla en éstas, la desconexión total de la

subestación.

Este arreglo permite dar mantenimiento a cualquier interruptorsustituyéndolo por el interruptor de transferencia, sin alterar laoperación de la subestación. La cantidad de seccionadores aumenta.

Diagrama con doble juego de barras e interruptor y medio: Estadisposición permite casi la misma flexibilidad y seguridad de operaciónque el esquema de doble interruptor con una sustancial economía, porcuyo motivo es usado en instalaciones muy importantes.

El único inconveniente que presenta esta solución es que el sistema deprotección es más complicado debido a que la protección debe asociarcorrectamente al interruptor central con el del alimentador.

En condiciones normales de operación, todos los interruptores estáncerrados, cada juego de barras tiene su propia protección diferencial y,en caso de falla en cualquier juego de barras, ésta desconecta todoslos interruptores que llevan energía al juego de barras afectado, sindejar fuera de servicio ninguna línea, ni transformador.

A cada sección del diagrama unifilar la llamamos celda. En este caso,cada celda consta de tres interruptores, cada uno de los cuales tiene

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un juego de transformadores de corriente y dos juegos deseccionadores, uno a cada lado

Se puede efectuar la reparación de cualquier interruptor en elmomento que se necesite, sin afectar la continuidad de servicio. (verFigura 4.4.8)

Este caso, comparado con el de doble barra y barra auxiliar, requiereuna cantidad ligeramente mayor de interruptores, aunque unacantidad bastante menor de seccionadores lo que al final de cuentasrepresenta un costo total menor.

Fig. 4.4.7 - Diagrama con doble Fig. 4.4.8 – Diagrama con doble juego

juego de barras y uno de transferencia de barras e interruptor ymedio

1.17 Diagrama Unifilar de Potencia.

El diagrama unifilar de potencia de una estación es el resultado deconectar en forma simbólica y a través de un solo hilo todo el equipomayor que forma parte de la instalación, considerando la secuencia deoperación de cada uno de los circuitos.

El diseño de una estación tiene su origen en este diagrama, que resultadel estudio de las necesidades presente de carga de la zona, conproyección al futuro.

Este diagrama es uno de los planos básicos tanto para el desarrollo delproyecto como para el conocimiento de la instalación por parte del

personal de operación, ya que da una idea global del conjunto ypermite visualizar de manera rápida, segura y simple a todos los

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equipos de potencia en las partes de alta y media, y de los equipos demedición, control y protección.

El diagrama debe contener las informaciones principales de cadaequipo (Marca, tipo, capacidad, relación de transformación, etc.). Tratándose de estaciones que tengan patios de 220, 66 y 23 kV., queimpidan, por su envergadura, que el unifilar sea incluido en un soloplano, se podrá dividir el unifilar por niveles de tensión.

Con el objeto de facilitar la lectura y la interpretación de estosesquemas, se representa en la Figura 4.5.1 un diagrama tipo para unaestación de alta tensión compuesto de doble juego de barras einterruptor y medio. Esta figura utiliza la siguiente nomenclatura:

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1.18 Sobretensiones.

Sobretensión es una tensión variable con el tiempo, entre una fase a

tierra o entre fases, cuyo valor cresta es superior al valor cresta de latensión máxima de servicio de un sistema (Um.√2/√3 o Um.√2,respectivamente)

La aislación de los equipos, en las estaciones, queda sometidapermanentemente a los esfuerzos producidos por la tensión deoperación en las condiciones normales del servicio y esporádicamente,a solicitaciones anormales elevadas originadas por las sobretensiones.

El material expuesto debe estar en condiciones de resistir cualquierade esas solicitaciones en el transcurso de su vida útil, sin que su

aislación sufra ningún debilitamiento, deterioro o daño, y para ellodeberá tener un adecuado nivel de aislación.

Cuanto mayor es la sobretensión que podría aparecer en cualquierpunto de la red, tanto más elevado deberá ser el aislamiento de lainstalación y, a su vez, un aumento del aislamiento representarámayores costos, por cuyo motivo es de fundamental importancialimitar estas sobretensiones y coordinar el nivel de aislamiento demanera que se satisfagan los requisitos técnicos con la mayoreconomía posible.

Aunque el estudio de las sobretensiones está íntimamente ligado alsistema eléctrico de potencia tomado en su conjunto, daremos aquí una somera descripción de esos fenómenos en lo que esespecíficamente de interés para la determinación del aislamiento delas estaciones

Dos tipo de sobretensiones se distinguen: de origen externo einterno, la diferencia entre ambas depende solamente de la ubicaciónde los eventos que lo causaron.

Las sobretensiones de origen externo son producidas por la descargaatmosféricas (rayo sobre el conductor) o por arcos de retorno entreconductor y estructura soporte o cable de guardia, cuando cualquierade estos dos últimos ha sido alcanzado por el rayo.

Las sobretensiones de origen interno son producidas al variar lascondiciones de servicio y son causadas por cambios electromagnéticosbruscos dentro del sistema, ocasionadas por fallas monofásicas, poroperaciones de apertura o cierre de los interruptores, etc.

Las sobretensiones de origen atmosférico son determinantes para lafijación del nivel de aislamiento en las redes de medias y altastensiones, en tanto que en sistemas de muy altas tensiones, de 345

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kV, o superiores y con líneas muy largas, las sobretensiones de origeninterno son las predominantes para la selección del nivel deaislamiento.

Basado en el grado de amortiguamiento y en el tiempo de duración, sepuede considerar tres categorías:

- Sobretensiones atmosféricas

- Sobretensiones de maniobra

- Sobretensiones temporarias

Las sobretensiones atmosféricas son usualmente de muy cortaduración y amplitud máxima del orden de 6 p.u. La expresión de muycorta duración sirve para caracterizar la sobretensión en relación al

tiempo de frente de onda y en relación al tiempo que tarda enreducirse hasta el valor medio; de esta manera las sobretensiones contiempo de frente de 20µ s y tiempo de valor medio del orden de 50µ sson considerados sobretensiones atmosféricas (20/50µ s).

La sobretensión de maniobra es de corta duración y en generalfuertemente amortiguada con valor máximo de 4 p.u. Así en forma

análoga a lo señalado enel párrafo anterior, lassobretensiones contiempo de frente entre100µ s y 500µ s ytiempo de reducciónhasta el valor medio delorden de 2500µ s sonconsideradasusualmente comosobretensiones de

maniobra.

La sobretensión de temporarias son de duración relativamente larga

(decenas de milisegundos) y amplitud del orden de 1,5 a 1,8 p.u. Lafrecuencia de oscilación puede ser menor, igual o mayor que lafundamental

1.18.1 Sobretensiones Externas.

Las descargas atmosféricas que pueden afectar a las estaciones sonlas producidas por los rayos que caen directamente sobre la instalacióno las que inciden sobre las líneas de transmisión a distancias cercanas

de las estaciones.

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Figura 4.6.1 – Sobretensiones respectoa la am litud duración



La incidencia de rayos sobre la propia estación es relativamente raradebido a la reducida superficie ocupada por la instalación, en tanto queson más frecuentes las descargas de rayos sobre las líneas o lasproducidas por la inducción electrostática entre una nube de tormentay la línea.

Para determinar la protección más adecuada contra este tipo desobretensiones es necesario tener un conocimiento de la severidad ode la frecuencia de los rayos. La información que normalmente sedispone es el correspondiente al nivel Isoceráunico, que da el númerode días en el año que se producen tormentas, aunque no indica elnúmero de descargas ni la intensidad de la descarga para cada díatormentoso.

El nivel isoceráunico es en general más bajo a medida que se acerca alpolo y más alto en los trópicos. En Paraguay, donde el clima es cálido yhúmedo, alcanza valores máximos de 90, y a largo plazo, de 50 a 60 depromedio anual.

La gran mayoría de las descargas atmosféricas son de polaridadnegativa (transferencia de cargas negativas entre la tierra y la nube),aproximadamente 90%, lo que es de gran importancia para eldesempeño de la línea y de los equipos, en virtud de las diferentesrespuestas de sus aislaciones de acuerdo a la polaridad de la descarga.

La forma de onda de una descarga atmosférica es especificada por elfrente de onda y por su caída. El frente es el tiempo hasta llegar alvalor máximo de corriente y la caída es el tiempo requerido para que lacorriente se reduzca a la mitad del máximo. Como ejemplo, un frentede onda de 1,2 x 50µ s representa que el valor máximo alcanza en1,2µ s y cae a la mitad del valor en 50µ s.

1.18.1.1 Protección Contra Descargas Directas de Rayos en la Estación.

Para proteger la estación contra las descargas directas de los rayos, se

utilizan cables de guardia de la misma sección que los que se usan enlas líneas de transmisión y unidos a la misma y la malla de tierra de laestación, cuando el nivel isoceráunico es alto, o simples astas sobre lossoportes cuando la probabilidad de rayos es muy reducida.

Las descargas directas de los rayos que no son interceptados por unadecuado sistema de blindaje, pueden causar daños a las instalacionese interferencias en los circuitos de protección y control de la estación.

Los cables de guardia en las estaciones deben instalarse a una alturaadecuada para proteger eficazmente los conductores y equipos bajo

tensión. Uno de los métodos utilizado con frecuencia para ladeterminación de la altura mínima de los cables de guardia, a fin de

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asegurar una protección eficaz de los equipos, se basa en el métodoideado por Langrehr, que supone que cuando el rayo se descarga hacíatierra y se encuentra a una altura igual al doble de la del cable deguardia, la descarga se efectuará sobre éstos o el suelo, por ser lospuntos más cercanos al rayo.

