diseño de estaciones transformadoras

7/23/2019 Diseño de estaciones transformadoras

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III. Proyecto de estacionestransformadoras de 132 kV

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Las estaciones transformadoras aptas para operar en ten-siones normalizadas desde 132 kV hasta 220 kV, o bajoresponsabilidad de empresas de transporte por distribu-ción troncal, que se proyecten como nuevas instalaciones

o ampliaciones de las estaciones existentes en el sistemade transporte, se complementan con las especificacionestécnicas que cada transportista posee para su sistema.

Para tensiones menores a 132 kV, que también forman parte de las distintas instalaciones, se seguirán los linea-mientos impuestos por cada transportista en particular.

Una estación transformadora es un conjunto de aparatosy elementos, destinados a modificar la tensión eléctrica,que están ubicados en un emplazamiento determinadosin variar la potencia eléctrica en juego.

En consecuencia, hay distintos tipos de estaciones:

• Estaciones transformadoras elevadoras: las estacionesasociadas con la generación.

• Estaciones transformadoras reductoras: las estacionesde rebajas de tensión destinadas a servir a una serie de

localidades.

Desde el punto de vista del emplazamiento, tambiénexiste una estación llamada puesto de seccionamiento.Ésta no lleva transformadores de potencia y se utiliza pa-ra concentrar las salidas o entradas de líneas, en un lugar determinado, a efectos de descongestionar la playa demaniobras de una central generadora o estación.

Se las puede construir a la intemperie o en el interior deun edificio. En el caso más general la parte de alta ten-sión se proyecta a la intemperie, y las partes de media y

baja tensión, bajo techo.

La ubicación y emplazamiento de las obras de amplia-ción del sistema transporte, como ser la incorporación deuna nueva ET o la ampliación de una instalación existen-te, están condicionadas al aspecto funcional para el quefueron previstas dentro del sistema aludido, por lo que se

pueden encontrar las siguientes variantes:

• Como parte integrante de una central generadora, laubicación de la playa de maniobras está normalmentecondicionada por la de la central.

• Una estación transformadora nueva depende de la de-manda o de las líneas (existentes o futuras) a la que seconectará (o de ambas cosas). De todas formas, el lu-gar más recomendable para la ubicación de la ET es enel centro eléctrico de las cargas a alimentar, con el ob-

jeto de reducir las pérdidas eléctricas de la distribución.

• En una ampliación dependerá de las posibilidades queadmita la instalación existente, para lo cual será condi-cionante la reserva de terreno o la posibilidad de am-

pliar éste. También dependerá de la posibilidad de rea-decuación de los alimentadores o campos de maniobra.

• En todos los casos deberán aprovecharse los márgenes

de libertad disponibles para ubicar las instalaciones enel terreno más conveniente posible, teniendo en consi-deración los aspectos que se describen a continuación.

II.1 Geología

El equipamiento de la playa intemperie requiere fundacio-nes importantes en volumen y en profundidad. Deberá bus-

carse que los terrenos propuestos tengan buenas condicio-nes para fundar. Es conveniente que puedan resolverse confundaciones directas y evitar el piloteado, no sólo por cues-tiones de costo sino también para facilitar la construcción.

Para la ampliación de las estaciones ya existentes se re-copilarán todos los antecedentes, estudios de geologíasuperficial, cartas topográficas o ensayos disponibles so-

bre esos terrenos.

Para las estaciones nuevas es conveniente efectuar inves-

tigaciones o ensayos específicos que informen sobre lascaracterísticas del subsuelo. Por ejemplo, realizar comomínimo un sondeo por hectárea, con una profundidad mí-nima de 8 m, e igual cantidad de calicatas de forma cúbi-ca, de 1,5 m de lado. Los sondeos permitirán determinar las condiciones del subsuelo para la ejecución de funda-ciones de pórticos, soportes, transformadores, edificios,etc. Las calicatas aportarán las características del suelosuperficial necesarias para el diseño de caminos, canalesde cables y drenajes, plateas menores, etcétera.

Del estudio de suelos se deberán obtener los siguientes datos:

• Descripción de los distintos estratos.

• Clasificación según el método de Casagrande.

• Nivel de la napa freática.

• Pesos específicos natural y secado a estufa.

• Granulometría.

• Humedad natural.

I Definición de estaciones transformadoras

II Emplazamiento de la estación

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• Límite líquido.

• Límite plástico.

• Ángulo de rozamiento interno.

• Cohesión.

• Cota de fundación.

• Tipo de fundación requerida (directa o indirecta).

• Valor de resistencia de rotura para directas.

• Valor de rotura de punta y fricción para indirectas.

• Coeficiente de balasto y ley de variación con la pro-fundidad.

• Determinación del grado de agresividad del terreno ydel agua de la napa.

• Resistividad del terreno.• Coeficientes de compresibilidad del suelo: lateral y fondo.

En etapa de obra, y conocida la posición definitiva de lanueva instalación dentro del terreno, se realizarán son-deos complementarios de auscultación localizada delsubsuelo, de acuerdo con lo establecido en las Especifi-caciones Técnicas de la Transportista, a fin de calcular las bases de fundación de pórticos, transformadores, edi-ficio y soportes de aparatos.

II.2 Topografía

Deberán evitarse los terrenos con fuertes irregularidadeso pendientes, cuya nivelación requiera grandes movi-mientos de suelos.

Es condición importante que el terreno sea alto y cuentecon drenajes naturales. Las zonas bajas deberán descar-tarse, para evitar la construcción de sistemas de drenajede agua complejos que eviten que ésta se acumule en ca-nales y fundaciones.

En una playa intemperie no deberá acumularse agua aunen las condiciones más severas de lluvias registradas his-tóricamente. Además, cualquier posibilidad de escurri-miento de aguas hacia la playa deberá eliminarse median-

te la previsión de terraplenes y zanjones de guardia.Deberán llevarse a cabo la altimetría y ubicar el terrenoelegido identificando la topografía existente respecto deun punto fijo de referencia zonal, como la cota de la ru-ta, si es que ésta existe, o mojón del Instituto Geográfi-co Militar. Luego de un análisis topográfico se definirála nivelación y el relleno a llevarse a cabo.

II.3 Dimensiones del predio de la nueva estación

El terreno deberá tener las dimensiones adecuadas paraalojar las instalaciones iniciales y las ampliaciones futu-ras. Estas últimas se verán dificultadas si no se prevé es-

pacio suficiente. Debe tenerse en cuenta que el equipa-miento de una estación transformadora tiene una vidaútil de 30 a 50 años y su lugar de instalación puede ex-tenderse más tiempo aún.

También debe tenerse en cuenta la evolución de los al-rededores, en especial al lado de ciudades que puedendesarrollarse mucho en el tiempo antes señalado.

Cuando no se cuente con información suficiente como para basar un pronóstico de crecimiento, en el diseño inicial esrecomendable dejar un 100% de la superficie como reserva.

Deberá preverse espacio para las siguientes áreas:

• Playas de maniobra para las distintas tensiones consus reservas.

• Áreas para el montaje de los transformadores con ca-minos de maniobra.

• Caminos internos de circulación para el mantenimiento.

• Área de edificios de control, de auxiliares y de celdasde media tensión.

• Área de edificio de oficinas y servicios del operador,si correspondiere.

• Área de edificios de mantenimiento, si correspondiere.

• Área de depósitos de materiales intemperie, si correspondiere.

• Área de salida de cables subterráneos de alta o mediatensión, o ambas.

• Área de antenas arriendadas para comunicaciones.

II.4 Orientación del predio

La orientación de la playa deberá permitir una lógica,sencilla y orgánica distribución de las salidas de las lí-neas que vincularán la estación transformadora o la pla-ya de maniobras, en su configuración inicial y futura,

con el sistema de transporte de energía existente.Los campos de salida de las líneas a construir inicialmen-te deberán ubicarse y distribuirse de manera que las lí-neas futuras no se crucen ni se acerquen en exceso a lasexistentes. En tal sentido se deberán tener en cuenta loscondicionamientos prescriptos en la Guía de Referenciasde Líneas aéreas, en cuanto a los siguientes aspectos:

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• Anchos de la franja de servidumbre en líneas aéreas.

• Distancia de seguridad entre ejes de líneas aéreas.

• Distancias de cruce entre líneas aéreas de distintas

tensiones.El ingreso de las líneas de alta tensión se debe proyectar

preferentemente sobre los frentes orientados hacia rutasy caminos, y tendiendo al uso del préstamo de éstos.

Si la acometida se resuelve por medio de cables subterráneos,éstos serán unipolares y armados. Para la distribución del ten-dido, se deberán tener en cuenta los siguientes aspectos:

• Distancias entre fases.

• Disposición de conductores de una misma terna.

• Distancia de seguridad y mantenimiento entre ternas.

• Profundidad del tendido, por razones de seguridad delservicio y del mantenimiento.

• Profundidad, disposición y forma de montaje de losconductores, en cuanto a la seguridad de las zonasque transita (rutas, caminos, calles, veredas, etc. yasean urbanas, suburbanas o rurales). Se deberán cum-

plir las exigencias que al respecto posean los organis-mos municipales, provinciales o nacionales en cuyoámbito se ejecutarán los trabajos.

• Distancias de seguridad respecto de otros serviciosexistentes en el lugar (distribución eléctrica, gas,agua, cloacas, desagües, etc.). En tal sentido se debe-

rán cumplir con las exigencias que al respecto poseanlos organismos, empresas o sociedades responsablesde los servicios.

II.5 Aspectos ambientales

El área preseleccionada deberá tener poca o preferente-mente nula polución ambiental (ver clasificación en latabla I de la norma IEC 60071-2). Si el emplazamientoes inamovible y la polución, alta, deberán adoptarse me-didas de protección como la limpieza previa o el uso de

productos inhibidores especiales. También es conve-niente analizar posibles causas de incremento de la po-lución y, de ser necesario, diseñar las instalaciones conun sobredimensionamiento adecuado.

Por otra parte, es ventajoso que las instalaciones quedendisimuladas o poco destacadas en el entorno. Los si-

guientes aspectos contribuyen a hacer una instalaciónmenos intrusiva al paisaje:

• Mínimo desarrollo en altura.

• Uso de pantallas forestales.• Uso de colores acordes en aisladores y tratamiento para estructuras metálicas.

Desde el punto de vista de la seguridad, es convenientemantener estas instalaciones fuera de los corredores aéreosy alejadas de áreas con riesgo de incendio o explosión.

II.6 Límites y división de las instalaciones

En el caso de ampliaciones de la capacidad de transporte,las instalaciones que pasarán a componer el sistema detransporte por distribución troncal deberán quedar clara-mente delimitadas y divididas del resto, de acuerdo con los

límites de propiedad definidos en el contrato respectivo.

