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Proy oyecto ecto III II I. Pr
de esta estacion ciones es transformadoras de 132 kV
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I
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Definición de estaciones estac iones transformadoras Las estaciones transformadoras transformadoras aptas para operar en tensiones normalizadas normalizadas desde 132 kV hasta 220 kV, kV, o bajo responsabilidad de empresas de transporte por distribución troncal, que se proyecten como nuevas instalaciones o ampliaciones de las estaciones existentes en el sistema de transporte, se complementan con las especificaciones técnicas que cada transportista posee para su sistema. Para tensiones menores a 132 kV, que también forman parte de las distintas instalaciones, instalaciones, se seguirán los linealineamientos impuestos por cada transportista en particular. Una estación transformadora es un conjunto de aparatos y elementos, destinados a modificar la tensión eléctrica, que están ubicados en un emplazamiento determinado sin variar la potencia eléctrica en juego. En consecuencia, hay distintos tipos de estaciones:
II
• Estaciones transformadoras elevadoras: las estaciones asociadas con la generación. • Estaciones transformadoras reductoras: las estaciones de rebajas de tensión destinadas a servir a una serie de localidades. Desde el punto de vista del emplazamiento, también existe una estación llamada puesto de seccionamiento. Ésta no lleva transformadores de potencia y se utiliza para concentrar las salidas o entradas de líneas, en un lugar determinado, a efectos de descongestionar la playa de maniobras de una central generadora o estación. Se las puede construir a la intemperie o en el interior de un edificio. En el caso más general la parte de alta tensión se proyecta a la intemperie, y las partes de media y baja tensión, bajo techo.
Emplazamiento de la estación La ubicación y emplazamiento de las obras de ampliación del sistema transporte, como ser la incorporación de una nueva ET o la ampliación de una instalación instalación existente, están condicionadas al aspecto funcional para el que fueron previstas dentro del sistema aludido, por lo que se pueden encontrar las siguientes variantes: • Como parte integrante de una central generadora, la ubicación de la playa de maniobras está normalmente condicionada por la de la central. • Una estación transformadora nueva depende de la demanda o de las líneas (existentes o futuras) a la que se conectará (o de ambas cosas). De todas formas, el lugar más recomendable para la ubicación de la ET es en el centro eléctrico de las cargas a alimentar, con el ob jeto de reducir reducir las pérdida pérdidass eléctrica eléctricass de la distri distribución. bución. • En una ampliación dependerá de las posibilidades que admita la instalación existente, para lo cual será condicionante la reserva de terreno o la posibilidad de am pliarr éste. Tambi plia También én dependerá dependerá de la posibil posibilidad idad de reareadecuación de los alimentadores o campos de maniobra. • En todos los casos deberán aprovecharse los márgenes de libertad disponibles para ubicar las instalaciones en el terreno más conveniente posible, teniendo en consideración los aspectos que se describen a continuación. II. 1
Geología
El equipamiento de la playa intemperie requiere fundaciones importantes en volumen y en profundidad. Deberá bus-
carse que los terrenos propuestos tengan buenas condiciones para fundar. Es conveniente que puedan resolverse con fundaciones directas y evitar el piloteado, no sólo por cuestiones de costo sino también para facilitar la construcción. Para la ampliación de las estaciones ya existentes se recopilarán todos los antecedentes, estudios de geología superficial, cartas topográficas o ensayos disponibles so bre esos terrenos. Para las estaciones nuevas es conveniente efectuar investigaciones o ensayos específicos que informen sobre las características del subsuelo. Por ejemplo, realizar como mínimo un sondeo por hectárea, con una profundidad mínima de 8 m, e igual cantidad de calicatas de forma cúbica, de 1,5 m de lado. Los sondeos permitirán determinar las condiciones del subsuelo para la ejecución de fundaciones de pórticos, soportes, transformadores, edificios, etc. Las calicatas aportarán las características del suelo superficial necesarias para el diseño de caminos, canales de 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. 73
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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 profundidad. • Determinación del grado de agresividad del terreno y del 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 la nueva instalación dentro del terreno, se realizarán sondeos complementarios de auscultación localizada del subsuelo, de acuerdo con lo establecido en las Especificaciones Técnicas de la Transportista, a fin de calcular las bases de fundación de pórticos, transformadores, edificio y soportes de aparatos. II. 2
Topografía
Deberán evitarse los terrenos con fuertes irregularidades o pendientes, cuya nivelación requiera grandes movimientos de suelos. Es condición importante que el terreno sea alto y cuente con drenajes naturales. Las zonas bajas deberán descartarse, para evitar la construcción de sistemas de drenaje de agua complejos que eviten que ésta se acumule en canales y fundaciones.