La zona de protección queda, entonces, determinada conforme laFigura 4.6.2 y 4.6.3

Figura 4.6.2 – Zona de protección con un conductor

Figura 4.6.3 – Zona de protección con dos conductoresdonde:

H: altura del cable de guardiah: altura del equipo a protegerB: ubicación del cable de guardiaC: ancho de la celda

La Figura 4.6.4 determina, gráficamente, la altura “H” para un equipoubicado a una distancia “L” del centro del cable de guardia y a una

altura “h”.

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Figura 4.6.4 – Zona de Protección con dos conductores

1.18.1.2 Protección Contra Descargas de Rayos en la Línea.

Para proteger el equipo contra el efecto de las ondas de sobretensiónque penetran en la estación se utilizan diversos dispositivos, deacuerdo a la importancia de la instalación y a la frecuencia de lastormentas.

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Cables de Guardia

Los cables de guardia instalados a los largo de la línea cumplen lamisma función que en la estación. En instalaciones importantes,emplazadas en zonas de elevado nivel isoceráunico y con suelos dealta resistividad, conviene proteger el último tramo (alrededor de 1 a 2km.) instalando conductores enterrados paralelos a la línea conectandolas torres entre si (contrapesos), o con conductores radiales ydispersores (jabalinas) al pie de cada torre, para disminuir laresistencia a tierra y hacer más efectivo el escurrimiento de lacorriente de choque.

La descarga del rayo sobre la línea de transmisión origina ondasmóviles de impulso de frente escarpado que se propagan a lo largo de

los conductores y penetran en la instalación originando elevadassolicitaciones de tensión en los arrollamientos de los transformadores yen el resto de los equipos, pudiendo producir descargas disrruptivas enforma de chispa o de arco entre conductor y masa o deterioros entreespiras de transformadores

Estas descargas sobre la línea de transmisión origina pares de ondasmóviles de tensión y de corriente que se desplazan hacia ambosextremos de la línea con una velocidad que depende de lascaracterísticas de la inductancia y capacitancia de servicio y que esindependiente de la tensión de operación. La amplitud de la onda se

atenúa muy rápidamente por efecto corona.

Las que llegan a la estación son aquellas cuya magnitud es inferior alnivel de aislamiento de la línea y que, por lo tanto, no alcanza acontornear los aisladores.

Las sobretensiones de origen inducido tienen importancia únicamenteen las líneas de media tensión, debido a que la carga electrostática quese libera es proporcional a la diferencia de los poténciales de la nube yde la línea. Dicho de otro modo, a mayor tensión nominal de la línea

menor carga liberadaPara tensiones de servicio de 66 kV o superiores, este efecto no seconsidera perjudicial y por lo tanto no se lo torna en cuenta en elestudio de sistemas de alta tensión

En subestaciones que tienen permanentemente conectadas a lasbarras colectoras un número elevado de líneas de transmisión, elefecto de la sobretensión disminuye apreciablemente debido a queencuentra varios caminos para distribuirse, la atenuación de lasobretensión será mas importante cuanto mayor es el número de

líneas conectadas a las barras.

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Explosores o Cuernos de Arcos.

La segunda medida de defensa contra la incidencia de los rayosconsiste en Instalar explosores del tipo asta - asta o cuernos de arco.Estos dispositivos son sumamente sencillos y baratos y por lo tantotienen bastante aceptación y campo de aplicación en regiones conmoderados niveles isoceráunicos o en instalaciones en las que no se justifica económicamente adoptar otros medios de protección máscompletos y costosos.

De una manera general consiste en dos electrodos ligados entre fase ytierra, para el cual la tensión de disparo es ajustada en función de laseparación entre ambas. Esta separación debe ser adecuada paraevitar los reencendidos o cebados demasiado frecuentes por

sobretensiones internas.

Los explosores como únicos dispositivos de seguridad de las estacionestienen algunos inconvenientes para una protección completa, porpresentar las siguientes desventajas:

- La tensión de descarga no es definida sino errática o dispersadebido a que depende de la configuración de los electrodos (asta -asta, esfera - esfera, etc,) de las condiciones climáticas (variacionesde temperatura, presión atmosférica y humedad ambiente), gradode polución, etc.

- Cuando el explosor entra en arco, la corriente de fuga no seextingue naturalmente o de por si solo, desarrollándose uncortocircuito franco de fases a tierra, debiendo operar losinterruptores para despejar la falla.

- Una disminución de la distancia de separación entre las varillas delexplosor puede dar lugar a frecuentes interrupciones del serviciopor causa de sobretensiones atmosféricas de larga duración, o porsobretensiones de origen interno suficientemente altas

Protección Mediante Pararrayos

La protección más completa y segura para limitar las sobretensionesde origen atmosférico a valores no peligrosos para la aislación delequipo, se obtiene con la instalación de descargadores de sobretensióno pararrayos.

Las características de los pararrayos deben seleccionarse con arreglo alas condiciones de cada sistema, y coordinarse con el aislamiento delos transformadores o cables de potencia. La tensión nominal en laplaca se refiere a la tensión máxima, a la frecuencia nominal, a la cualse puede interrumpir la corriente de una descarga transitoria,quedando después el pararrayo como si fuese un aislador.

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Estos equipos son de uso casi universal en las instalaciones de altas ymuy altas tensiones y especialmente empleados:

- En subestaciones donde los explosores entran en funcionamientocon demasiada frecuencia por ser instalaciones muy expuestas a lassobretensiones.

- Para la protección de los transformadores de potencia y bobinas deinductancia, especialmente cuando tienen un aislamiento reducido.

- Para la protección del neutro de los transformadores de potenciacuando operan con el punto neutro aislado y los arrollamientostienen un aislamiento gradual.

- En instalaciones en altas tensiones para reducir el nivel deaislamiento de los interruptores.

Para que los pararrayos realicen una protección eficaz, su instalacióndebe cumplir con las siguientes estipulaciones:

- Que las conexiones entre el punto de unión del pararrayos y tierrasean suficientemente cortas y se disponga de una baja resistenciade tierra; y

- Que la distancia entre el pararrayo y el equipo a proteger seamantenida dentro de un valor adecuado.

El desarrollo del funcionamiento de este equipo se describirá en el

Modulo II

1.18.2 Sobretensiones Internas.

Estas elevaciones anormales de la tensión presentan marcadasvariaciones en la forma de la onda, en su amplitud y duración. Algunasde estas sobretensiones se caracterizan por ser auto-sostenidas y delarga duración, en tanto que otras desaparecen más o menosrápidamente después de la operación de los interruptores.

Las primeras se denominan sobretensiones temporarias o dinámicas yla elevación de la componente de la tensión a la frecuencia de serviciopuede ser importante con la aparición de un defecto monofásico, por labrusca desconexión o pérdida de la carga y el aumento de la velocidadde los alternadores.

El conocimiento de estas sobretensiones es de fundamentalimportancia para la adecuada selección de los pararrayos, dado que latensión nominal de estos dispositivos de protección debe ser siempresuperior a la máxima tensión eficaz que pueda aparecer en el sistemaentre fase y tierra, bajo cualesquiera de esas condiciones.

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Las sobretensiones de maniobras, de corta duración, están asociadascon cambios bruscos de los parámetros del sistema y son producidaspor la operación de los interruptores en los procesos de energización yreconexión rápida de las líneas de transmisión.

La limitación de estas sobretensiones son de importancia para lareducción del nivel del aislamiento, especialmente en las instalacionesen muy altas tensiones.

Sobretensiones Temporarias

La principal característica de estas sobretensiones es su larga duracióny persisten en el sistema hasta que el mismo sea modificado o seaeliminada la causa que dio origen.

Su importancia en la coordinación de aislación radica en que losequipos sometidos a ella, deben ser dimensionadas de modo asoportarla por mucho tiempo, ya en los pararrayos no son proyectados,en general, con el objetivo de absorber la energía asociada a estassobretensiones.

En las redes muy malladas o con líneas de transmisión relativamentecortas, la máxima sobretensión se produce generalmente por laaparición de una falla de fase a tierra, mientras que en sistema depotencia con líneas de transmisión muy largas las sobretensiones más

elevadas se deben a la desconexión de la carga en el extremoreceptor. Este efecto puede ser todavía más severo sisimultáneamente con la desconexión de la carga se produce en elextremo receptor una falla monofásica, quedando la línea conectadadel lado de la generación.

Cuando existe una falla fase – tierra (falla más común) en un puntodeterminado, acarrea una elevación de tensión en las fases sanas,cuyo valor depende principalmente del grado de aterramiento delsistema en el punto en cuestión y se determina a partir de las

componentes simétricas.Las sobretensiones debidas a la pérdida brusca de la carga, por laapertura indebida de un interruptor del lado del receptor, quedando lalínea conectada del lado de la generación, están influenciadasfundamentalmente por la potencia reactiva capacitiva generada por lalínea de transmisión.