Los límites podrán materializarse con cercos de alam- brado olímpico o mampostería, según se ejecuten en la playa de maniobras o en edificios.

II.7 Acceso a las instalaciones

Cuando corresponda, la estación transformadora poseerádos accesos, uno para las instalaciones que pasen a ser par-te del sistema de transporte por distribución troncal y el otro

para el resto, de acuerdo con lo definido en el contrato.

Las instalaciones que pasen a ser parte del sistema detransporte por distribución trocal deberán poseer accesodirecto desde calle pública, sin ningún tipo de restricciónde ingreso para la empresa titular de la concesión del ser-vicio de transporte. Los accesos se realizarán preferente-mente desde rutas, calles colectoras, caminos principa-les, avenidas, etc., para facilitar el ingreso directo de ve-hículos de transporte de gran porte. En todos los casos elacceso a la estación se realizara a través de una puerta yun portón. Frente al portón se construirá una alcantarillaen cuyo diseño hidráulico se deberán tener en cuenta lascaracterísticas hidrológicas de la zona.

En caso de que el área correspondiente a la sección técnicadeterminada resultase inferior a la equivalente exigida por

la Dirección de Vialidad de la provincia, Dirección Nacio-nal de Vialidad o municipio, según corresponda, se respe-tará este ultimo criterio. En ambos casos el diseño hidráu-lico será aprobado por el organismo oficial competente

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La información mínima descriptiva de las característicasdel emplazamiento será:

• Estudios geotécnicos densificados.

• Altura sobre el nivel del mar.• Calificación de sismicidad y factor de riesgo asociado.

• Nivel de polución.

• Condiciones climáticas:

• Temperatura máxima absoluta + viento asociado.

• Temperatura mínima absoluta + viento asociado.

• Temperatura media anual máxima.

• Temperatura media anual mínima.

• Humedad relativa máxima.

• Humedad relativa media mensual máxima.

• Precipitación media anual.

• Velocidad viento sostenido 10 minutos.

• Velocidad máxima ráfaga de 5 segundos.

• Hielo.

• Nivel isoceraúnico o densidad de descargas.

IV.1

Datos del sistema de transporteLos datos característicos de una estación transformadora o

playa de maniobras están condicionados por la red a la quese vincula. En consecuencia, es necesario partir de los datos

propios del sistema de transporte en alta tensión, que en losniveles de 132 y 220 kV son los que muestra la tabla III-1.

TABLA III-1

Datos del sistema de transporte de alta ten-

sión

Datos 132 kV 220 kV

Tensión nominal (Un) (kV) 132 220

Rango de tensión enoperación en estado normal (kV) ± 5 % Un ± 5 % Un

Máxima tensión de servicio (kV) 145 242

Frecuencia nominal (fn) (Hz) 50 50

Rango de frecuencia enoperación en estado normal (Hz) ± 0,2% fn ± 0,2% fn

Valores transitoriosde frecuencia tolerables (Hz) + 3/-2 + 3/-2

Componente de secuenciainversa de la tensión (kV) < 1% Un < 1% Un

También es necesario conocer la configuración de la red, losdatos característicos del equipamiento de generación, trans-formación, compensación y líneas, así como las previsionesde expansión del sistema para un horizonte suficiente en re-lación con la importancia de las instalaciones a diseñar.

IV.2 Estudios eléctricos

La decisión de vincular una nueva ampliación al sistema,se trate de nueva generación, nueva demanda a abastecer o refuerzo de transmisión, normalmente viene precedida

por los estudios eléctricos en estado permanente y antetransitorios que la reglamentación vigente estipula.

En consecuencia, una parte de los valores eléctricos carac-terísticos se encuentran ya definidos al iniciar el diseño; só-lo es necesario completar esos estudios en lo que respecta a:

• Flujos de carga.

• Transitorios electromagnéticos.

• Cortocircuito.

• Coordinación del aislamiento.

• Régimen de sobrecargas.

Mediante esos estudios será posible definir, en ciertoscasos, o confirmar, en otros:

• Las características de los interruptores.

• Las características de los descargadores.

• El sistema y coordinación de las protecciones.

• Las características de los reactores

• Corrientes térmicas y dinámicas, etcétera.

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III Datos característicos del emplazamiento

IV Parámetros para el diseño

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En el Procedimiento técnico Nº 1 de CAMMESA estánespecificados los estudios en régimen permanente ytransitorio requeridos.

IV.3Potencia máxima de cortocircuito

Los valores de corrientes de cortocircuito vienen indicados para la red de interconexión completa, considerando losdiferentes aportes y los tiempos fijados para el despeje defallas. Los valores determinados en los estudios menciona-dos en el punto anterior permitirán verificar la capacidadde corte requerida para los interruptores de alta tensión.

El valor de la corriente de cortocircuito trifásica que

normalmente es utilizado en la red de transporte por dis-

tribución troncal l es de 22 kA. No obstante, en los nodos

de interconexión con el sistema de transporte nacional

de muy alta tensión este valor asciende a 31,5 kA.

IV.4 Coordinación del aislamiento

La coordinación del aislamiento deberá establecerse se-gún lo establecido por la norma IEC 60071 – 1 Parte 4.

Los valores de las tensiones a soportar por el equipa-miento están dados en la norma IEC 60071-1 Clase I pa-ra tensiones inferiores a 245 kV.

Esos valores no deben fijarse en forma aislada, sino encoordinación con los criterios adoptados para otras insta-

laciones de la red, como el aislamiento de las líneas, la protección contra sobretensiones y la confiabilidad reque-rida al sistema. En consecuencia, la empresa responsabledel sistema de transporte por distribución troncal en alta

tensión debe establecer los valores a utilizar (tabla III-2).TABLA III-2

Valores más comunes de las tensiones

Tensión máxima Impulso maniobra Impulso atmos-

(kV) F-T (kVcr) férico (kVcr)

245 460 1050145 275 550/650*

* El valor del nivel de aislamiento estará determinado por las características particulares del sistema de transporte por distribución troncal a ampliar y definido por la empresa concesionaria.

Las instalaciones del sistema se diseñarán con el neutrorígidamente a tierra.

El factor de seguridad para el aislamiento externo es de 1,05.

Las ampliaciones de instalaciones anteriores deberán di-señarse con iguales niveles de aislamiento que las delequipamiento existente en la playa de alta tensión.

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V.1 General

En el diseño de una ampliación deberán mantenerse loscriterios de diseño de la instalación existente, como tam-

bién los niveles de control, la señalización, las alarmas, la protocolización e información visual y los niveles de ca-lidad de su equipamiento. Además las obras de amplia-ción deberán quedar integradas con las existentes, en loque a disposición física se refiere, salvo cuando se agre-guen barras a través de una línea corta, caso en el que po-drán ser independientes.

Al diseñar una instalación totalmente nueva deberá con-templarse su posibilidad de crecimiento y la necesidadde que las ampliaciones futuras puedan realizarse sin in-terrupción del servicio.

En particular, deberán estudiarse:

• Las franjas de servidumbre de líneas futuras en las vecin-dades de la estación o playa, para las diferentes tensiones.

• La ubicación relativa de las playas de tensiones dis-tintas, en previsión de la instalación futura de trans-formadores.

• La ubicación de los edificios, para permitir la amplia-ción de las playas intemperie.

V.2 Configuraciones de barras

Las instalaciones deberán estar diseñadas de forma queen situaciones de falla de un elemento en una acometidano se interrumpa la capacidad de transporte o de trans-

formación ni se reduzca la confiabilidad de las otrasacometidas.

Es importante la cantidad de caminos de conexión a tra-vés de interruptores o seccionadores que pueden utilizar-se sin desconectar las barras. Siguiendo este criterio, elesquema eléctrico deberá tener un doble juego de barrasy, como mínimo, un seccionador de by-pass. Los esque-

V

Criterios de diseño y selección

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mas típicos a utilizar en la red de transporte por distribu-ción troncal en alta tensión son:

220 kV Doble barra, doble interruptor Doble barra, interruptor y medioDoble barra con transferencia y acoplamientoBarra y barra de transferencia y acoplamiento

132 kV Barra y barra de transferencia y acoplamientoDoble barra con transferencia y acoplamientoDoble barra y acoplamientoDoble barra con doble Interruptor Triple barra y acoplamientoTriple barra con transferencia y acoplamiento

Un factor importante al plantear un esquema de conexióndeterminado es la evaluación de la disponibilidad de lainstalación. Debe tenerse en cuenta que los criterios ope-

rativos imponen restricciones para la transmisión en con-diciones de mantenimiento, que son más severas cuantomenor es la redundancia del esquema.

Por tal motivo, y en función del esquema de conexión proyectado para la configuración final de la estación, unainstalación en su configuración inicial deberá ajustarse acriterios mínimos en función a la cantidad de líneas (L) yde transformadores (T) a instalar en una primera etapa(tabla III-3).

La conexión híbrida del tipo T no es compatible con el

actual sistema de transporte en alta tensión.

En la figura III-1 se muestran los esquemas unifilaressimplificados generales de aplicación en barras de ET

para distintos niveles de tensión.

Si bien la utilización del sistema de juego simple de ba-

rras no es recomendable desde el punto de vista de laconfiabilidad del sistema y de su mantenimiento, en ca-sos particulares y dependiendo del resultado del análisiseléctrico del sistema y del punto de conexión, se podráoptar por su instalación, asumiendo los riesgos o penali-dades que ello pudiera traer aparejado.

Para las tensiones de 33 y 13,2 kV se utilizarán los siste-mas de juego simple de barras con acoplamiento longitu-dinal. En circunstancias especiales que así lo requieran

podrá utilizarse el doble juego de barras. Para estas ten-siones se seguirán las especificaciones de cada transpor-tista en particular.

V.3 Disponibilidad

Además de la configuración del esquema eléctrico, ladisponibilidad de una instalación estará determinada por la confiabilidad del equipamiento y de sus condicionesde mantenimiento.

En la confiabilidad de una instalación intervienen la delequipamiento y la de los conjuntos sujetos a fallas comodescargas, interferencias, etcétera.

Las condiciones de mantenimiento a tener en cuenta des-de la etapa de proyecto son:

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TABLA III-3

Cantidad de líneas y transformadores

Instalación inicial Configuración mínima inicial

L T 132 kV 220 kV

1 1 Simple barra Simple barraDoble barra c/ interruptor y medio

2 1 Barra y barra de transferencia Simple barra

1 2 Doble barra c/doble interruptor Doble barra con interruptor y medioBarra y barra de transferencia Barra y barra de transferencia

> 2 > 2 Doble barra c/ transferencia Doble barra c/ doble interruptor Doble barra c/ doble interruptor Doble barra c/ interruptor y medio

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Figura III-1

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• Accesibilidad: la cantidad de operaciones o desmon-tajes necesarios para reparar o reemplazar partes de lainstalación sujetas a fallas deberá ser mínima.