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II. 3
Dimensiones del predio de la nueva estación
El terreno deberá tener las dimensiones adecuadas para alojar las instalaciones iniciales y las ampliaciones futuras. Estas últimas se verán dificultadas si no se prevé es pacio suficiente. Debe tenerse en cuenta que el equipamiento de una estación transformadora tiene una vida útil de 30 a 50 años y su lugar de instalación puede extenderse más tiempo aún. También debe tenerse en cuenta la evolución de los alrededores, en especial al lado de ciudades que pueden desarrollarse mucho en el tiempo antes señalado. Cuando no se cuente con información suficiente como para basar un pronóstico de crecimiento, en el diseño inicial es recomendable dejar un 100% de la superficie como reserva. Deberá preverse espacio para las siguientes áreas: • Playas de maniobra para las distintas tensiones con sus reservas. • Áreas para el montaje de los transformadores con caminos de maniobra. • Caminos internos de circulación para el mantenimiento. • Área de edificios de control, de auxiliares y de celdas de 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 corres pondiere. • Área de salida de cables subterráneos de alta o media tensión, o ambas. • Área de antenas arriendadas para comunicaciones. II. 4
Orientación del predio
En una playa intemperie no deberá acumularse agua aun en las condiciones más severas de lluvias registradas históricamente. Además, cualquier posibilidad de escurrimiento de aguas hacia la playa deberá eliminarse mediante la previsión de terraplenes y zanjones de guardia.
La orientación de la playa deberá permitir una lógica, sencilla y orgánica distribución de las salidas de las líneas que vincularán la estación transformadora o la playa de maniobras, en su configuración inicial y futura, con el sistema de transporte de energía existente.
Deberán llevarse a cabo la altimetría y ubicar el terreno elegido identificando la topografía existente respecto de un punto fijo de referencia zonal, como la cota de la ruta, si es que ésta existe, o mojón del Instituto Geográfico Militar. Luego de un análisis topográfico se definirá la nivelación y el relleno a llevarse a cabo.
Los campos de salida de las líneas a construir inicialmente deberán ubicarse y distribuirse de manera que las líneas futuras no se crucen ni se acerquen en exceso a las existentes. En tal sentido se deberán tener en cuenta los condicionamientos prescriptos en la Guía de Referencias de 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 rutas y 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 tendido, 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 del servicio y del mantenimiento. • Profundidad, disposición y forma de montaje de los conductores, en cuanto a la seguridad de las zonas que transita (rutas, caminos, calles, veredas, etc. ya sean urbanas, suburbanas o rurales). Se deberán cum plir las exigencias que al respecto posean los organismos municipales, provinciales o nacionales en cuyo ámbito se ejecutarán los trabajos. • Distancias de seguridad respecto de otros servicios existentes en el lugar (distribución eléctrica, gas, agua, cloacas, desagües, etc.). En tal sentido se deberán cumplir con las exigencias que al respecto posean los organismos, empresas o sociedades responsables de los servicios. II. 5
Aspectos ambientales
El área preseleccionada deberá tener poca o preferentemente nula polución ambiental (ver clasificación en la tabla I de la norma IEC 60071-2). Si el emplazamiento es inamovible y la polución, alta, deberán adoptarse medidas de protección como la limpieza previa o el uso de productos inhibidores especiales. También es conveniente analizar posibles causas de incremento de la polución y, de ser necesario, diseñar las instalaciones con un sobredimensionamiento adecuado. Por otra parte, es ventajoso que las instalaciones queden disimuladas o poco destacadas en el entorno. Los si-