Debido a la brusca supresión de la carga, aumenta la velocidad derotación de los generadores y, por consiguiente la frecuencia deoperación del sistema. Este aumento produce a su vez el aumento de

la tensión de los generadores y por tanto el aumento de la potenciacapacitiva de la línea. Como medida de protección para evitar un

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incremento de la sobretensión o sobre velocidad de los alternadores serecurre en ciertos casos a la rápida separación de la línea conectadadel lado de la generación con la aplicación de relés sensibles al rápidoaumento de la frecuencia de la red

La brusca desconexión de la carga en sistemas en altas y muy altastensiones con líneas extra largas, causa un apreciable aumento de latensión en el extremo de la línea debido al efecto ferrante de la misma.Este aumento ocurre debido al flujo de corriente capacitiva a través dela inductancia serie de la línea

Sobretensiones de Maniobras

Los efectos de las sobretensiones de maniobra, en el aislamiento de las

estaciones, son sustancialmente diferentes de aquellos impuestos porlas sobretensiones temporales, debido a que alcanzan valores bienmás elevado y en consecuencia, es determinante en el proyectoeconómico de los sistemas eléctricos.

El conocimiento de estas sobretensiones son de especial interés paraestablecer el nivel de aislamiento de las líneas largas de transmisión enaltas y muy altas tensiones y para determinar las exigencias quedeben satisfacer los interruptores de potencia en los procesos demaniobras sin que produzcan reencendidos o para limitar esastensiones transitorias a valores aceptables, con el propósito de obtener

un nivel de aislamiento adecuado desde el punto de vista técnicoeconómico.

Tensiones transitorias se originan en un sistema eléctrico cuando seproducen cambios internos debido a la apertura o cierre de losinterruptores en los siguientes casos:

- Energización de una línea en vacío.- Reconexión de alta velocidad de una línea.- Desconexión de una línea en vacío.

- Desconexión de transformadores de potencia y reactancias dederivación

Las sobretensiones más elevadas son las causadas por los procesos decierre de los interruptores y el caso más desfavorable, que origina lasmayores sobretensiones, ocurre con la reconexión trifásica de unalínea, la cual no ha podido disipar totalmente su propia energía.

La sobretensión máxima de conexión se produce cuando el instante decierre del interruptor coincide con el valor máximo de la amplitud de laonda de tensión de la fuente de generación y los polos del interruptor

cierran las tres fases con desfasajes entre sí superiores a los 6milisegundos.

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Los pararrayos son adecuados para proteger los transformadores einductancias de las sobretensiones originadas por la desconexión envacío de esos equipos, debido a que la energía liberada en esos casoses muy pequeña y no compromete la capacidad térmica de losdispositivos de protección.

Para limitar las sobretensiones producidas por la reconexión rápida delíneas a valores de 2,5 a 3 p.u., a veces se incorporan, a la instalación,transformadores de potencial del tipo inductivo en vez de los del tipocapacitivo, las bobinas de inductancia también actúan favorablementepara disminuir esas sobretensiones.

1.19 Coordinación de Aislación.Es el conjunto de procedimientos utilizados en la selección de losequipos eléctricos, teniendo en vista las tensiones que puedenaparecer en el sistema y considerando las características de losdispositivos de protección, de manera a reducir a un nivel económico yoperacionalmente aceptable la probabilidad de daños en el equipo y/ointerrupciones en el suministro de energía, causadas por estastensiones.

La coordinación de aislación en una estación aislada al aire (tipoconvencional) implica la selección y especificación de:

- Tensión soportable a impulso atmosférico (BIL) y de maniobra (BSL)de todos los equipos de la estación

- Distancias de aislamiento fase-neutro y fase-fase

- Valor nominal, cantidad y ubicación de los descargadores- Distancias de fuga de las porcelanas, en las condiciones de

contaminación

1.19.1 Conceptos Básicos.Solicitaciones eléctricas: Son tensiones caracterizadas por sumagnitud, duración y probabilidad de ocurrencia. Los siguientes tiposde solicitaciones dieléctricas pueden ser verificados durante laoperación de un equipo:

- Tensión a frecuencia industrial, sobre condiciones normales deoperación, es decir, que no excedan la tensión máxima del equipo.

- Sobretensiones temporarias

- Sobretensiones de maniobra- Sobretensiones atmosféricas

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Dispositivo de protección: Son dispositivos utilizados para controlarla magnitud de las sobretensiones pudiendo ser de varios tipos, entreellos, el pararrayo y los explosores o cuernos de arco. La elección deldispositivo apropiado depende de varios factores, por ejemplo: laimportancia del equipo protegido, las consecuencias de unainterrupción en la operación.

Soportabilidad: Es la propiedad de una aislación de oponerse a lasdescargas disrruptivas.

Tensión soportable nominal a frecuencia industrial: Es el valoreficaz especificado de la tensión, a frecuencia industrial, que un equipodebe soportar en condiciones de ensayo especificadas y durante un

periodo de tiempo generalmente no superior a 1 minuto.

Tensión soportable nominal de impulso de maniobra(atmosférico) – BSL (BIL): Es el valor de cresta especificado de unatensión de impulso de maniobra (atmosférico) para el cual no debeocurrir descarga disrruptiva en una aislación sometida a un númerodeterminado de aplicaciones, en condiciones especificadas. Esteconcepto es aplicado solamente a la aislación no auto-recuperante y esnormalmente denominada tensión soportable convencional.

En el caso de aislación auto-recuperante, se admite que esta tensión

pueda causar descargas disrruptivas con una probabilidad deocurrencia inferior a 10%. Esto significa la probabilidad del 90% desoportar dicho impulso (U90). El valor de 10% no es fijo (ej.: 97%) ydepende del nivel de seguridad requerido por la instalación

La tensión soportable a impulso de maniobra (atmosférico) esgenéricamente denominada nivel de aislamiento a impulso demaniobra (atmosférico). Las siguientes nomenclaturas soninternacionalmente utilizadas:

- BIL (Basic Impulse Level): Tensión soportable a impulso atmosféricoo nivel de aislamiento a impulso atmosférico(NBI).

- BSL (Basic Switching Level): Tensión soportable a impulso demaniobra o nivel de aislamiento a impulso demaniobra.

Tensión crítica de descarga (U50): También denominado “Criticalflash-over – CFO”; es el valor de cresta especificado de una tensión deensayo para el cual la aislación (auto-recuperante) tiene 50% de

probabilidad de soportar el impulso y consecuentemente 50% de queocurra una descarga disrruptiva.

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Para evaluar los riesgos de falla de una aislación, es convenienteexpresar las curvas de probabilidad de descarga en términos de latensión critica de descarga (U50) y de su desvío padrón “σ ”.Suponiendo una distribución normal, se tiene la siguiente relación:

U U90 50 1 13= ⋅ −( , )σ

donde “σ ”, dado en porcentaje de U50, depende de la forma de onda,polaridad, naturaleza del dieléctrico, etc. Se asume σ =3% paraimpulsos atmosféricos y σ =6% para impulsos de maniobra, salvorecomendación en contrario de la norma utilizada.

El valor de “1-1,3σ ” representa una probabilidad de descarga del 10%,

en cambio si se utiliza “1-2σ ” representa la probabilidad de descargadel 2,275%

Aislación externa: Distancia en el aire y en la superficie de laaislación sólida de un equipo en contacto con el aire atmosférico,sujetas a las solicitaciones dieléctricas y a los agentes externos(humedad, polución, insectos, etc.)

Aislación interna: Partes internas de la aislación sólida, liquida ogaseosa de un equipo, protegidas contra los efectos de las condicionesatmosféricas y de agentes externos (ej.: aislación en aceite)

Aislación externa para interior: aislación externa no expuesta a laintemperie

Aislación externa para exterior: aislación externa expuesta a laintemperie

Aislación auto–recuperante: aislación que recupera integralmentesus propiedades aislantes, luego de una descarga provocada por laaplicación de una tensión. Estas aislaciones son en general del tipo

aislación externa, como en el caso de las distancias de los conductoresal suelo.

Aislación no auto–recuperante: aislación que pierde o no recuperaintegralmente sus propiedades aislantes, luego de una descargaprovocada por la aplicación de una tensión. Estas aislaciones son engeneral del tipo aislación interna, como en el caso del papelimpregnado en aceite de transformadores.

1.19.2 Soportabilidad de la Aislación.

1.19.2.1 Aislación no Auto-Recuperante.

- 80 -



Este tipo de aislación es normalmente parte interna de los equipos deun sistema de potencia, y consiste de una combinación de diferentestipos de materiales sólidos, líquidos o gaseoso. Su finalidad es proveerla separación entre diferentes elementos conductores sin que hayafalla, cuando son sometidos a las condiciones de operación.

La soportabilidad de esta aislación es la mayor tensión que ella puedesoportar sin que exista una descarga disrruptiva a través de la misma.El valor no es posible de determinar en vista que ella no recupera suspropiedades luego de la descarga; de este modo se afirma que susoportabilidad es como mínimo igual a la tensión soportable nominal.

La soportabilidad de una aislación tiende a ser más elevada parasobretensiones rápidas que para los lentos, debido al retardo inherente

al proceso de disrrupción.

1.19.2.2 Aislación Auto-Recuperante.

Esta aislación es normalmente externa, utilizada para aislar estructurasenergizadas que luego de una descarga disrruptiva, recupera suspropiedades aislantes. En general consiste de superficies de cerámicao plástico, material expuesto al aire, o el propio aire.