• Ιntercambiabilidad: el equipamiento deberá ser in-

tercambiable en todo lo posible, tanto en parte comoen conjunto, para facilitar el mantenimiento y reducir el stock de repuestos.

La disponibilidad anual está medida por:

• La duración de las salidas forzadas.

• El número de salidas forzadas.

• La duración de salidas programadas.

• El número de salidas programadas.

• La energía no suministrada.

Estos indicadores del desempeño de una instalación de- penderán de:

a) El tiempo que el personal de mantenimiento tarda enllegar al lugar desde la confirmación de la falla en elregistrador cronológico de eventos.

b) La cantidad de repuestos disponible y el tiempo quese tarde en trasladarlos –como también los equipos deensayos necesarios– hasta el lugar de la reparación.

c) Los programas de mantenimiento.

d) El tiempo requerido para establecer las causas de unasalida y localizar los equipos a reparar.

e) El tiempo que demanda la desconexión, la puesta atierra y la reconexión.

f) El tiempo que insume reemplazar el equipo afectado.

Si bien estos valores están ligados a criterios de opera-ción y mantenimiento, ya deben tenerse en cuenta en laetapa de diseño. Las soluciones de proyecto utilizadas enel área eléctrica de montaje electromecánico tienen fun-

damental importancia en la definición de los tiempos se-ñalados en d), e) y f).

V.4 Distancias eléctricas

a) Distancias mínimas. Las distancias mínimas entre partes bajo tensión y componentes puestos a tierravienen fijadas por la norma IEC 60071 y definen elnivel de aislamiento necesario en instalaciones queno pueden ser sometidas a ensayos de laboratorio.

b) Distancias eléctricas de seguridad para proyecto de

estaciones. Además de las distancias mínimas, debendefinirse distancias de seguridad relacionadas con las

condiciones de operación y mantenimiento, basadasen la experiencia práctica.

Para el sistema de transporte en alta tensión los valo-res fijados son los que figuran en la tabla III-4.

Para la fijación de distancias en barras tendidas debe-rán tenerse en cuenta la declinación de los conducto-res para viento máximo y los niveles de cortocircuito.

Para la fijación de distancias en barras rígidas debe-rán tenerse en cuenta los niveles de cortocircuitoadoptándose un coeficiente de seguridad de 1,5.

Para valores no especificados en esta tabla se deberán

tomar los valores que cada transportista posee sobreel particular.

En instalaciones con seccionador de transferencia seutilizan las siguientes alturas mínimas:

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Distancias mínimas fase-tierra (mm)

220 2.530 3.000 4.500 2.530 2.500 4.000 4.300 4.500 2.300 5.000

132 1.520 2.500 4.000 1.520 1.600 2.500 3.300 3.800 2.300 4.300

A baran-dilla

A cerco perimetral

Para ejesde con-ductoresflexibles

Entre con-ductores rígi-dos o partesmetálicas bajo tensión

Entreejes deconduc-tores fle-xibles

Entre ejes decolumnas deseccionado-res de campos distintos

Entre ejes deconductoresadyacentes juegos de ba-rras diferentes

Un (kV)

TABLA III-4

Distancias eléctricas de seguridad para proyecto de estaciones

De partes bajo ten-sión a pasillos o pistas

De partesinferioresde porce-lana alsuelo

A paredesy soportes

Desde conductores rígidos y partesmetálicas bajo tensión

Distancias mínimas

entre fases (mm)

Distancias mínimas de mantenimiento

y seguridad (mm)

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Tipo de conexión 132 kV 220 kV

Entre equipos 4,30 m. 5,00 m

Barras principales 8,00 m. 10,00 m

Barras altas de transferencia 11,50 m. 14,00 m

c) Distancias de fuga-condiciones de polución. Para elequipamiento de playa deberá adoptarse el valor de ladistancia de fuga mínima para la máxima tensión fase-tierra de operación del sistema. Para ello deberán te-nerse en cuenta las condiciones de polución. La normaIEC 60071-2, en su Tabla 1, establece grados de con-taminación en una escala de I a IV y fija para ellos lasdistancias de fuga mínimas entre 16 y 31 mm/kV.

V.5 Compatibilidad electromagnética

El entorno electromagnético de un equipo está conforma-do por las fuentes de disturbios que lo rodean y los cami-nos de acoplamiento hacia esa fuente. De forma similar,el equipo en cuestión interactúa con el medio que lo rodeaa través de esos mismos caminos de acoplamiento.

La compatibilidad electromagnética debe analizarse encada etapa del proyecto, de modo de definir el entornoelectromagnético y fijar las medidas de control.

• Una parte de las interferencias puede deberse a las:

• Maniobras en el circuito de potencia.

• Descargas atmosféricas en partes bajo tensión.

• Descargas atmosféricas en partes puestas a tierra.

• Fallas a tierra.

Los caminos de acoplamiento de las interferencias pue-den ser:

• Los transformadores de medida.• Los cables de apantallamiento.

• Las envolturas metálicas.

Las medidas para evitar el acoplamiento, que deben estu-diarse durante el diseño de una instalación, son:

Malla de puesta a tierra y conexiones

• Dimensiones de la cuadrícula.

• Densificación de la malla en torno de equipos.

• Vinculación a distintas ramas de la malla.

• Limitación del largo de conexiones.• Conexión de las estructuras de soporte.

Cables blindados

• Coaxiales, triaxiales y doble apantallados.

• Conexión a tierra del blindaje.

Aislamiento de circuitos

• Alimentaciones radiales desde la fuente.

Equipos

• Equipo electrónico con ensayo de interferencia.

• Neutros de transformadores en cajas de conjunción.

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El equipamiento de alta tensión se suele especificar deacuerdo con las normas internacionales IEC o ANSI ycon las especificaciones particulares que se fijen en cadacaso en los pliegos del cliente.

El equipamiento estará caracterizado por los siguientesvalores definidos según la norma IEC 60694:

• Tensión nominal.

• Tensión máxima de servicio.

• Nivel de aislamiento.

• Frecuencia nominal.

• Corriente nominal.

• Corriente resistida de corta duración.

• Corriente pico resistida.

• Duración de cortocircuito.

• Tensión nominal de bobinas de operación y auxiliares.

• Frecuencia nominal de bobinas de operación y auxi-liares.

• Nivel de polución.

• Requerimientos de RIV y corona.

• Cargas mecánicas.

Las piezas mecánicas de los equipos y sus partes compo-nentes deberán verificarse en las condiciones más desfavo-rables que deban soportar, ya sea durante la operación, el

mantenimiento, el transporte o el montaje. En consecuencia,a las cargas propias de funcionamiento del equipo deberánadicionarse las siguientes, debidas a factores externos:

• Cargas estáticas: peso propio más conexiones.

• Cargas dinámicas: cortocircuito.

• Carga de viento máxima.

• Cargas sísmicas.

• Cargas durante el montaje.

• Cargas dinámicas durante el transporte.

• Cargas de hielo o nieve.

IV.1 Terminología

Ur: tensión asignada que corresponde al valor eficaz dela tensión que el aparato debe ser capaz de soportar inde-finidamente, en las condiciones prescriptas de empleo yfuncionamiento.

Ir: corriente asignada que corresponde al valor eficaz dela corriente que el aparato debe ser capaz de soportar in-definidamente, en las condiciones prescriptas de empleoy funcionamiento.

Tensión nominal: es el valor eficaz de tensión de líneadel sistema donde se instala el interruptor, seccionador,descargador o aparamenta.

Tensión máxima: valor máximo de la tensión para laque está diseñada la aparamenta y, por lo tanto, límitemáximo de tensión a la que debe operar ella.

Corriente nominal: valor eficaz de la corriente normalmáxima que puede circular continuamente a través de laaparamenta, sin exceder los límites recomendados deelevación de temperatura.

Aparato de conexión: aparato destinado a establecer o

interrumpir la corriente en un circuito eléctrico.Aparamenta: término general que se aplica a los aparatosde conexión y a su combinación con los aparatos de man-do, de medida, de protección y de ajuste que se le asocian.

Constante de tiempo de desionización: referido a la re-sistencia del arco, tiempo necesario para doblar su valor admitiendo que su velocidad de variación se mantieneconstante.

Cortocircuito: conexión, accidental o intencionada, através de una resistencia o una impedancia relativamen-te baja, de dos o más puntos de un circuito que están nor-malmente a tensiones diferentes.

Corriente de cortocircuito: valor eficaz de la corrientede cortocircuito para la cual las cámaras de extinción dearco de un interruptor pueden abrir el circuito. Las unida-des son kiloamperes (kA) o megavolt-amperes (MVA) decortocircuito, si se expresan en potencia de cortocircuito

Corriente de cortocircuito inicial: valor de pico de la primera semionda de corriente, comprendida en ella lacomponente transitoria.

Defecto a tierra: defecto debido a la conexión directa oindirecta de un conductor con tierra o a la disminución desu resistencia de aislamiento a tierra por debajo de un va-lor especificado.

Factor de sobretensión: razón del valor de cresta de lasobretensión al valor de cresta de la tensión máxima de latensión admitida por un aparato.

Poder de corte (PdC): corriente presunta que un apara-to de conexión debe ser capaz de interrumpir en condi-ciones previstas de empleo y comportamiento.

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VI Equipamiento de alta tensión

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Reencendido: restablecimiento de la corriente entre loscontactos de un aparato mecánico de conexión duranteuna maniobra de corte, antes de un cuarto de períododespués del paso por cero de la corriente.

Recebado: restablecimiento de la corriente entre loscontactos de un aparato mecánico de conexión duranteuna maniobra de corte, después de un cuarto de períododespués del paso por cero de la corriente.

Rigidez dieléctrica: se define por el máximo gradiente de potencial que puede soportar un aislante sin que se pro-duzca la descarga disruptiva (perforación del dieléctrico).

Sobretensión: toda tensión entre un conductor de fase ytierra o neutro, o entre dos conductores de fase, cuyo va-lor de cresta sobrepasa el valor de cresta correspondien-te a la tensión más elevada para el material.

Tensión transitoria de restablecimiento (TTR): ten-sión de restablecimiento entre los contactos de un apara-to de conexión durante el tiempo en que presenta uncarácter apreciablemente transitorio.

Es el valor eficaz de la primera semionda de la compo-nente alterna que aparece entre los contactos del inte-rruptor después de la extinción de la corriente, es decir,es la tensión que aparece entre los contactos al pasar laonda de corriente por cero. Es muy importante para defi-nir la capacidad de apertura del interruptor y tiene unafrecuencia del orden de los kilohertz, dependiendo de los

parámetros eléctricos de la zona de operación.