guientes aspectos contribuyen a hacer una instalación menos 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 conveniente mantener estas instalaciones fuera de los corredores aéreos y 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 de transporte por distribución troncal deberán quedar claramente 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 poseerá dos accesos, uno para las instalaciones que pasen a ser parte 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 de transporte por distribución trocal deberán poseer acceso directo desde calle pública, sin ningún tipo de restricción de ingreso para la empresa titular de la concesión del servicio de transporte. Los accesos se realizarán preferentemente desde rutas, calles colectoras, caminos principales, avenidas, etc., para facilitar el ingreso directo de vehículos de transporte de gran porte. En todos los casos el acceso a la estación se realizara a través de una puerta y un portón. Frente al portón se construirá una alcantarilla en cuyo diseño hidráulico se deberán tener en cuenta las características hidrológicas de la zona. En caso de que el área correspondiente a la sección técnica determinada resultase inferior a la equivalente exigida por la Dirección de Vialidad de la provincia, Dirección Nacional de Vialidad o municipio, según corresponda, se respetará este ultimo criterio. En ambos casos el diseño hidráulico será aprobado por el organismo oficial competente
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Datos característicos del emplazamiento La información mínima descriptiva de las características del emplazamiento será:
IV
• Temperatura media anual máxima. • Temperatura media anual mínima.
• Estudios geotécnicos densificados.
• Humedad relativa máxima.
• Altura sobre el nivel del mar.
• Humedad relativa media mensual máxima.
• Calificación de sismicidad y factor de riesgo asociado.
• Precipitación media anual.
• Nivel de polución.
• Velocidad viento sostenido 10 minutos.
• Condiciones climáticas:
• Velocidad máxima ráfaga de 5 segundos.
• Temperatura máxima absoluta + viento asociado.
• Hielo.
• Temperatura mínima absoluta + viento asociado.
• Nivel isoceraúnico o densidad de descargas.
Parámetros para el diseño IV.1
Datos del sistema de transporte
Los datos característicos de una estación transformadora o playa de maniobras están condicionados por la red a la que se vincula. En consecuencia, es necesario partir de los datos propios del sistema de transporte en alta tensión, que en los niveles de 132 y 220 kV son los que muestra la tabla III-1. TABLA III -1 Datos del sistema de transporte de alta tensión
Datos
132 kV
220 kV
Tensión nominal (Un) (kV)
132
220
Rango de tensión en operación en estado normal (kV) ± 5 % Un ± 5 % Un Máxima tensión de servicio (kV) 145
242
Frecuencia nominal (fn) (Hz)
50
Rango de frecuencia en operación en estado normal (Hz)
50
± 0,2% fn ± 0,2% fn
También es necesario conocer la configuración de la red, los datos característicos del equipamiento de generación, transformación, compensación y líneas, así como las previsiones de expansión del sistema para un horizonte suficiente en relación 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 ante transitorios que la reglamentación vigente estipula. En consecuencia, una parte de los valores eléctricos característicos se encuentran ya definidos al iniciar el diseño; sólo 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 ciertos casos, o confirmar, en otros: • Las características de los interruptores.
Valores transitorios de frecuencia tolerables (Hz)
+ 3/-2
+ 3/-2
• Las características de los descargadores. • El sistema y coordinación de las protecciones.
Componente de secuencia inversa de la tensión (kV)
< 1% Un < 1% Un
• Las características de los reactores • Corrientes térmicas y dinámicas, etcétera.
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En el Procedimiento técnico Nº 1 de CAMMESA están especificados los estudios en régimen permanente y transitorio requeridos. IV.3
Potencia máxima de cortocircuito
Los valores de corrientes de cortocircuito vienen indicados para la red de interconexión completa, considerando los diferentes aportes y los tiempos fijados para el despeje de fallas. Los valores determinados en los estudios mencionados en el punto anterior permitirán verificar la capacidad de 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 distribución 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 según lo establecido por la norma IEC 60071 – 1 Parte 4. Los valores de las tensiones a soportar por el equipamiento están dados en la norma IEC 60071-1 Clase I para tensiones inferiores a 245 kV. Esos valores no deben fijarse en forma aislada, sino en coordinación con los criterios adoptados para otras insta-
V
laciones de la red, como el aislamiento de las líneas, la protección contra sobretensiones y la confiabilidad requerida al sistema. En consecuencia, la empresa responsable del 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 (kV)
245 145
Impulso maniobra F-T (kVcr)
460 275
Impulso atmosférico (kVcr)
1050 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 em presa concesionaria.