La soportabilidad asociada a una aislación es de naturaleza estadística,porque el fenómeno asociado es aleatorio. De este modo, la

probabilidad de que exista una descarga, para una tensión con formade onda y magnitud definida, puede ser determinado por la aplicaciónde esta tensión “N” veces y contar el número de “n” de fallas. El valorde “n/N” nos da la probabilidad, que será más precisa a medida que seaumente “N”. en otras palabras:

Plim

N

n

N=

→ ∞

Este comportamiento aleatorio de la aislación solamente permitedefinir una soportabilidad en términos estadísticos. Los parámetros que

caracterizan son la tensión critica de descarga (U50) y el desvío padrón,definiendo una posición en la curva P(U) ilustrada en la Figura 4.7.1,que representa una distribución Gaussiana (campana de Gauss) pararepresentar la soportabilidad.

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Figura 4.7.1 – Curva de probabilidades de descarga de la aislación

Estos conceptos son fundamentales para la determinación de lasdistancias eléctricas entre fases y fase – tierra como se verá másadelante

1.19.3 Nivel de Aislamiento PadronizadoLas Tablas 4.7.1, 4.7.2 y 4.7.3, especifica los niveles de aislamientoasociados a valores normalizados de la máxima tensión para losequipos. Diversos niveles de aislamiento pueden existir en un mismosistema, apropiado para cada instalaciones situadas en diferenteslugares o para varios equipos de una misma instalación.

Las Tablas 4.7.1, 4.7.2, referidas a tensiones máximas (valor eficaz)inferiores a 245 kV, muestra la combinación recomendada entre uno omás valores soportables nominal a frecuencia industrial de cortaduración, para cada tensión máxima del equipo. Esta tabla esta basadaen la premisa que, en esta franja de tensiones, las sobretensionesatmosféricas debe ser considerados con prioridad en la selección delnivel de aislamiento.

La Tabla 4.7.3, referida a tensiones máximas (valor eficaz) igual osuperiores a 300 kV, muestra las combinaciones recomendadas de latensión máxima del equipo y de los dos componentes del nivel deaislamiento: tensión soportable nominal a impulso de maniobra y deimpulso atmosférico. Esta tabla esta basada en la premisa que, en este

nivel de tensiones, las sobretensiones de maniobra gobernarán laselección del nivel de aislamiento.

- 82 -



Tabla 4.7.1 – Nivel de aislación estándar 3,6 ≤ Um < 52 kVMáxima

Tensión del

Equipo - UmkV (eficaz)

TensiónSoportable

Nominal deImpulsoAtmosférico – BIL

kV (cresta)

Tensión Nominal aFrecuencia

IndustrialkV. (eficaz)

3,6 20 – 40 107,2 40 – 60 2012 60 – 75 – 95 28

17,5 75 – 95 3824 95 – 125-145 5036 145 – 170 70

Tabla 4.7.2 – Nivel de aislación estándar 52 ≤ Um ≤ 245 kV

Máxima Tensión delEquipo - UmkV (eficaz)

TensiónSoportableNominal de

ImpulsoAtmosférico – BIL

kV (cresta)

Tensión Nominal aFrecuenciaIndustrial

kV. (eficaz)

52 250 9572,5 325 140

123450

550

185

230

145

450550650

185230275

170

550650750

230275235

245

6507508509501050

2753205360395460

Tabla 4.7.3 – Nivel de aislación estándar Um 300 kVMáxima

Tensión delEquipo - UmKV (eficaz)

TensiónSoportableNominal de

ImpulsoAtmosférico – BIL

kV (cresta)

TensiónSoportableNominal deImpulso de

Maniobra – BILkV (cresta)

300

850

950750

950 850

- 83 -



1050

420

10501175

850

11751300 95013001425

1050

525

11751300

950

13001425

1050

14251550

1175

Fuente: “Switchgear Manual, ABB – 9 th Edition”

1.19.4 Criterios de Coordinación de Aislación

En la franja de tensiones hasta 242 kV, la practica de coordinación deaislación esta basada en las siguientes consideraciones:

- Para sistemas de hasta 36,2 kV, los niveles de aislamiento de losequipos son comúnmente escogidos en función a la tensiónoperativa.

- Para sistemas entre 72,5 y 242 kV, los niveles de aislamiento de los

equipos son basados no solo en la tensión operativa, sino tambiénpor su desempeño en cuanto a descargas atmosféricas.

En niveles de tensión mayores de 300 a 345 kV., las sobretensiones demaniobras se tornan determinante y son normalmente controladas deforma a evitar un aislamiento excesivo. Para estos niveles de tensión,una gran parte de los costos de los equipos es debido a su aislamiento.

En lo que sigue presentamos una secuencia lógica para el proyecto decoordinación de aislación para sistemas de EAT, donde la atención se

centrará en los dos tipos de aislación. El transformador es un ejemplotípico de aislación no auto-regenerante, el cual es usualmenteprotegido por pararrayos; por otro lado, la aislación auto-regeneranteno es normalmente protegido por pararrayos (seccionador). La Figura4.7.4 ilustra el procedimiento para la coordinación de aislación, demanera que el lector tenga una noción básica del esquema.

- Primeramente se fija la tensión nominal de operación (1). A partir deella y con las características del sistema (2), se determina lassobretensiones temporarias (3) y las de maniobra (4).

- En una estapa inicial, el dimensionamiento del aislamiento es hechoindependientemente de ser o no protegido por pararrayos, una vez

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que todas las instalaciones tiene que soportar las tensionesnominales y temporarias (5)

- El pararrayo es entonces dimensionado basado en las tensiones

temporarias (6), ya que la misma no debe descargar en presenciade esta sobretensión.

- Una vez escogido el pararrayo, los niveles de protección a impulsosatmosféricos y de maniobra están determinados (valores delcatálogo del pararrayo). A partir de estos valores se puededeterminar los niveles de aislamiento para los equipos protegidospor el pararrayo (7). La línea punteada de realimentación indica eluso de medios para reducir las sobretensiones temporarias con elobjeto de utilizar niveles de aislamiento más bajos.

- Por otro lado, la aislación que no es protegida por pararrayos, deben

ser dimensionadas basados en el conocimiento de lassobretensiones de maniobra y atmosférica. Inicialmente, elaislamiento es determinado en función de las sobretensiones demaniobra (8), en virtud que estas sobretensiones son másimportantes en sistemas de EAT y UAT y que el nivel de aislamientoa impulso atmosférico de la estación es bastante dependiente delpropio dimensionamiento de la línea, el cual a su vez estarelacionado con las sobretensiones de maniobra.

Si del dimensionamiento se obtienen valores excesivos de aislación,la característica del sistema debe ser reconsiderada, como muestra

la línea punteada de realimentación.- Finalmente las sobretensiones atmosféricas son consideradas (11 y

12) y se realiza una verificación de la capacidad de la aislación desoportar estas sobretensiones.

- Las sobretensiones atmosféricas pueden ser determinadas cuandolas características de las descargas atmosféricas (9) y del blindajede los conductores, sistema de tierra y dimensiones de las torres(10) son conocidas. Si la aislación no fuere capaz de soportar estassobretensiones en la línea, las características del sistema de tierra yel blindaje deben ser reconsiderados de manera a reducir estas

sobretensiones, como indica la línea punteada al final.

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Figura 4.7.4 – Diagrama de bloque del proyecto de coordinación de aislación

1.20 Distancias Eléctricas.

En una estación, para tener una coordinación de aislamiento adecuada,se deben fijar las siguientes distancias a través del aire:

- Distancias fase-tierra, entre partes vivas y partes aterradas,paredes de estructuras, etc.

- Distancias fase-fase, entre parte vivas de fases diferentes

- Distancias de seguridad entre los contactos abiertos deseccionadores y entre terminales de interruptores

- Distancias de mantenimiento, entre partes vivas y el suelo u otros

puntos accesibles al personal de mantenimiento.

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1.20.1 Requisitos para Distancias Fase – Tierra.

Las sobretensiones determinantes en la fijación de distancias eléctricas

son del tipo impulso: hasta cerca de los 300 kV, prevalecen lassobretensiones atmosféricas (excepto en caso de estaciones ligadas aLT. muy largas, donde el efecto de sobretensión de maniobra essignificativo); en tensiones de 500 kV prevalecen las tensiones demaniobra, y en tensiones de 345 kV ambas sobretensiones deben serconsideradas.

La presencia de pararrayos y cuerno de arco destinados a limitar lassobretensiones de impulso no es normalmente considerado en elcálculo de las distancias eléctricas. En efecto, en una estación puedenocurrir descargas atmosféricas por caídas directas de rayos sobre la

misma, y sobretensiones de maniobras originados en los interruptoresen el interior de la estación, sin que los dispositivos de descarga –generalmente instalados en la entrada de las líneas y próximos a lostransformadores – aseguren una reducción substancial de esassobretensiones.

Fórmulas de Cálculo

La IEC, para coordinación de aislamiento, estipula lo siguiente:

( )UV

w50 1 2= − σ

donde:

Vw: Tensión soportada por el dieléctrico, definido por el BIL o el BSL[kV]U50: Tensión critica de descarga “Critical flash-over - CFO”, que

representa una probabilidad de descarga del 50%. [kV]σ : Desvío padrón por unidad, correspondiente a una probabilidad se

soportar la descarga, por el dieléctrico, del 97,7%; los valoresutilizados son: 0,06 (6%) para impulso de maniobra y 0,03 (3%)para impulso atmosférico.