Este parámetro tiene dos componentes, uno a frecuencianominal del sistema y otro que oscila a la frecuencia na-tural del sistema.

Valor asignado: valor de una magnitud, fijada general-mente por el fabricante, para un funcionamiento especí-fico de un componente, dispositivo o material.

SF6: gas hexafluoruro de azufre.

Vacío: presión inferior a 10-1 Pa (1 atm = 1,033 bar =101303 Pa = 101303 N/m2 = 760 mm Hg = 1,033 kg/cm2)

Seccionador: aparato mecánico de conexión que asegu-ra, en posición abierto, una distancia de seccionamiento

que satisface ciertas condiciones específicas, destinado aasegurar el aislamiento de seguridad de un circuito.

Seccionador con cuchillas de puesta a tierra: seccio-nador especial diseñado para conectar los conductores defase a tierra. Destinado a la seguridad en caso de inter-vención en los circuitos, conecta los conductores activos,sin tensión, a tierra.

Interruptor o disyuntor: aparato mecánico de conexióncapaz de establecer, soportar e interrumpir corrientes encondiciones normales del circuito, y además en condicio-nes anormales específicas del circuito, como las de cor-

tocircuito. Aparato de conexión de uso general. Ademásdel mando de circuitos, asegura su protección contra losdefectos eléctricos.

Aclaración: A pesar de las definiciones dadas, es comúnutilizar el término “interruptor” cuando se quiere hacer referencia al dispositivo capaz de abrir y cerrar en condi-ciones de cortocircuito, en lugar de utilizar el término“disyuntor”, como recomienda la IEC.

Resistencia de contacto: cuando un interruptor se cie-rra, el contacto metálico efectivo se produce en un áreamuy pequeña, determinada por tres puntos que determi-nan un plano. La resistencia al pasaje de la corriente no-

minal por esta área es la que se denomina “resistencia decontacto” y es la responsable del calentamiento del con-tacto, al pasar la corriente nominal a través de él.

Cámara de extinción del arco: es la parte primordial decualquier interruptor eléctrico, en donde al abrirse loscontactos, la energía que circula por el circuito eléctricose transforma en calor.

Esta cámara deben soportar los esfuerzos electrodinámi-cos de las corrientes de cortocircuito, así como los es-fuerzos dieléctricos que aparecen al producirse ladesconexión de bancos de reactores, capacitores y trans-formadores.

El fenómeno de interrupción se presenta al iniciarse laseparación de los contactos, con la aparición de un arco através de un fluido que se transforma en plasma y provo-ca esfuerzos en las cámaras, debido a las altas presionesy temperaturas desarrolladas. Al interrumpirse la corrien-te, durante el paso de la onda por cero, aparece entre loscontactos la llamada tensión transitoria de restableci-miento.

Durante la interrupción del arco aparecen los siguientesfenómenos:

• Altas temperaturas, debidas al plasma creado por elarco.

• Altas presiones debidas a la alta temperatura del plas-ma.

• Flujos turbulentos del gas, que adquieren velocidadesvariables entre 100 y 1000 m/seg, y que producen elsoplado del arco, su alargamiento y, por lo tanto, suextinción.

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• Masas metálicas en movimiento (contacto móvil) quese aceleran en pocos milésimos de segundo hasta ad-quirir velocidades del orden de los 10 m/seg.

• Esfuerzos mecánicos debidos a la corriente de corto-

circuito.

• Esfuerzos dieléctricos debidos a la tensión de restablecimiento.

Recierre en líneas de alta tensión: los recierres en laslíneas de alta tensión permiten, luego de una descone-xión provocada por la protección de la línea, reconectar automáticamente el circuito, después de un tiempo pre-determinado.

En las líneas de alta tensión, la utilidad del recierre auto-mático se basa en la estadística de que más del 90% delas fallas de aislamiento en líneas son de carácter fugaz,

lo que permite la recuperación del aislamiento despuésde la desconexión momentánea de la o las fases afecta-das por la falla; además de que la mayor parte de las fa-llas de aislamiento son cortocircuitos de fase a tierra.

Por otro lado, desde el punto de vista de la estabilidad yde la continuidad de servicio de un sistema, si la falla esmonofásica es conveniente desconectar únicamente lafase afectada y reconectarla al cabo de un tiempo no me-nor de 0,25 segundos; se puede llegar a una duración devarios segundos sin llegar a un limite de tiempo que per-

judique la estabilidad del sistema.

La potencia transmitida por las dos fases restantes, des-

pués de una desconexión monofásica, es del orden del 60al 70% de la potencia transmitida en condiciones norma-les. En cambio, si la falla es entre dos fases, la potenciatransmitida por la fase restante es del orden del 30%; por lo cual se puede afirmar que conviene hacer recierresmonofásicos y trifásicos, pero nunca bifásicos.

Por lo anterior, se considera que los dispositivos de recie-rre pueden operar en forma monopolar o unipolar, reali-zando un ciclo de recierre monofásico si la falla afectauna sola fase, o en forma tripolar, cuando la falla afectados o tres fases.

Factor del primer polo: depende del sistema de puesta

a tierra de la red. El factor del primer polo se utiliza paracalcular la tensión transitoria de restablecimiento para fa-llas trifásicas.

En general rigen los siguientes casos:

• Kpp = 1,3 equivale a fallos trifásicos en redes conneutro a tierra.

• Kpp = 1,5 equivale a fallos trifásicos en redes aisla-das o redes compensadas con bobina.

• Kpp = 1,0 sólo en casos especiales, por ejemplo en re-des ferroviarias bífásicas.

Transformadores de instrumentos: dispositivos elec-tromagnéticos que reducen las magnitudes de las tensio-nes y corrientes primarias que se utilizan para medicióny protección a valores normalizados de 100, 110 V y 5 o1 A, respectivamente; además permiten obtener una se-

paración galvánica entre las magnitudes primarias y se-cundarias.

Descargadores de sobretensión: también se los suelellamar pararrayos. Son dispositivos eléctricos formados

por elementos resistivos no lineales, que limitan las sobretensiones de origen atmosférico o de maniobra de in-terruptores.

VI.2 Interruptores de potencia

El interruptor es, junto al transformador de potencia, eldispositivo más importante de la estación, que determinael nivel de confiabilidad del sistema.

Los interruptores son aparatos de corte capaces de cerrar,conducir e interrumpir los niveles nominales de corrien-te en condiciones normales de operación del sistema.Asimismo, deberán cerrar, conducir durante un tiempoespecificado e interrumpir los niveles de corriente espe-cificados en condiciones anormales.

Deberán tener las prestaciones nominales necesarias, se-gún surja de los estudios del sistema: tensión nominal,corriente nominal y toda otra prestación que los haganaptos para operar en él. Deberán responder a la normaIEC 60694 en cuanto a valores nominales de tensiones,corrientes y auxiliares, y de ensayos (resistidos a impul-so y a 50 Hz.)

En lo que respecta a características generales y ensayos,deberán responder a las norma IEC 60056.

VI.2.1. Partes de un interruptor. Se distinguen princi- palmente la parte activa, la parte pasiva y los acceso-rios. La parte activa de un interruptor está constituida

por las cámaras de extinción de arco que soportan loscontactos fijos y el mecanismo de operación que so-

porta los contactos móviles. La parte pasiva está for-mada por una estructura que soporta uno o tres depó-sitos para los fluidos aislantes en los que se aloja la

parte activa. Los siguientes elementos se denominanaccesorios.

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• Bornes terminales que a veces incluyen transformado-res de corriente.

• Válvulas de llenado, descarga y muestreo de fluidoaislante.

• Bornes de puesta a tierra.

• Placa de datos característicos.

• Gabinete que contiene los dispositivos de control, pro-tección, medición y otros, como la unidad compreso-ra hidráulica o neumática, resortes, bobinas de cierre yde apertura, calefacción con termostato de ambiente,etcétera.

VI.2.2. Medios de interrupción, las técnicas del cor-te. Podrá utilizarse cualquier método de interrupciónde corriente y de extinción del arco, siempre que sea

de una tecnología moderna o probada en el campo dela explotación. La cantidad de cámaras de extinciónserá función de los valores de potencia a interrumpir.Los interruptores que actualmente se incorporan alservicio para sistemas de alta tensión son masivamen-te de SF6.

En instalaciones industriales de transmisión no deberánutilizarse equipos prototipos. Los que se proponga uti-lizar deberán estar avalados por los correspondientesensayos de tipo.

La denominación de los distintos tipos de interruptoresse debe al fluido que se encuentra en la cámara de ex-tinción de arco.

Conforme a su aparición cronológica se los puede enu-merar de la siguiente forma:

• Gran volumen de aceite.

• Pequeño volumen de aceite.

• Neumáticos (aire comprimido).

• Hexafluoruro de azufre.

• Vacío.

Interruptor en gran volumen de aceite. En este tipo deextinción el arco producido calienta el aceite, lo que da

lugar a una formación de gas muy intensa. El gas, queaprovecha el diseño de la cámara, empuja un chorro deaceite a través del arco. Esto provoca el alargamiento yenfriamiento del arco hasta su extinción, al pasar la on-da de corriente por cero.

Para grandes tensiones y capacidades de ruptura cada polo del interruptor va dentro de un tanque separado,

aunque el accionamiento de los tres polos es simultá-neo, por medio de un mando común.

Cada polo tiene dos cámaras de extinción conectadasen serie, lo cual facilita la ruptura del arco, al repartirse

la caída de tensión según el número de cámaras.

Para conseguir que la velocidad de los contactos seaelevada, de acuerdo con la capacidad de interrupción dela cámara, se utilizan poderosos resortes, y para limitar el golpe que se produciría al final de la carrera, se utili-zan amortiguadores.

En este tipo de interruptores el mando puede ser eléc-trico, con energía auxiliar acumulada en resortes o enun tanque de aire comprimido, mediante unidad com-

presora unitaria, según la capacidad de corte del inte-rruptor.

Interruptor en pequeño volumen de aceite. Este tipo,que tiene forma de columna, por su pequeño consu-mo de aceite fue muy utilizado en Europa, en tensio-nes de hasta 230 kV y de 2500 MVA de capacidad deinterrupción. En general se usa en tensiones y poten-cias medianas. Este interruptor utiliza alrededor deun 5% del volumen de aceite empleado por el degran volumen.

Las cámaras de extinción tienen la propiedad de que elefecto de extinción aumenta a medida que la corrienteque va a interrumpir crece. Por eso, al extinguir las co-rrientes de baja intensidad las sobretensiones generadasson pequeñas.