La tensión critica de descarga “U50” debe ser corregido en función a lascondiciones atmosféricas del lugar, es decir:

U Ucob To

bo T

m

kh

n

501

= ⋅⋅

⋅

⋅

donde:

U50: Tensión critica de descarga corregidoUco: Tensión critica de descarga obtenidob: Presión atmosférica [milibar]

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T: Temperatura del aire [°K]kh: Factor de corrección de la humedad del aire, ver Figura 4.8.1m: exponente variable con el tipo de solicitación, ver Tabla 4.8.1n: idem, referido a la humedad, ver Tabla 4.8.1

Los valores con subíndice “o” se refieren a condiciones padrón de: 760mmHg, 20°C y 11 g/m3 de agua

Tabla 4.8.1.- Valores de exponentes m y n

DistanciaEntre

Electrodos

(m)

Valores de m y nSobretensión atmosférica Sobretensión de maniobram n m n

Onda+

Onda - Onda+

Onda+

Onda+

Onda+

Hasta

- hasta

Hasta-

placa1 1,0 1,0 0,8 0 1,0 0 1,0 02 1,0 1,0 0,8 0 0,85 0 0,85 03 1,0 1,0 0,8 0 0,7 0 0,7 04 1,0 1,0 0,8 0 0,6 0 0,6 05 1,0 1,0 0,8 0 0,5 0 0,5 06 1,0 1,0 0,8 0 0,4 0 0,4 07 1,0 1,0 0,8 0 0,4 0 0,4 0

Figura 4.8.1 – Factor de corrección de la humedad del aire

Para sobretensiones de maniobra se verificó, luego de varios ensayosen laboratorio,, que la soportabilidad fase-tierra de la aislación en elaire depende básicamente de la distancia entre electrodos y de laforma geométrica de los electrodos. Se obtuvo entonces la formulaempírica siguiente, valida para distancias de 2 a 7 m.

U kf d50 500 0 6= ⋅ ⋅ ,

donde:

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U50: Tensión critica de descarga para impulso de maniobra depolaridad positivad: Distancia, en el aire, entre electrodos [m]kf : Factor de forma caracterizado por la forma de los electrodos,conforme Tabla 4.8.2.

Tabla 4.8.2 – Factores de forma

Es importante destacar que la soportabilidad depende también deltiempo de cresta y de la polaridad de la onda de tensión aplicada. LaFigura 4.8.2 muestra la relación entre la tensión crítica de descarga yel tiempo de cresta, para varios distancias entre electrodos del tipohasta-plano, en el aire. Se verifica además, que la aislación presentauna soportabilidad inferior para ondas positivas.

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Figura 4.8.2 – Variación de la soportabilidad en el aire para impulsos demaniobra.

Electrodos del tipo hasta - plano Por otro lado, el comportamiento de la soportabilidad frente asobretensiones atmosféricas presenta una variación lineal con ladistancia, siendo función también de la polaridad de la onda incidente.Para calcular la distancia fase-tierra, se utiliza la siguiente expresión:

U uc d50 = ⋅

donde:

U50: Tensión critica de descargad: Distancia, en el aire, de los electrodos [m]uc: Tensión critica de descarga por unidad de longitud en función al

tipo de electrodo, [kV/m]; ver Figura 4.8.3. en función de laforma de los electrodos (kf)

Figura 4.8.3 – Soportabilidad de la aislación en el aire para impulsosatmosféricos

1.20.2 Requisitos para Distancias Fase – Fase.

En este tipo de descargas las configuraciones de hasta-hasta,conductor-conductor y anillo-anillo son las más frecuentes. La segunda

presenta tensiones de descargas ligeramente superiores y la tercerabastante mayores a la primera, siempre y cuando los demás factorespermanezcan invariables.

Las solicitaciones aplicadas entre fases para sobretensionesatmosféricas son las misma que las mencionadas para fase – tierra, silas ondas fueren originadas en la estación o su proximidad, limitadospor el “flashover” de los aisladores y por la actuación de losdescargadores.

Para sobretensiones de maniobra, la relación entre tensión critica dedescarga y la soportada por el dieléctrico esta dada por:

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( )U

Vw p50

1 2=

⋅− σ

donde:

Vw: Tensión soportada por el dieléctrico, definido por el BSL [kV]U50: Tensión critica de descarga “Critical flash-over - CFO”, que

representa una probabilidad de descarga del 50%. [kV]p: relación entre las máximas sobretensiones entre fases y fase–

tierra. Los valores que adoptan están en función del BSL, esdecir:

- p = 1,6 para BSL entre 650 y 950 kV- p = 1,7 para BSL entre 1050 y 1175 kV- p = 1,8 para BSL mayor a1300 kV

σ: Desvío padrón por unidad, correspondiente a una probabilidad se

soportar la descarga, por el dieléctrico, del 97,7%; los valoresutilizados son: 0,06 (6%) para impulso de maniobra y 0,03 (3%)para impulso atmosférico.

De igual modo, la tensión critica de descarga “U50” debe ser corregidoen función a las condiciones atmosféricas del lugar, con la fórmulaseñalada en el cálculo de distancias fase-tierra.

La distancia mínima se obtiene entrando en la Figura 4.8.4 con el valorcalculado de “U50”. En esta figura la curva “1” representa la

configuración anillo– anillo (equipotenciales), y la curva “2” a laconfiguración hasta – hasta.

Figura 4.8.4 – Tensión critica de descarga versus distancia entreelectrodos

Con relación al comportamiento de la aislación para tensiones afrecuencia industrial se puede decir que este tipo de solicitación es de

pequeña importancia para sistemas de EAT y UAT, ya que lasdistancias determinadas por las sobretensiones atmosféricas y demaniobra son suficientes para garantizar la soportabilidad a frecuencia

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industrial. La Figura 4.8.5 ilustra, para algunos tipos de electrodos, lasoportabilidad en función de la distancia para este tipo de solicitación

Figura 4.8.5 – Soportabilidad de la aislación en el aire para tensiones afrecuencia industrial

1.20.3 Requisitos Adicionales para Mantenimiento y Seguridad.

Se debe prever también las distancias para circulación del personal,equipos y vehículos en la estación. Esta distancia en la suma de lossiguientes valores:

- Una zona de seguridad que depende esencialmente de la altura delpersonal y de la naturaleza del trabajo a ser realizado, incluyendo el

acceso de vehículos. Esta distancia es basada en las dimensionesmedias de una persona y en las condiciones de trabajo.

- Una distancia básica fijada por la distancia mínima fase-tierraaumentada con un margen de seguridad que considera pequeñasvariaciones en las dimensiones (desplazamiento de conductoresflexibles).

La dimensiones medias de un operador se indica en la Figura 4.8.6

Figura 4.8.6 - Distancias medias de un operador

- 92 -



La Figura 4.8.7 muestra la composición de la zona de seguridad con ladistancia básica. Los valores indicados son a título indicativo, debiendola misma ser calculada para los valores de fase-tierra calculados yequipos a ser utilizados

Figura 4.8.7 – Ejemplo zona de circulación del personal

Cuando exista necesidad de mantenimiento de equipos en laproximidad de partes energizadas, la zona de seguridad es función de

las normas de procedimiento para la ejecución de las tareas y de lasdimensiones de las herramientas utilizadas. La Figura 4.8.8 presentaun ejemplo típico.

Figura 4.8.8 – Ejemplo zona de seguridad para mantenimiento

La tabla siguiente resumen algunos valores de distancias eléctricasmínimas.

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Tabla 4.8.3 – Distancias eléctricas mínimas – Estaciones al aire libre

Clase de

Tensión(kV)

Nivel deaislamiento

BIL(kV)

Distanciamínima a

tierra entrepartesrígidas

(cm)

Distanciamínima entre

fases para

partesrígidas -metal ametal(cm)

Distanciamínima entre

conductor

superior ysuelo paraseguridad del

personaldentro de laestación. (m)

Distanciamínima entreconductor y

caminos,dentro delárea de laestación.

(m)

7,5 95 0,15 0,18 2,44 6,1015 110 0,18 0,30 2,74 6,1023 150 0,25 0,38 3,05 6,7034,5 200 0,33 0,46 3,05 6,7046 250 0,43 0,53 3,05 6,70

69 350 0,64 0,79 3,35 7,01115 550 1,07 1,35 3,66 7,62138 650 1,27 1,57 3,96 7,62161 750 1,47 1,83 4,27 7,92

230825 1,65 2,03 4,57 8,23900 1,80 2,26 4,57 8,23

1.050 2,11 2,68 4,88 8,531.175 2,39 2,87 5,18 8,84

Fuente: “Standard Handbook for Electrical Engineers – Thirteenth Edition”

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1.21 Patio de Maniobras – Disposiciones Constructivas.

1.21.1 Disposición de Equipos.

El proyecto consiste en representar, a escala, el patio de maniobras demanera que permita al constructor/montador ubicar los equipos,conductores, pórticos, aisladores, etc.

Definido el terreno, el unifilar de la estación así como el arreglo físico,niveles de tensión y distancias eléctricas, se procede a desarrollar elproyecto ejecutivo de disposición de equipos en el patio de maniobras.Primeramente se determina la separación que debe existir entre losbancos (si hubiere) de transformadores de potencia, en función de lasdistancias entre fases, entre fase y tierra y al tamaño deltransformador.

Luego se procede a la distribución de los equipos (pararrayos,seccionadores, interruptores, TC´s, etc.), barras y pórticos de acuerdoal diagrama unifilar y a las distancias eléctricas. No olvidarse de prevercaminos auxiliares internos (sin demarcación) para que personal demantenimiento pueda ingresar, con un vehículo de pequeño porte, arealizar sus tareas.

El proyecto consta de planos de: planta, secciones, detalles de

conexiones y de las cadenas de aisladores, lista de materiales, etc. Eneste último se debe incluir las cantidades y característica de cadaequipo (marca, modelo, características eléctricas principales,suministrador) y materiales utilizados (aisladores, conductores, tubospara barras, conectores, empalmes, amortiguadores, estructurasmetálicas, etc.) así como una itemización que debe corresponder alítem indicado en los planos.

Para los materiales sujetos a perdidas tales como aisladores,conductores, conectores para conductores y tubos, etc., se debe preveruna cantidad mayor que la requerida y que oscila entre el 5 y el 10%;

considerando que los mismos son importados y en muchos casos, enespecial en estaciones de EHV, son fabricados sobre pedido y debeentrar en la cola de fabricación.

Por lo antedicho, resulta obvio que esta etapa debe ser concluida consuficiente antelación de manera a que se cuente, con los materialesnecesarios, en el momento del montaje.

Esta etapa está muy ligada al proyecto civil por lo que debe existirplena coordinación entre ambos frentes de trabajo.

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- 97 -



1.21.2 Montaje de Equipos.

Consiste en representar cada equipo, exactamente como debe ser

montado, incluyendo fundaciones, soportes, sistema de tierra,conectores, electroductos, el propio equipo, pernos de fijación alsoporte, etc. (ver Figura 4.9.3); cuando requerida deben ser incluidasvista lateral, frontal y en planta.

Deben ser acotadas todas las dimensiones representativas del montaje(distancia entre fases, altura soporte, altura equipo, altura conductorde fase, altura de cajas de conexiones en el soporte, etc.

En el mismo plano (puede ir en hojas separadas) se incluye una lista demateriales requeridos para el montaje, incluyendo ítem del material,

identificación, cantidad, y proveedor responsable.

1.21.3 Pórticos.

Se denomina pórtico al conjunto de estructuras (columnas y vigas) deacero reticulado o de H°A° destinado a soportar a los conductores defases superiores, barras flexible (conductores), cadenas de aisladores,y cables de guardia en la estación

Figura 4.9.4 – Montaje de cadenas - estación ANDE

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- 99 -



.

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1.21.3.1 Dimensiones Externas

La altura del pórtico depende de las distancias eléctricas mínimas, esasí que en estaciones de 500 kV la altura de típica entre el suelo y laviga es de 22 m y entre este último y el extremo superior es de 5 m(puntin para cable de guardia); en cambio en estaciones de 220 kVestas dimensiones corresponden a 18 y 3,5 m respectivamente

La separación entre columnas (longitud de la viga) es función de lasdistancias eléctricas mínimas entre fases y entre estas y tierra, de lapresión del viento sobre conductores y cadenas de aisladores, de lasfuerzas de cortocircuito y de la separación entre estructurasadyacentes (vanos). En lo que sigue, se presenta en forma resumidalos criterios para calcular estas distancias horizontales

Parámetros

V: Velocidad del viento a la altura del conductor H1 [km/h]H1: Altura de los conductores [m]d: Distancia mínima fase – tierra o fase - fase.b: Longitud del vano del conductor [m]a: Longitud de la cadena de aisladores [m]e: Distancia entre subconductores [m]p: Peso unitario del conductor [kg/m]G: Peso de la cadena de tracción [kg]G1: Peso de la cadena simple de suspensión [kg]

Cp: Contrapeso p/cadena de suspensión [kg]φ c: Diámetro del conductor [m]φ a: Diámetro del aislador de disco [m]t : Tolerancia por errores de construcción [m]f1: Flecha del conductor más la cadena, a temperatura

correspondiente a viento máximo (ej.: 15 °C) [m]f2 : Flecha del conductor más la cadena, a temperatura de

ocurrencia del cortocircuito (ej.: 50 °C) sin viento [m]f3: Flecha del conductor más la cadena, a máxima temperatura (ej.:70°C) sin viento [m]

lj : Longitud del jumper (cuello muerto) [m]Icc: Corriente de cortocircuito [kA]

Formulas Básicas

Las siguientes fórmulas son funciones de tipo de cadena (cadenasimple o doble), has de conductores (uno, dos, tres, etc., conductorespor fase): Su utilización debe ser previamente verificada con laconfiguración utilizada.

Cadena simple de suspensión (2 conductores por fase)

- Empuje sobre el aislador debido al viento máximo:Ea = 0,00482 V² (0,6 x φ a x a)

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- Empuje sobre el conductor debido al viento máximo:Eb = 0,00482 V² (0,8 x φ c x lj) x 2

- Peso del conductor (jumper):

P = 2 x (lj x p)Cadena doble de tracción (2 conductores por fase)

- Empuje sobre el aislador debido al viento máximo:Ea = 0,00482 V² (0,6 x φ a x a) x 2

- Empuje sobre el conductor debido al viento máximo:Eb = 0,00482 V² (0,8 x φ c x b) x 2

- Fuerza de cortocircuito en conductores:Pcc = 0,0204 I²cc/dφ φ b

- Peso del conductor:P = (b x p) x 2

Criterios de Cálculo:

Hipótesis I: Distancia Fase-tierra con cadena simple de suspensión,con viento máximo

Figura 4.9.5donde:

α a = arctg (Ea+Eb)/(G1+P)dφ -t = l sen α a + e/2 cos α a + d + φ c/2 + A/2 + t

Nótese que la distancia fase – tierra considera el ancho de lascolumnas de los pórticos

Hipótesis II: Distancia Fase-fase en cadena doble de tracción, conviento máximo.

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Figura 4.9.6

donde:α a = arctg (Ea+Eb)/(G+P)

α c = arctg (Eb/P)

(d+φ c)² = (f a + f b - f a cosα a - f b cosα c + e/2 senα c)² + (dφ -φ - f asenα a - f b senα c - t - e/2 cosα c - e/2)²

Hipótesis III: distancia Fase-fase en cadena simple de suspensión, conviento máximo

Figura 4.9.7donde:

α a = arctg (Ea+Eb)/(G1+P)

(d+φ c)² = (l - l cosα a + e/2 senα a)² + (dφ -φ - l senα a - t - e/2 cosα a -e/2)²

Hipótesis IV: distancia Fase-fase en cadena doble de tracción, bajo laacción del cortocircuito.

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Figura 4.9.8donde:

α a = arctg (Pcc/G+P)

α c = 1,6 arctg (Pcc/P)

dφ -φ = d + φ c + e cosα c + 2 f b senα c + 2 f a senα a + t

Las distancias típicamente utilizadas son las señaladas en la tablasiguiente:

Tabla 4.9.1 – Distancias constructivas en pórticos de estacionesNivel de tensión(kV)

Distanciaentre fase y

columna (tierra) -(m)

Distanciaentre fases

(m)

Distancia entrecolumnas de

pórticos(m)

500 7 9 32220 4 – 4,5 4 - 5 16-1866 2,5 1,5 8

1.21.3.2 Cargas en Pórticos.

Es fundamental la determinación de la velocidad del viento de proyecto(las cargas dependen de ella) que debe corresponder a un riesgo biendefinido y que representa un compromiso entre la seguridad mecánicay su costo inicial.

El cálculo de la velocidad de viento de proyecto envuelveconsideraciones tales como: datos estadísticos del viento en la región,vida útil de la estación y su correspondencia con el periodo de retornode vientos elevados, tiempo de actuación de los vientos (rajada), tipode terreno (abierto, arbolado, con pequeñas o muchas construcciones,

etc.). Si el lector desea profundizar sobre el tema se recomienda lasnormas NBR 6123 o a la IEC 826. Las empresas suministradoras de

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energía cuentan con este tipo de información, obtenidos de cálculos yantecedentes anteriores.

Definido las dimensiones del pórtico, se procede a calcular losesfuerzos a que estará sometido el pórtico. Como resultado de esto, seelabora el correspondiente árbol de cargas con los esfuerzoshorizontales, transversales y verticales, para que el fabricantedimensione cada una de las piezas componentes.

A modo ilustrativo señalamos los cálculos que se debe realizar. Sobreesto cabe mencionar, que las hipótesis de cálculo para eldimensionamiento de los pórticos varían de una norma a otra.

- Cálculo de cargas transversales, longitudinales y verticales enpresencia del viento máximo longitudinal (paralelo a los

conductores).- Cálculo de cargas transversales, longitudinales y verticales en

presencia del viento máximo transversal.

- Cálculo de cargas transversales, longitudinales y verticales duranteel montaje de conductores y cadenas.

Componen las cargas verticales los siguientes: peso propio de laestructura, conductores de fase, cables de guardia, herrajes, cadenasde aisladores, conductores de conexión a barras y/o equipos, personaly equipos de montaje.

Componen las cargas transversales los siguientes: fuerza aplicada a laviga y puntines producida por el viento transversal sobre conductoresde fase, cables de guardia, cadenas de aisladores, herrajes yconductores de conexión a barras y/o equipos. Debe considerarse lascomponentes transversales de las fuerzas longitudinales, cuando el ejedel pórtico forman un ángulo diferente de 90°, con la dirección de losconductores.