La potencia de apertura es limitada sólo por la presiónde los gases desarrollados por el arco, presión que debeser soportada por la resistencia mecánica de la cámarade extinción. Para potencias de corte altas, el soplo delos gases sobre el arco se hace perpendicularmente aleje de los contactos, mientras que para potencias bajasel soplo de los gases se inyecta en forma axial.

Los contactos de estos interruptores pueden soportar,según estadísticas, el siguiente número de operacionessin requerir recambio:

A corriente nominal 4 000 operaciones.

A la mitad de la potenciamáxima de cortocircuito 8 operaciones.

A plena potencia de cortocircuito 3 operaciones.

El desarrollo de los gases de extinción depende más de lacorriente que de la tensión, lo que origina que la potenciade cortocircuito aumente constantemente con la tensión,

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como se puede observar en la figura III-2, que relacionala potencia máxima de cortocircuito en por ciento con latensión de restablecimiento, también en por ciento.

Figura III-2

En la misma figura se puede apreciar que si la tensiónde restablecimiento alcanza un valor doble, la potenciade ruptura aumenta en un 50%.

Los interruptores de este tipo usan un mando que seenergiza por medio de resortes.

El tiempo de la extinción del arco es del orden de 6 ciclos.

Interruptores neumáticos. Su uso se origina en la nece-sidad de eliminar el peligro de inflamación y explosióndel aceite utilizado en los interruptores de los dos casosanteriores.

En este tipo de interruptores el apagado del arco se efec-túa por la acción violenta de un chorro de aire, que barreel aire ionizado por efecto del arco. El poder de rupturaaumenta casi proporcionalmente a la presión del aire in-yectado. La presión del aire comprimido varía entre 8 y13 kg/cm2, dependiendo de la capacidad de ruptura delinterruptor. La extinción del arco se efectúa en un tiem-

po muy corto, del orden de 3 ciclos, lo cual produce sobretensiones mayores que en los casos anteriores.

Estos aparatos pueden operar en dos formas. En formamodular, con su propia unidad compresora y tanque dealmacenamiento; o en forma de estación central de airecomprimido, que alimenta el conjunto de los interrupto-res de la instalación.

En los aparatos de tipo modular el volumen del tanquedebe ser de tal tamaño, que pueda soportar, por lo me-nos, tres operaciones de apertura y cierre combinadas,

Si luego de las maniobras anteriores la presión resultan-te fuera inferior al valor mínimo considerado por el fa-

bricante para el soplado del arco, y ocurriera un corto-circuito en la línea, el interruptor tiene un control queimpide su apertura, ya que de no bloquearlo se produci-ría la destrucción del interruptor.

Las cámaras de extinción de estos interruptores son de for-ma modular y, de acuerdo con la capacidad y tensión de lainstalación, se utilizan desde dos cámaras en adelante:

• 2 cámaras hasta 80 kV.




Una de las ventajas de utilizar varias cámaras en seriees que la tensión se reparte entre ellas, lo que disminu-ye la tensión de reencendido entre los contactos de ca-

da una de las cámaras.Debido a que estos interruptores producen mayores so-

bretensiones, es común entre los diversos fabricantesinsertar en paralelo con los contactos principales, resis-tencias amortiguadoras y capacitores que producen al-tas impedancias y reparten las tensiones de las cámaras.

En resumen, de las características de estos interruptoresse puede decir lo siguiente:

• Los tiempos de maniobra son muy cortos, lo que limi-ta la duración de los esfuerzos térmicos que originanlos cortocircuitos y por lo tanto se reduce el desgastede los contactos.

• Son aparatos de construcción sencilla; se emplean losmismos elementos de corte para todas las tensiones, locual reduce el almacenamiento y el costo de las piezasde repuesto.

• Pueden efectuar recierres con tiempos mínimos y po-tencias de cortocircuito elevadas.

• El mantenimiento es sencillo y rápido. No tiene peli-gro de incendio.

Interruptores en hexafluoruro de azufre. Son aquelloscuyas cámaras de extinción operan dentro de un gas lla-mado hexafluoruro de azufre (SF 6 ), que tiene una capa-

cidad dieléctrica superior a otros fluidos dieléctricosconocidos. Esto hace más compactos y durables los in-terruptores, desde el punto de vista del mantenimiento.

Propiedades del SF6. Es un gas de laboratorio química-mente estable e inerte, con un peso específico de 6,14 g/L.Alcanza unas tres veces la rigidez dieléctrica del aire ala misma presión. A la temperatura de 2000 K todavía

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conserva alta conductividad térmica, que ayuda a en-friar el plasma creado por el arco eléctrico, y al pasar

por cero la onda de corriente, facilita la extinción del ar-co. El gas tiene características electronegativas, o sea

que captura electrones libres transformando los átomosen iones negativos. Ello provoca en el gas las altas ca-racterísticas de ruptura del arco eléctrico y, por lo tanto,la gran velocidad de recuperación dieléctrica entre loscontactos, después de la extinción del arco.

En los primeros interruptores se usaban dos presiones,la menor de 3 bares, llenando los tanques, y la mayor,de unos 18 bares, dentro de las cámaras de extinción.Esto se hizo con el fin de evitar que al abrir el interrup-tor sus contactos, el soplo de gas produjera enfriamien-to y el gas pasara al estado líquido. Después se usó unasola presión, con lo cual se disminuye el tamaño de losinterruptores en cerca de un 40%. Para evitar el uso de

la segunda presión se aprovecha la propia presión delgas como punto de partida, y la cámara, al abrir los con-tactos, tiene un émbolo unido al contacto móvil, que aloperar comprime el gas y lo inyecta sobre el gas ioniza-do del arco. Éste es alargado, enfriado y apagado al pa-sar la corriente por cero.

Los interruptores pueden ser de polos separados, cadafase en su tanque, o trifásicos, en los cuales las tres fa-ses utilizan una misma envolvente. Se fabrican paratensiones de 115 a 800 kV y las capacidades de inte-rrupción, que varían con cada fabricante, llegan hastamagnitudes de 80 kA, que es un caso muy especial.

Estos aparatos pueden despejar las fallas hasta en dosciclos y para limitar las sobretensiones altas, produci-das por esta velocidad, los contactos vienen con resis-tencias limitadoras.

Las principales averías de este tipo de interruptores sonlas fugas de gas, que requieren aparatos especiales paradetectar el punto de la fuga. En un aparato bien instala-do las pérdidas de gas deben ser menores al 2% anualdel volumen total de gas encerrado dentro del aparato.

En caso de pérdida total de la presión del gas y debido ala alta rigidez dieléctrica del SF6, la tensión que puedensoportar los contactos cuando están abiertos es igual al

doble de la tensión de fase a tierra. De cualquier forma,no es conveniente operar un interruptor de SF6 cuandoha bajado su presión por una fuga; por el contrario, debeser bloqueado el circuito de control de apertura, paraevitar un accidente. Para ello vienen equipados con pre-sostatos calibrados en densidad de gas, para acusar la

pérdida del gas e impedir su accionamiento.

En los interruptores con comando tripolar, la aperturade los contactos es simultánea, aunque conviene quehaya discordancia de un milisegundo entre los tres po-los. Se entiende por discordancia la diferencia en tiem-

po que existe entre el instante de cierre del primero y elinstante de cierre del último polo del interruptor. El usode la discordancia es importante, pues sirve para redu-cir las sobretensiones debidas a impulsos por maniobra.

Si el interruptor es de operación o comando unitripolar,como en las líneas aéreas, donde es apropiado usar recie-rre unipolar, la discordancia puede aumentar hasta variossegundos. Pasado ese tiempo aparecen efectos adversos

por la magnitud de las sobretensiones de maniobra.

El mecanismo de mando de estos interruptores es, por lo general, de aire comprimido u óleo neumático.

La figura III-3 muestra al interruptor Merlín Gerin, tipo

FA, en el cual, según la tensión, un polo del interruptor está constituido por uno o varios módulos de una o doscámaras. El módulo de dos cámaras comprende:

• Dos cámaras de extinción conectadas en serie, mon-tadas sobre un cárter que contiene las bielas de co-mando.

• Dos capacitores de repartición de tensión, montadosen paralelo sobre las cámaras de extinción, en caso denecesidad.

• Una columna soporte que contiene la biela aislante decomando, que une las bielas del cárter a los órganos decomando.

• Un gato hidráulico para el enganche.

• Resortes para el disparo.

• Un manómetro que vigila la presión de SF6.

• Un chasis soporte metálico o bastidor.

El comando, de tipo óleo neumático, es totalmente au-tónomo.

Este modelo está perfectamente experimentado en ex- plotación y su comando es particularmente confiable.Ello permite los reenganches trifásicos o monofásicos.

El corte por autocompresión. En este tipo de disyuntor,la expansión de un volumen de SF6 comprimido por un

pistón sopla el arco. Al abrir el aparato, un cilindro solida-rio con el contacto móvil se desplaza y comprime un vo-lumen de SF6. Un tubo de soplado canaliza el gas hacia elcentro del arco. El gas se evacua a través de los contactoshuecos. Con intensidades fuertes, el arco provoca un efec-

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Figura III-3. A. 1, cámara de extinción; 2, contacto fijo; 3, contactomóvil; 4, capacitor; 5, acoplador; 6, conducción de la varilla; 7, bie-las; 8, cárter; 9, aislador soporte; 10, biela aislante; 11, recinto demuelles; 12, muelle; 13, gato; 14, acumulador de aceite de alta presión; 15, alimentador auxiliar de baja presión;16, armario de comando; 17, bastidor o chasis; 18, manómetro; 19, relé hidráulico. B. Vista esquemática de un po-lo del interruptor FA 2, equipado con resistencias de cierre. Referencias: 1, cámara de extinción; 2, resistencias de

cierre. C. Polo de interruptor FA en curso de montaje.

to de tapón que contribuye a la acumulación de gas comprimido. Cuando la intensidad se aproxima a cero, el arco primero se enfría y después se extingue gracias a la inyec-ción de nuevas moléculas de SF6. El valor medio de latensión de arco está comprendido entre 300 y 500 V.

Esta tecnología permite cortar sin dificultad todas lasintensidades hasta el PdC, sin una intensidad crítica

puesto que la energía necesaria para soplar el arco se produce por empuje mecánico y por tanto es indepen-diente de la corriente que hay que cortar.

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Este método fue patentado por Siemens en los años 70.En la figura III-4 se puede ver un corte en perspectiva deuna cámara de extinción de arco en SF6 que utiliza el mé-todo de auto-compresión (pertenece al modelo 3AP1-FG

de Siemens).

Figura III-4

En la figura III-5 se puede apreciar el corte de un polo.El circuito principal de cada polo está formado por losterminales o bornes (1) y (8), el portacontactos (2), elcilindro base (7) y el cilindro de contacto móvil (6). En

estado “cerrado”, la corriente de servicio circula a tra-vés del contacto principal (4). El contacto de arco (5)actúa en paralelo con el anterior.