Componen las cargas longitudinales las siguientes: fuerza aplicada a la

viga y puntines producida por el viento longitudinal sobre conductoresde fase, cables de guardia, cadenas de aisladores, herrajes yconductores de conexión a barras y/o equipos y las tracciones detendido de conductores y cables de guardia. Al igual que lo anterior,debe considerarse las componentes longitudinales de las fuerzastransversales, cuando el eje del pórtico forman un ángulo diferente de90°, con la dirección de los conductores.

Es fundamental que el proyectista de estaciones suministre, alfabricante, un correcto predimensionamiento de las dimensionesexternas de la estructura metálica, considerando que la disposición

física del patio depende del área ocupada por las columnas.

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Predefinido la distancia entre columnas, la separación entre los pies deuna misma columna, la cantidad y diámetro de los pernos de anclaje,permite al proyectista civil diseñar las fundaciones sin los planosdefinitivos de los pórticos.

Además de liberarse el proyecto de las fundaciones, la disposiciónfísica podrá ser completada una vez que las dimensiones básicas de lascolumnas y pórticos fuesen prefijadas. Ese procedimiento hace que elproyecto se desenvuelva más armónicamente y tenga menordependencia.

A fin de simplificar el trabajo del proyectista, recomendamossuministrar, al fabricante de estructuras, las siguientes informaciones:

- Serie de planos indicando la distribución de cargas (transversales,

verticales y longitudinales). No se incluye el peso propio de laestructura ni la presión de viento en la estructura; si la velocidad deviento de proyecto.

- Dimensiones principales de la estructura.

- Detalles de perforaciones de las chapas de apoyo necesarias para elmontaje de equipos sobre la estructura.

- Detalles y ubicación de todos los pernos de anclaje de la estructura.

1.21.4 Aisladores.

Son elementos que se utilizan para fijar los conductores y barras contensión a las estructuras. En una estación se tienen básicamente dostipos de aisladores: aisladores de disco para cadenas y aisladoresrígidos.

Por el material utilizado en la fabricación se dividen en aisladores deporcelana, esteatita y de vidrio templado. Los aisladores másutilizados, en cuanto a su forma, son los de cuenca-bola y horquilla-bola

La selección adecuada depende de los factores siguientes: nivel deaislación, esfuerzos mecánicos a que estará sometido y nivel depolución.

1.21.4.1 Aisladores para Cadenas.

Aspectos Constructivos

La porcelana está constituida esencialmente por caolín y cuarzo deprimera calidad. Para su empleo en aisladores debe ser de estructura

homogénea. Los aisladores se cuecen a 1400 °C y después se recubrende una capa de esmalte de silicato, recociéndose posteriormente paraobtener un vidriado en caliente que los hace impermeables al agua y,

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Figura 4.9.9 – Partes del

además, los hace resbaladizos, lo que dificulta la adherencia de lahumedad y el polvo.

La esteatita se utiliza, sobre todo, cuando los aisladores han desoportar grandes esfuerzos mecánicos, ya que su resistencia mecánicaes, aproximadamente, el doble que la de la porcelana y suspropiedades aislantes son también mejores que las de este últimomaterial. Otra ventaja es que los aisladores de esteatita estánmoldeados a presión, en seco, y sus dimensiones pueden ser másexactas que las de los aisladores de porcelana, los cuales estánpreparados a presión, en húmedo. El principal inconveniente de laesteatita es su alto costo. La esteatita se prepara a partir de una pastacon gran contenido de talco que, por cocción, se convierte en unamasa de cristales de silicato magnésico; la adición de pequeñas

cantidades de óxidos de hierro, le da un color gris o castaño. Laesteatita no admite el esmalte.

Tanto la porcelana como la esteatita son materiales cerámicos,caracterizados por su fabricación por medio de procedimientosespeciales a base de ciertos productos inorgánicos. Para dar forma aestas primeras materias hay que proporcionarles determinadaplasticidad mediante un tratamiento previo (amasado). Se da a las

masas la forma deseada porvaciado a presión o torneado, ylos aisladores se cuecen en

hornos a altas temperaturas.

El vidrio utilizado en los aisladoreses un vidrio cálcico alcalino,obtenido por un procedimientoespecial mediante enfriamientobrusco por medio de una corriente

de aire frío durante el proceso de fusión; de esta forma, se obtiene unvidrio duro, de elevada resistencia mecánica y con buena estabilidadpara los cambios de temperatura. Tiene color verde oscuro

característico. Aunque es un material más barato que la porcelana,tiene el gran inconveniente de que su coeficiente de dilatación es muygrande, por lo que resulta, comparativamente, muy afectado por loscambios de temperatura.

El aislador cuenta de las siguientes partes (ver Figura 4.9.9): 1)casquillo (hierro maleable galvanizado en caliente); 2) cemento(cemento portland o aluminoso); 3) dieléctrico (porcelana o vidrio) y 4)pino o bola (acero forjado y galvanizado en caliente)

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Las siguientes distancias, indicadas en la Figura 4.9.10, es importanteque el profesional conozca: A) distancia de descarga en seco; B)distancia de descarga en lluvia y C) distancia de fuga.

Figura 4.9.9 – Distancias del eléctricas en un aislador

Cadenas de Aisladores

La forma y los herrajes a ser utilizados varían de acuerdo al nivel detensión, cantidad de conductores por fase, utilización (anclaje osuspensión), esfuerzos mecánicos, etc. La Figura 4.9.11 es indicativade una cadena de suspensión de 220 kV., con dos conductorespasantes (sin derivación).

Figura 4.9.11 – Cadena simple de suspensión 220 kV

La mayoría de lo herrajes para estaciones son fabricados en aceroforjado y galvanizado en caliente. Algunos herrajes como losduplicadores para 2 conductores por fase, pueden ser fabricados apartir de chapas de acero laminado.

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Existe una amplia gama de herrajes de acuerdo a la configuración yutilización de las cadenas y cuya aplicación se puede obtener de loscatálogos de los fabricantes. Los extremos de unión pueden terminaren horquilla, ojal, cuenca, eslabón, perno, etc. En lo que sigueenfocaremos solo alguno de ellos.

Para la fijación de los aisladores de suspensión a las crucetas de losapoyos se utilizan diversos procedimientos, mediante herrajesapropiados. El sistema más empleado es el que consta de un grilleteque puede ser recto o curvo (para la fijación a la cruceta) y de uneslabón-bola (para la fijación al aislador) provisto en su parte inferiorde una bola para incluir en la cuenca de la cabeza del primer aisladorde la cadena; cuando requerido el eslabón-bola lleva una entalla para

la fijación del cuerno chispero o anillo corona superior. Además siexiste la necesidad de aumentar la distancia eléctrica fase-tierra, seutiliza un eslabón-bola mas largo tipo prolongador

Para aisladores del tipo horquilla-ojal, el eslabón-bola se sustituye porel eslabón-ojal para fijar a la horquilla situada en la cabeza del aisladorsuperior de la cadena. Cuando se tienen elevados esfuerzos sobre lascadenas se utilizan cadenas dobles, triples, etc. En estos casos seutilizan los duplicadores, triplicadores, etc.

Los conductores se fijan, a las cadenas, por medio de grapas de

suspensión o de anclaje, fabricados en aleación de aluminio – silicio deelevada resistencia mecánica. El conductor se sujeta a la grapa pormedio de bridas atornilladas.

Las grapas de anclaje pueden ser de dos clases: 1) grapa de anclaje enla que no se cortar el conductor, asegurando una buena conductividadeléctrica y 2) y manguito de anclaje tipo compresión (muy utilizado enlas LT’s) en la que se requiere cortar el conductor.

Los cuernos chisperos y anillos anticorona son fabricados a partir de

tubos de acero galvanizado en caliente. En el caso de que se produzcaun arco entre dos o más aisladores de una cadena pueden resultardañados estos elementos, por esta razón, se han ideado diferentesprocedimientos de protección de los aisladores de manera que, en casode que se produzca un arco, éste se mantenga apartado de la cadenade aisladores.

La primera medida implementada consistió en utilizar un cuernochispero próximo al conductor; pero pronto se vio que la protecciónresultaba mucho más eficaz si se disponía de dos cuernos chisperossituados en la parte superior e inferior de la cadena

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Pruebas experimentales demostraron que la separación entre cuernosdebe ser bastante inferior a la longitud de la cadena de aisladores; poresta razón, la protección mediante cuernos, produce una reducción dela tensión de arco lo cual exige un aumento del número de elementosde la cadena y, por lo tanto, de la longitud de ésta.

Figura 4.9.12 – Cadena doble de anclaje 500 kV

Cuando la intensidad del campo eléctrico excede la rigidez dieléctricadel aire circundante, tienden a formarse descargas "corona" en losextremos metálicos de un aislador. Entre los factores que afectan elestablecimiento de descargas tipo corona se encuentra: la presión deaire, la humedad, el material, la forma y el acabado de los herrajesterminales, el nivel de voltaje. Si los herrajes terminales tienen bordesafilados o irregulares, las descargas corona pueden resultar debido aconcentración del campo eléctrico. Los anillos equipotenciales alteranla forma de las líneas de campo eléctrico, de tal modo que reducen lascargas "corona" del aislador, los niveles de radio interferencia (RIV), ylas pérdidas de potencia. Si las descargas "corona" persistiesen, éstas

pueden deteriorar el material y conducir a falla del aislador. Serecomienda el uso de anillos equipotenciales para aplicaciones ensistemas con voltajes de 230 kV en adelante.

Los anillos equipotenciales se seleccionan de acuerdo al nivel detensión de extinción de las descargas "corona". Se requiere recurrir auna variedad de formas y tamaños para satisfacer los requerimientosde los diferentes voltajes y configuraciones de aisladores.Generalmente, al incrementar el diámetro del anillo equipotencial(anillo corona) o el diámetro del tubo que lo compone, el voltaje de

aparición del efecto corona aumenta. El gradiente de potencial y laefectividad de los anillos equipotenciales pueden ser afectados porvarios factores del diseño: configuración del conjunto de aisladores de

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anclaje, aisladores de suspensión en V o en I, diseño de los herrajes,número de conductores por fase, etc. Consecuentemente, lasdiferentes configuraciones de conjuntos de aisladores y herrajes debenser probadas para determinar el anillo equipotencial más adecuadopara cada aplicación.

Los anillos de protección pueden instalarse solamente en la parteinferior, en ambos extremos o en combinación con cuerno chispero

En relación a máxima carga que debe soportar la cadena, la normaABNT indica lo siguiente:

- Los aisladores de las cadenas y accesorios no deben ser sometidosa un esfuerzo de tracción superior al 40% de su carga nominal de

ruptura en condiciones de mayor duración, al 50% para cargas demontaje y mantenimiento y al 60% para cargas de corta duración(ej.: viento máximo)

- La carga máxima de ruptura de las grapas de fijación deconductores no debe ser inferior al 60% de la carga de ruptura delconductor para grapas de suspensión y al 95% para grapas deanclaje (incluido manguito de anclaje)

- La resistencia de deslizamiento de las grapas de fijación deconductores no debe ser inferior al 25% de la carga de ruptura del

conductor para grapas de suspensión y al 95% para grapas deanclaje (incluido manguito de anclaje). Se denomina resistencia dedeslizamiento al valor de carga estática para el cual no ocurredeslizamiento del conductor en relación a la pieza.

A modo de identificación, las piezas son grabadas en relieve con laindicación de marca, modelo y carga de ruptura.

Elección del Aislador

Para la elección de la cantidad de aisladores por cadenas se debeconsiderar los siguientes:

Ndfm Vn

dfa≥

⋅

donde:

Vn: Tensión nominal máxima del sistema [kV]N: Numero de aisladoresdfm: Distancia de fuga mínima prefijada, por unidad de tensión entre

fases [mm/kV](Tabla 4.9.2)dfa: Distancia de fuga mínima de un aislador (de catalogo) [mm]

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El comportamiento de los aisladores se encuentra altamenteinfluenciado por el grado de contaminación, pudiendo éste resultar unfactor determinante en el proyecto del aislamiento; es así que ladistancia de fuga prefijada “dfm”, por unidad de tensión del sistema, esfunción del grado de contaminación.

En condiciones ambientales limpias, las corrientes de fuga por lassuperficies de los aisladores, tienden a aumentar con la contaminaciónde las superficies de los mismos por el depósito de sal, poluciónindustrial o polvo. La Tabla 4.9.2 presenta los niveles decontaminación.

Tabla 4.9.2 – Grados de polución ambiental y distancia de fuga mínima

Medio ambiente Depósito deNaCl(mg/cm2)

Distancia de fugamínima por unidadde tensión(mm/kV)

Muy leve. Areas sin industrias ocon baja densidad de industrias,sujetas a vientos y lluviasfrecuentes.

0 – 0,03 16

Leve. Areas. con industrias sinhumos poluyentes, áreas con altadensidad de industrias sujetas

frecuentes vientos limpios o lluvias.

0,04 – 0,0520

Moderado. Areas con altadensidad de industrias poluyentes.

0,07 – 0,01 25

Severo Areas con humosindustriales con camada espesa.

>0,12 31

Una distancia de fuga prefijada “dfm”, por unidad de tensión delsistema, de 16 mm/kV de tensión nominal entre fases, asegura unamínima protección en caso de polución muy leve u ocasional

Por otro lado, las sobretensiones de maniobra y atmosféricas a ser

soportados, corregidos para las condiciones atmosféricas del lugar,calculadas en función del BSL y BIL respectivamente, son las siguientes

( )U

Vw50

1 2=

− σ

donde:

Vw: Tensión soportada por el dieléctrico, definido por el BIL o el BSL[kV]

U50: Tensión critica de descarga “Critical flash-over - CFO”, querepresenta una probabilidad de descarga del 50%. [kV]

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σ : Desvío padrón por unidad, correspondiente a una probabilidad sesoportar la descarga, por el dieléctrico, del 97,7%; los valoresutilizados son: 0,06 (6%) para impulso de maniobra y 0,03 (3%)para impulso atmosférico.

La tensión critica de descarga “U50” debe ser corregido en función a lascondiciones atmosféricas del lugar, como señalado en el ítem“Requisitos para Distancia Fase- tierra”

Con los valores así calculados se ingresa en la tablas de los catálogosde fabricantes (ver Tabla 4.9.3) de manera a determinar la cantidad deaisladores requeridos para soportar estas sobretensiones

Tabla 4.9.3 – Cantidad de aisladores en función de tensiones criticas

Debe ser verificada además, la distancia resultante en la cadena, entrepartes vivas y aterradas, el cual debe ser igual o superior a la distancia

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mínima de descarga fase – tierra. Se considera longitud de la cadena alnumero de aisladores con los herrajes, siempre y cuando el diámetrode los herrajes no sea superior al del aislador.

1.21.4.2 Aisladores Rígidos.

Aspectos Constructivos

Corresponden a los aisladores para soporte y aislación de barrasconductoras rígidas. Básicamente existen dos tipos utilizados en lasestaciones, los aisladores soporte tipo columnas y los de pedestal.

El aislador soporte tipo columna esta formado por una serie de

aisladores concéntricos formando un conjunto que refuerza la distanciade fuga (Figura 4.9.13). Su principal ventaja radica en que, por laformación de sus pliegues, se evita que penetre la contaminación, encontrapartida, se dificulta la limpieza. Pueden ser utilizados solos osobreponiendo uno sobre otro hasta alcanzar el nivel de aislamiento.

El aislador tipo pedestal (Figura 4.9.14 ) es similar al anterior, pero lospliegues son más esbeltos permitiendo una fácil limpieza, lo que ofrecemayor superficie para la contaminación. Pueden ser utilizados solos osobreponiendo uno sobre otro hasta alcanzar el nivel de aislamiento.

Fig. 4.9.14 – Aislador de pedestal Fig. 4.9.13 – Aislador tipo columna

Elección del Aislador

Eléctricamente, el cálculo de estos aisladores sigue el mismo criterioque lo señalado para cadenas de aisladores. Si las distancias de fugasde catálogo fuera insuficiente, las mismas pueden ser aumentadasmediante una sub-base aislante adicional, de diámetro inferior al de labase del aislador de pedestal; esto también podrá evitar la descargafase – tierra.

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En la Tabla 4.9.4 se presenta ejemplos de selección de estosaisladores. En ella la tensión Uca representa a la tensión critica dedescarga “CFO – 50%” para sobretensiones de origen atmosférico. Lascondiciones para la elección señala que:

- La distancia de fuga, del aislador, debe ser superior a la distanciade fuga requerida, es decir, los valores de la columna (3) deben serigual o superior al de la columna (5). Los valores de esta últimacolumna fueron calculados con 17 mm/kV

- La altura del aislador debe ser superior a la distancia mínimafase – tierra. En la tabla los valores de la columna (2) deben serigual o superior a los de la columna (6). En caso de no cumplirse,debe adicionarse una sub-base aislante con altura mínima la

señalada en la columna (7), que representa la diferencia entre lascolumnas (2) y (6).

- Los valores de la columna (4) deben estar próximos a los calorescalculados para sobretensión critica de descarga a impulsoatmosférico “CFO” del sistema. La utilización de una sub-baseaislante para aumentar la altura, como indicado en la columna (7),ayuda a mejorar el valor de (4).

Tabla 4.9.4 – Ejemplo de elección de aisladores rígidos

Tensión

nominal(kV)

BIL

(kV)cresta

(1)

Característica de losaisladores

Distancia mínimarequerida Altura

adicional(m)

(7)

Altura(m)

(2)

Distanciade fuga

(m)

(3)

Uca

(kV)

(4)

Distancia defuga(m)(5)

Distanciamínima

fase-tierra(m) – (6)

138 550 1,19 2,51 410 2,35 1,25 0,06138 650 1,33 2,59 680 2,.35 1,48 0,15230 1050 2,30 5,18 1210 3,91 2,39 0,09345 1300 2,67 6,04 1410 5,87 2,96 0,29500 1800 3,77 8,63 2000 8,50 4,10 0,33

La selección eléctrica del aislador no basta, debe también considerarsela capacidad mecánica del mismo, es decir, los esfuerzos a que estarásometido. El cálculo es realizado considerando al conjunto aislador –barra, donde debe verificarse la resistencia a compresión, tracción (sicorresponde) y flexión. Este último valor es de suma importancia, comoveremos en el Módulo II, y que técnicamente se denomina valor deCantiliver Strength; que representa la máxima carga horizontal quepuede aplicarse en el tope.

Otro aspecto a considerar consiste en coordinar la fijación del aislador

con las perforaciones en la estructura soporte. Valores normalizadosdel circulo de fijación de los aisladores corresponden a 3, 5 y 7” dediámetro.

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