El corte de corrientes de servicio. Durante la operaciónde apertura se abre, en primer lugar, el contacto princi-

pal (4); con ello la corriente pasa por el contacto de ar-co, aún cerrado. Al abrirse éste, se produce un arcoentre los contactos (5). Simultáneamente se mueve elcilindro de contacto (6) hacia dentro del cilindro base(7) y comprime el gas extinguidor allí contenido. Así se

produce el flujo del gas en contrario al movimiento através del cilindro (6) hacia el contacto de arco (5) conlo cual se extingue el arco.

El corte de corrientes de cortocircuito. Cuando se pre-sentan corrientes de cortocircuito de alta intensidad, laenergía del arco calienta fuertemente el gas extinguidor situado alrededor del contacto de arco. Esto provoca unaumento de presión en el cilindro de contacto. En estecaso la energía necesaria para alcanzar la presión de ex-tinción adecuada no tiene que ser suministrada por elaccionamiento. Más adelante, el contacto de arco fijoabre el paso por la tobera (3). Con ello el gas proceden-te del cilindro de contacto retorna por la tobera y extin-gue el arco.

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Figura III-5. Para las referencias, ver el texto.

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Interruptores en vacío. Son aparatos que, en teoría, abrenen un ciclo debido a la pequeña inercia de sus contactosy a la pequeña distancia de separación. Los contactos es-tán dentro de ampollas especiales en las que se ha hecho

el vacío casi absoluto. El contacto fijo está sellado con lacámara de vacío y por el otro lado entra el contacto mó-vil, que también está sellado al otro extremo de la cáma-ra y que, en lugar de deslizarse, se mueve junto con lacontracción de un fuelle metálico.

Al abrir los contactos dentro de la cámara de vacío, no se produce ionización; por lo tanto, no es necesario el soplado del arco ya que éste se extingue prácticamente al paso por cero después del primer ciclo.

Este tipo se utiliza en instalaciones de hasta 36 kV den-tro de tableros-celdas blindados.

VI

.2.3. Comparación de los diferentes tipos. A conti-nuación se realiza un resumen de las ventajas y desven-tajas sobre el empleo de los interruptores para alta ten-sión considerando que los interruptores de aceite están

prácticamente en desuso.

• Tipo neumático

Ventajas

• Bajo costo y disponibilidad del aire.

• Rapidez de operación.

• No provoca explosiones ni arde como el aceite.

• Aumenta la capacidad de ruptura en proporción a la presión del aire.

• No es asfixiante ni tóxico.

Desventajas

• Menor rigidez dieléctrica que el SF6.

• Mayor presión.

• La constante térmica es de unas 100 veces la del SF6 ala misma presión.

• Aun a presiones cinco veces superiores que el SF6, elaire tiene únicamente 10% de la capacidad de extin-ción del arco.

• En fallas próximas al interruptor aparecen sobreten-siones muy altas. Para disminuirlas se intercalan resis-tencias de apertura.

• Después de la apertura el gas ionizado debe ser venti-lado.

• Los niveles de ruido al operar son muy altos.

• El sistema de compresión de aire tiene un precio altoy la confiabilidad de sus componentes es difícil delograr.

• Tipo hexafluoruro

Ventajas

• Después de la apertura de los contactos, los gases io-nizados no escapan al aire, por lo que la apertura delinterruptor casi no produce ruido.

• Alta rigidez dieléctrica, del orden de tres veces la delaire.

• El SF6 es estable. Expuesto al arco, se disocia en SF 4 ,

SF 2 y en fluoruros metálicos; pero al enfriarse se re-combinan de nuevo en SF6.

• La alta rigidez dieléctrica del SF 6 lo hace un medioideal para enfriar el arco, aun a presiones bajas.

• La presión utilizada para interrupción del arco es unafracción de la requerida en interruptores neumáticos.

• Buena conductividad térmica, es del orden de tres ve-ces la del aire.

Desventajas

• A presiones superiores a 3,5 bares y temperaturas me-nores de –40°C, el gas se licua. Por eso, en el caso deinterruptores de dos presiones es necesario calentar el

gas de la cámara de extinción para mantener el equili- brio a temperaturas ambiente menores de 15°C.

• El gas es inodoro, incoloro e insípido. En lugares ce-rrados hay que tener cuidado de que no haya escapes,ya que por tener mayor densidad que el aire, lo despla-za y provoca asfixia en las personas por falta de oxíge-no. En otros lugares es conveniente disponer deextractores que deben ponerse en funcionamiento an-tes de que ingrese personal.

• Los productos del arco son tóxicos y combinadoscon la humedad producen ácido fluorhídrico, queataca la porcelana y el cemento de sellado de los bor-

nes de conexión.

• Tipo vacío

Ventajas

• Es un interruptor muy compacto.

• Prácticamente no necesita mantenimiento.

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Desventajas

• Durante la extinción del arco se produce una ligeraemisión de rayos X.

• Aparecen sobretensiones, sobre todo en circuitos in-ductivos.

• Que por algún accidente, de manipulación o transpor-te, se pueda perder el vacío de la cámara, entrar aire y,de producirse el arco, reventar la cámara.

VI.2.4. Sistemas de accionamiento y mandos. Po-drán utilizarse los distintos tipos de accionamientos co-munes para sistemas de transmisión:

• Hidráulicos con sistema de alta presión de aceite.

• Neumáticos con sistema de aire comprimido indivi-dual o de conjunto.

• A resortes mediante la carga por un motor eléctrico.

Observación: en razón de la confiabilidad demostrada

en servicio durante los últimos cuarenta (40) años y su-

mado a su sencillo y bajo costo de mantenimiento, el

sistema de accionamiento a resorte es el más usado en

la actualidad.

Cualquiera sea el tipo de accionamiento, deberá garan-tizarse la acumulación de energía suficiente para elcumplimiento de tres ciclos IEC O-03”-CO-3’-CO, enel caso de interruptores destinados a proteger salidas delíneas.

El ciclo se entiende que, estando cerrado el interruptor,ante la aparición de una falla se produce la apertura; seesperan 0,3 segundos, se produce el cierre y la aperturadebido a la persistencia de la falla; se esperan 3 minu-tos, se vuelve a cerrar y abrir definitivamente de persis-tir el cortocircuito.

Asimismo, un interruptor en posición de “abierto” de- berá quedar bloqueado si no dispone de suficiente ener-gía acumulada como para completar el último ciclo decierre y apertura.

Para los interruptores que protegen transformadores de potencia o acoplamientos transversales o longitudinales

de barras, se debe garantizar la acumulación de energíasuficiente para el cumplimiento de los ciclos cierreapertura-15 segundos-cierre apertura (CO – t” – CO).

Los polos de interruptores de 132 y 220 kV, para las sa-lidas de línea, deberán ser independientes entre sí y te-ner accionamientos individuales (bobinas de apertura ycierre por polo); sólo podrán compartir el sistema de ac-

cionamiento neumático o hidráulico, y el cableado demando y control.

Los dispositivos de apertura y cierre por polo, de inte-rruptores de 132 y 220 kV, deberán disponer de electro-

válvulas duplicadas totalmente independientes, comotambién de una cantidad de contactos auxiliares inver-sores suficientes para el cumplimiento del circuito fun-cional de enclavamientos, señalización,teleseñalización, más una reserva de 10 NA +10 NC.

El mando local, eléctrico o manual, de apertura o cierrede los interruptores será tripolar.

El mando eléctrico a distancia de apertura o cierre tam- bién será tripolar y, en el caso de los interruptores des-tinados a proteger salidas de línea, su recierre seráunitripolar, dependiendo de la fase en falla.

VI.2.5. Ensayos de rutina y tipo.

Ensayos de rutina. Se realizan en cada interruptor, pa-ra verificar el proceso de fabricación.

91

Detalles Normas

Pruebas mecánicas y registros

de las duraciones de las ma-

niobras:

• 15 maniobras de apertura y15 maniobras de cierre, delas cuales:

• 5 a tensión mínima y pre-sión mínima.

• 5 a tensión máxima y pre-sión máxima

• 5 CO a tensión asignada y presión asignada

• 5 secuencias O-CO a tensiónasignada y presión asignada

• 5 CO a tensión mínima y presión máxima (ANSI)Se registra la duración desdela puesta bajo tensión de la

bobina del electroimán hastala apertura o el cierre delcontacto principal

• Verificación de la reserva deenergía

IEC 60056 § 7.101

ANSI C 37-09 § 5-11

ANSI C 37-09 § 5-12

ANSI C 37-0 § 5-13

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Ensayos de tipo. Son aquellos que permiten verificar eldiseño del interruptor.Las pruebas de verificación de las características garan-tizadas se deben efectuar de conformidad a las normasIEC y ANSI:

• Cortocircuito en los bornes

• Pruebas dieléctricas

• Calentamiento y sobreintensidad

• Defecto en línea

• Discordancia de las fases

• Corrientes capacitivas

• Débiles corrientes inductivas

• Pruebas de estanquidad

• Pruebas mecánicas

Para garantizar una confiabilidad superior en los inte-rruptores, además del programa de prueba exigido por las normas, se efectúan por los fabricantes numerosas

pruebas complementarias:

• Pruebas de fin de vida.• Pruebas de los componentes.

• Durabilidad mecánica : 10.000 ciclos CO

• Resistencia a condiciones ambientales :

• Resistencia a la tracción de las líneas.

• Resistencia al viento.

• Resistencia sísmica.

• Pruebas climáticas.

• Pruebas en atmósfera contaminada.

Los resultados muy detallados de las pruebas garanti-

zan un alto grado de confiabilidad del interruptor.VI.3 Seccionadores y cuchillas de tierra

Se los conoce también con el nombre de separadores odesconectadores. Son dispositivos que sirven para conec-tar y desconectar diversas partes de una instalación eléctri-ca, así como efectuar maniobras de operación o bien demantenimiento. La misión de estos aparatos es aislar tra-mos de circuitos de una forma visible. Los circuitos quedebe interrumpir deben hallarse libres de corriente o, ex-

presado de otra forma, el seccionador debe maniobrar envacío. No obstante, debe ser capaz de soportar corrientesnominales, sobreintensidades y corrientes de cortocircuito

durante un tiempo especificado. Así, este aparato va a ase-gurar que los tramos de circuito aislados se hallen libres detensión, para que los operarios puedan tocarlos sin peligro.

El diseño y la construcción de los seccionadores están re-glamentados según las normas IEC 60129 y 60273 o lasnormas ANSI C29.8 y C29.9. Además, en lo que respec-ta a valores nominales y de ensayos (tensión resistida aimpulso y 50 Hz) deben responder a la IEC 60694.

Los seccionadores utilizados habitualmente en instala-ciones eléctricas tienen formas constructivas muy varia-das, pero se los puede clasificar según su modo deaccionamiento:

• Seccionadores de cuchillas giratorias

• Seccionadores de cuchillas deslizantes

• Seccionadores de columnas giratorias

• Seccionadores de pantógrafo

• Seccionadores semipantógrafos o tipo rodilla

92

Detalles Normas

Medida de la resistencia de las

bobinas de apertura y de cierre

Medida del consumo del motor

bajo la tensión asignada de ali-

mentación

Prueba dieléctrica de los circui-

tos auxiliares y de mando

Se aplica una tensión de 2.000V, 50 Hz entre los circuitos au-xiliares de mando y el bastidor del aparato durante un minuto.Los motores y los equipos ya

probados de conformidad a su

propia especificación se desco-nectarán durante las pruebas

Medida de la resistencia del cir-

cuito principal con una corrien-

te continua de 100 A

Pruebas de estanqueidad

del SF 6

Pruebas dieléctricas a frecuen-

cia industrial en seco del circui-

to principal

IEC 60056 § 7.101

ANSI C 37-09 § 5-8

IEC 60056 § 7.101

IEC 60056 § 7.3

ANSI C 37-09 § 5-14

IEC 60056 § 7.101

ANSI C 37-09 § 5-7

IEC 60056 § 7.1

ANSI C 37-09 § 5-15

IEC 60056 § 7.2

ANSI C 37-09 § 5-16

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Sea cual fuere el tipo (de apertura horizontal o vertical ycon movimiento giratorio central o lateral, pantográficoo semipantográfico) deberán permitir la observación cla-ra y precisa de la distancia de aislamiento en aire.

Dentro de esta clasificación todos pueden tener unaconstitución unipolar o tripolar.

El tipo de apertura deberá elegirse teniendo en cuenta lasdistancias eléctricas adoptadas para el proyecto. Los deapertura lateral, por ejemplo, requieren mayores distan-cias entre ejes de fases que los de otro tipo. Esta elecciónadquiere particular importancia cuando hay que ampliar instalaciones existentes, cuyas distancias puedieron ha-

berse proyectado para otro tipo de equipamiento.

Los seccionadores de 220 kV tendrán mando motorizado para operación individual por polo de las cuchillas prin-cipales. El accionamiento de la cuchilla de puesta a tierra

podrá ser motorizado o manual. Los seccionadores de132 kV podrán tener un accionamiento único para lastres fases acopladas mecánicamente.

VI.3.1. Seccionadores de cuchillas giratorias. Estosaparatos son los más empleados para tensiones medias,tanto para interior como para exterior, pudiendo dispo-nerse de seccionadores unipolares como tripolares.

En la figura III-6 se observa un seccionador de cuchi-llas giratorias tripolar, para instalación en interior y ten-sión de servicio de hasta 13,2 kV, con accionamiento

por motor y cuchillas de puesta a tierra adosadas para

accionamiento manual con palanca de maniobra, inten-sidad nominal In = 630

Figura III-6.

La constitución de estos seccionadores es muy sencilla.Poseen una base o armazón metálico rígido donde se apo-yará el resto de los elementos, dos aislantes soporte de

porcelana, un contacto fijo o pinza de contacto y un con-tacto móvil o cuchilla giratoria (estos dos últimos elemen-tos montados en cada uno de los aislantes de porcelana).

Cabe comentar que la utilización de seccionadores unipolares puede provocar desequilibrio entre las fases deuna instalación, por lo que, aunque sean más caros, son

preferibles los seccionadores tripolares, en los cuales las

cuchillas giratorias de cada fase están unidas entre sí por un eje común, lo que permite su accionamiento conjun-to. Cuando la corriente nominal es elevada, los seccio-nadores están provistos de dos o más cuchillas por polo.

La principal diferencia entre los seccionadores de cu-chillas giratorias para instalación en interior y para ins-talación en la intemperie es el tamaño y la forma de losaislantes que soportan los contactos. Los seccionadoresde intemperie tienen aislantes de forma acampanada ysu tamaño es mayor que los de interior. De esta maneraconsiguen el aumento de las líneas de fuga en los ais-lantes y mayores tensiones de contorneo bajo lluvia.

Muchas veces es conveniente poner a tierra las instalacio-nes cuando se va a trabajar en ellas, para lo cual se cons-truyen seccionadores con cuchillas de puesta a tierra,accionadas por medio de una palanca auxiliar maniobra-da con la pértiga de accionamiento. Estos seccionadoresestán construidos de forma que cuando las cuchillas delseccionador están conectadas, resulta imposible conectar las cuchillas de puesta a tierra y, recíprocamente, es impo-sible conectar las cuchillas del seccionador mientras estáconectado el dispositivo de puesta a tierra. Esto se logra

por medio de un enclavamiento electromecánico.

VI.3.2. Seccionadores de cuchillas deslizantes. Con

una estructura muy similar a la de los seccionadores decuchillas giratorias, descriptos anteriormente, poseen laventaja de requerir menor espacio en sus maniobras da-do que sus cuchillas se desplazan longitudinalmente, por lo que se puede instalar en lugares más angostos (fig. III-7). No obstante, dado el tipo de desplazamiento de lascuchillas, estos seccionadores tienen una capacidad dedesconexión inferior en un 70% a los anteriores.

Figura III-7. Seccionador de cuchillas deslizantes paraservicio de interior. Este modelo se utiliza para tensionesde 13,2 a 33 kV y desde 400 hasta 630 A.

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Seccionadores de columnas giratorias. Este tipo de sec-cionadores se utiliza en instalaciones de intemperie ycon tensiones de servicio desde 33 kV hasta 220 kV.Dentro de este tipo cabe distinguir dos construcciones

diferentes: seccionador de columna giratoria central o detres columnas por polo. En este tipo de seccionador lacuchilla o contacto móvil está fijada sobre una columnaaislante central que es giratoria (fig. III-8). Con esta dis-

posición se tiene una interrupción doble, de tal suerteque cada punto de interrupción requiere una distancia enaire igual a la mitad de la total. Las dos columnas exte-riores están montadas rígidamente sobre un soporte me-tálico de perfiles de acero galvanizado en caliente; sonlas encargadas de sostener los contactos fijos.

Si se dispone de un seccionador de columna central gi-ratoria trifásico, el accionamiento de las tres columnascentrales giratorias se realiza mediante un juego de ba-rras y bielas, que permiten un accionamiento conjunto

de las tres cuchillas giratorias o contactos móviles.En el seccionador montado con cuchilla de puesta a tie-rra se impide cualquier maniobra falsa por medio de unenclavamiento electromecánico.

Este tipo de seccionadores se suele utilizar en instalacio-nes con tensiones de servicio entre 13,2 y 245 kV, y co-rrientes nominales comprendidas entre 630 A y 1.250 A.

Seccionador de dos columnas giratorias por polo. Elseccionador dispone de dos columnas, en lugar de lastres del de columna giratoria central (fig. III-9). Las doscolumnas son giratorias y portan cuchillas solidarias(contactos móviles) que giran hacia el mismo costado.En este caso se obtiene un solo punto de interrupción amitad del recorrido entre las dos columnas. El campo deaplicación de este seccionador es en instalaciones de in-temperie con tensiones de servicio de hasta 245 kV y co-

rrientes nominales comprendidas entre 800 A y 2.000 A.

Figura III-9.

Figura III-8. Seccionador de columna giratoria cen-tral y cuchillas de puesta a tierra hasta 220 kV.

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Este seccionador puede montarse con cuchilla de pues-ta a tierra, en ese caso se impide cualquier maniobrafalsa por medio de un enclavamiento apropiado.El accionamiento de esta clase de seccionadores puede

realizarse en forma manual, por aire comprimido o por motor eléctrico. Para accionar conjuntamente los polosdel seccionador tripolar se los ha acoplado entre sí. Elaccionamiento va unido a los aisladores giratorios de un

polo, desde donde parten las varillas de acoplamientocon los otros polos.

Montaje de los seccionadores sobre estructuras sopor-

te. Éstas pueden ser de tipo reticulado, de hormigón ar-mado centrifugado o de acero tubular (fig. III-10).

Figura III-10.

VI.3.3. Seccionadores de pantógrafo. Los seccionado-res de pantógrafo han sido creados para simplificar laconcepción y la realización de las instalaciones de dis-tribución de alta tensión en intemperie (se suelen utili-zar para la conexión entre líneas y barras que se hallan

a distinta altura y cruzados entre sí). Conceptualmentese distinguen de los anteriores seccionadores mencio-nados porque el contacto fijo de cada fase ha sido eli-minado, realizando la conexión del contacto móvil di-

rectamente sobre la línea (en un contacto especial ins-talado en ella).

Son seccionadores de un solo poste aislante sobre elcual se soporta la parte móvil. Ésta está formada por unsistema mecánico de barras conductoras que tiene laforma de los pantógrafos que se utilizan en las locomo-toras eléctricas. La parte fija, llamada trapecio, está col-gada de un cable o de un tubo que constituyen las

barras, exactamente sobre el pantógrafo de tal maneraque al elevarse el contacto móvil, éste se conecta con lamordaza fija cerrando el circuito.

Aplicación de los seccionadores de pantógrafo en un

juego de barras para 170 kV-2.500 A (fig. III-11). Estosseccionadores se disponen para tensiones de servicioentre 132 y 550 kV en corrientes nominales entre 800 Ay 3.150 A, cuyos componentes principales, por polo ofase, son por lo general los siguientes:

• La caja metálica base del mecanismo del pantógrafo,que posee dos niveles: el inferior, donde se sitúan losresortes que aseguran la presión de contacto, así comoel eje de mando, y el superior, donde está fijado el me-canismo que ataca los brazos inferiores del pantógrafo.

• La columna soporte: constituida por dos o tres aisladoressuperpuestos y acoplados entre sí mecánicamente. Estacolumna es paralela a la columna aislante giratoria de re-sina sintética o porcelana que asegura el enlace entre el

pantógrafo y el eje de mando.

• El pantógrafo propiamente dicho: constituido por cuatro brazos horizontales cruzados, dos a dos, por cuatro bra-zos verticales y por los contactos móviles.

• El contacto de línea: fijado a la línea por una derivaciónen forma de T.

• La caja de comando.

La cinemática del pantógrafo se ha estudiado de tal for-ma, que la última parte de su carrera de cierre se efectúasin la ayuda del mando. De esta forma, la presión delcontacto es totalmente independiente de la posición fi-nal de los elementos de mando.

Este seccionador se puede equipar también con cuchi-llas de puesta a tierra (fig. III-12).

Dimensiones y pesos. Polo con trapecio paralelo a las barras (fig. III-13).

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Figura III-11.

Figura III-12.

Figura III-13.

VI.3.4. Seccionadores semipantógrafos o tipo rodi-lla. El seccionador tipo rodilla pertenece al grupo de losseccionadores de palanca. El brazo del seccionador, queconstituye el contacto móvil, se mueve en un plano ver-tical y abierto genera un espacio del aislamiento hori-zontal. La alta confiabilidad operacional y el diseñosimple son ventajas típicas de este tipo constructivo(fig. III-14). La caja de mando (9), los aisladores sopor-te (5), el aislador rotativo (6) y el mecanismo de accio-namiento (3) son idénticos a los usados para el seccio-nador tipo pantógrafo. El contacto móvil (1) consiste endos brazos paralelos unidos entre sí y articulados en un

punto (rodilla). El contacto móvil es conducido en unode sus extremos por el mecanismo de giro (3), mientrasque el extremo libre se introduce casi horizontalmenteen el contacto fijo (4) y es asegurado en la posición ce-rrada por una guía (2) vinculada al mecanismo de giro.

El cierre confiable está garantizado incluso si el tiro delos conductores cambia como resultado de fluctuacio-nes de la temperatura o de cortocircuitos.

El mecanismo de giro acomoda en su interior el sistema de palanca para transmitir las fuerzas mecánicas y los resor-tes para contrapesar la masa intrínseca del contacto móvil.

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Figura III-14. Seccionador semipantógrafo o tipo rodi-lla. Referencias: 1, contacto móvil; 2, guía; 3, mecanismode giro; 4 contacto fijo; 5, aisladores soporte; 6, aislador rotativo; 7, barra estabilizadora; 8, tubo de acople (eje de

mando); 9, caja de mando; 10, estructura de soporte.El sistema de palanca alcanza una posición centralmuerta en ambas posiciones finales del contacto móvilen las cuales el seccionador es bloqueado y las partesmóviles son aliviadas de carga mecánica.

Ventajas

Dimensiones reducidas

• Bajo perfil en la posición abierta.

• Espacio de aislamiento horizontal.

• Un ancho más pequeño de componentes vivos que enel caso de los seccionadores de apertura horizontal.

Seguridad creciente

• Diseño simple.

• Movimiento suave del contacto móvil.

• Desplazamiento confiable durante la penetración delcontacto móvil en el contacto fijo.

• Contactos autolimpiantes.

• Cierre confiable y posibilidad de abrirse incluso bajocondiciones ambientales adversas.

• La unión simple y confiable de ambos contactos y la

secuencia controlada del movimiento hacen del sec-cionador tipo rodilla un dispositivo confiable que re-suelve todos los requisitos del diseño moderno de laestación.

En la figura III-15 se observa que el mecanismo principal de la rodilla del sistema del contacto móvil (C) noesta todavía completamente extendido y ya los dedos

del contacto fijo (A) son tocados por los ganchos decierre (D) del contacto móvil, que están haciendo topecon el perno (B)

Figura III-15.

El movimiento continúa, y luego del cierre de los con-tactos, el mecanismo de la rodilla es completamente ex-tendido y los ganchos de cierre (D) son empujadoshacia arriba y hacia atrás del perno de fijación (E).

Esta fijación de seguridad (D + E) llega a ser funcionalen el caso de las severas tensiones mecánicas que origi-nan las fuerzas dinámicas del cortocircuito.

Las cuchillas de puesta a tierra se pueden instalar enambos lados del seccionador tipo rodilla (fig. III-16).

Las cuchillas de puesta a tierra tienen la misma capacidadde cortocircuito que los contactos de los seccionadores.

En el lado A, la instalación de las cuchillas de tierra es in-terna al seccionador y en el lado B puede ser tanto internacomo externa. Así, una reducción del aislamiento durantela operación de apertura se puede prevenir en el lado B.

Figura III-16.

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Características eléctricas

Este seccionador se emplea normalmente en subesta-

ciones con espacios pequeños entre fases (los secciona-dores de operación horizontal requieren más espacio enel estado abierto).

El montaje de los aisladores soporte directamente en lasestructuras de soporte y el puntal mecánico de uniónentre éstas proporcionan un alto grado de estabilidadque los hace convenientes para las altas corrientes y lascargas mecánicas de los conductores.

Este diseño (fig. III-17) es el más conveniente para eluso como seccionador de salida de línea. También seemplean como conjuntores o acopladores de barras tan-to longitudinales con transversales (E.T. Bahía Blanca,

Olavarría y Campana en 132 kV-3.000 A).

VI.3.5. Mando de seccionadores. Los mandos para

seccionadores de alta tensión son muy variados. Se los puede agrupar en distintas clasificaciones; una podríaser la siguiente:

• Mando por pértiga

• Mando mecánico a distancia:

• Mecanismos de biela y manivela.

• Mecanismos por árbol y transmisión.

• Mecanismos por cadena y piñones.

• Mando por servomotor

• Motor eléctrico con reducción.

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Tensiones resistidas

3622 500

4 0001175 1 175 520 450 950 950 50 63 125 160

Un

kV

In

A

Sobre el sec-cionamiento

(kV)

A tierra yentre po-los (kV)

Sobre el sec-ciona miento

(kV)


Sobre el sec-ciona miento

(kV)


Valor efi-caz RMS

(kA)

Valor pico(kA)

A impulso atmosférico A frecuencia industrial A impulso de maniobra

Corriente

de cortocircuito

Nominal

420

550

2 500

4 0001425

1550

1 425

1 550

610

760

520

620

1 050

1 175

1 050

1 175

50 63

50 63

125 160

125 1602 500

4 000

Figura III-17.

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• Grupo motor-bomba y transmisión hidráulica.

• Grupo motor-compresor y transmisión neumática.

En instalaciones de media tensión, los mandos por pér-

tiga y mecánico a distancia son los más utilizados.Los mandos por servomotor se emplean principalmen-te en seccionadores de columnas giratorias y en los de

pantógrafo. Estos mandos requieren que los secciona-dores estén dotados de contactos auxiliares, para indi-car la posición del seccionador; también es necesarioque estén provistos de dispositivos de interrupción defin de carrera.

VI.3.6. Ensayos de rutina y tipo. Ensayos de tipo. Tie-nen por objeto verificar las características de los apara-tos, sus dispositivos de comando y sus equipos auxilia-res. Cada espécimen debe realmente estar conforme a

los diseños de su tipo. Los seccionadores están ampa-rados en forma general por la norma IEC 60129 y en

particular los ensayos se especifican en la IEC 60694

con los complementos siguientes a la lista de los ensa-yos de tipo.

• Ensayos para verificar el poder de cierre en cortocir-cuito de los seccionadores o cuchillas de tierra.

• Ensayos para verificar si el funcionamiento y la resis-tencia mecánica son satisfactorios.

• Ensayos para verificar que el funcionamiento es satis-factorio en las condiciones severas de formación dehielo.

• Ensayos para verificar que el funcionamiento es satis-factorio a las temperaturas mínimas y máximas del ai-re ambiente.

Los ensayos se pueden agrupar en cuatro grandes gru-

pos:

• Ensayo dieléctrico de los circuitos principales, auxi-liares y de comando.

• Ensayo de radiointerferencia.

• Medida de la resistencia del circuito principal.

• Ensayo de calentamiento.

• Ensayo de corriente de corta duración y al valor decresta de la corriente admisible.

• Ensayo de cierre y apertura.

• Ensayos del grado de protección mecánica de la cajade comando.

• Ensayo de estanqueidad (cuando sea aplicable).

• Ensayo de durabilidad mecánica.

• Ensayo de medio ambiente (a diversas condiciones

climáticas).Cada ensayo de tipo debe efectuarse, en principio, so-

bre el aparato completo en condición de servicio. Ver párrafos 6.2 al 6.8 de IEC 60694.

Para niveles de hasta 245 kV, los ensayos deben llevar-se a cabo con las tensiones de ensayo de la tabla 1a dela norma IEC 60694.

Ensayo de tensión a frecuencia industrial; ver IEC60060-1.

Ensayo de tensión de impulso atmosférico; ver IEC60060-1.

Para niveles superiores a 245 kV; ver tabla 9 condicio-nes 1, 2 y 3.

Ensayo de tensión a frecuencia industrial; ver IEC60060-1.

Ensayo de tensión de impulso de maniobra; ver IEC60060-1.

Ensayo de tensión de impulso atmosférico; ver IEC60060-1.

Ensayo de polución artificial; ver 5.14 de IEC 60694.

Ensayos dieléctricos de los circuitos auxiliares y de co-mando. Ensayo de radio interferencia. Aplicable a ten-siones superiores a 123 kV (es un ensayo especial aconvenir entre comprador y vendedor y bajo determina-das condiciones de temperatura y humedad ambiente).

Medición de la resistencia del circuito principal.

Ensayo a la corriente de corta duración y al valor decresta de la corriente admisible.

Ensayo de funcionamiento y resistencia mecánica; seefectúan 1.000 ciclos de maniobra, sin tensión ni co-rriente en el circuito principal y sin la aplicación de es-fuerzos mecánicos sobre los bornes.

Funcionamiento en condiciones severas de formaciónde hielo.

Operación a temperaturas límites; ver 2.1 de IEC 60694.

Ensayos de rutina o de recepción en fábrica

Ensayos dieléctricos del circuito principal, conforme a7.1 de IEC 60694 y 6.2 de IEC 60060-1.

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Ensayos dieléctricos de circuitos auxiliares y de coman-do, conforme a 7.2 de IEC 60694.

Medición de la resistencia del circuito principal, con-forme a 7.3 de IEC 60694.

Ensayo de funcionamiento mecánico, conforme a IEC60129.

Este ensayo se efectúa para asegurarse que los seccio-nadores y las cuchillas de tierra funcionen en las condi-ciones prescriptas en los límites especificados detensión o de presión de alimentación de los dispositivosde comando. El ensayo comprende:

• 50 ciclos de maniobra a la tensión nominal de alimen-tación y/o a la presión nominal de gas comprimido.

• 10 ciclos de maniobra a la tensión máxima de alimen-tación especificada o a la presión máxima de alimen-tación de gas comprimido.

• 10 ciclos de maniobra a la tensión mínima de alimen-

tación especificada o a la presión mínima de alimenta-ción de gas comprimido.

En el curso de estos ensayos no se pueden realizar ajus-tes mecánicos ni se permiten fallas. Las posiciones decierre y apertura deben alcanzarse en cada uno de losciclos de maniobra. Durante los ensayos ninguna de las

partes del seccionador debe sufrir deterioros.

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diseño de estaciones transformadoras

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