Las instalaciones del sistema se diseñarán con el neutro rígidamente a tierra. El factor de seguridad para el aislamiento externo es de 1,05. Las ampliaciones de instalaciones anteriores deberán diseñarse con iguales niveles de aislamiento que las del equipamiento existente en la playa de alta tensión.
Criterios de diseño y selección V.1
General
En el diseño de una ampliación deberán mantenerse los criterios 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 calidad de su equipamiento. Además las obras de ampliación deberán quedar integradas con las existentes, en lo que a disposición física se refiere, salvo cuando se agreguen barras a través de una línea corta, caso en el que podrán ser independientes. Al diseñar una instalación totalmente nueva deberá contemplarse su posibilidad de crecimiento y la necesidad de que las ampliaciones futuras puedan realizarse sin interrupción del servicio. En particular, deberán estudiarse: • Las franjas de servidumbre de líneas futuras en las vecindades de la estación o playa, para las diferentes tensiones.
• La ubicación relativa de las playas de tensiones distintas, en previsión de la instalación futura de transformadores. • La ubicación de los edificios, para permitir la ampliación de las playas intemperie. V.2
Configuraciones de barras
Las instalaciones deberán estar diseñadas de forma que en situaciones de falla de un elemento en una acometida no se interrumpa la capacidad de transporte o de transformación ni se reduzca la confiabilidad de las otras acometidas. Es importante la cantidad de caminos de conexión a través de interruptores o seccionadores que pueden utilizarse sin desconectar las barras. Siguiendo este criterio, el esquema eléctrico deberá tener un doble juego de barras y, como mínimo, un seccionador de by-pass. Los esque77
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mas típicos a utilizar en la red de transporte por distribución troncal en alta tensión son:
En la figura III-1 se muestran los esquemas unifilares simplificados generales de aplicación en barras de ET para distintos niveles de tensión.
220 kV Doble barra, doble interruptor Doble barra, interruptor y medio Doble barra con transferencia y acoplamiento Barra y barra de transferencia y acoplamiento
Si bien la utilización del sistema de juego simple de barras no es recomendable desde el punto de vista de la confiabilidad del sistema y de su mantenimiento, en casos particulares y dependiendo del resultado del análisis eléctrico del sistema y del punto de conexión, se podrá optar por su instalación, asumiendo los riesgos o penalidades que ello pudiera traer aparejado.
132 kV Barra y barra de transferencia y acoplamiento Doble barra con transferencia y acoplamiento Doble barra y acoplamiento Doble barra con doble Interruptor Triple barra y acoplamiento Triple barra con transferencia y acoplamiento
Para las tensiones de 33 y 13,2 kV se utilizarán los sistemas de juego simple de barras con acoplamiento longitudinal. En circunstancias especiales que así lo requieran podrá utilizarse el doble juego de barras. Para estas tensiones se seguirán las especificaciones de cada transportista en particular.
Un factor importante al plantear un esquema de conexión determinado es la evaluación de la disponibilidad de la instalación. Debe tenerse en cuenta que los criterios operativos imponen restricciones para la transmisión en condiciones de mantenimiento, que son más severas cuanto menor es la redundancia del esquema.
V.3
Disponibilidad
Además de la configuración del esquema eléctrico, la disponibilidad de una instalación estará determinada por la confiabilidad del equipamiento y de sus condiciones de mantenimiento.
Por tal motivo, y en función del esquema de conexión proyectado para la configuración final de la estación, una instalación en su configuración inicial deberá ajustarse a criterios mínimos en función a la cantidad de líneas (L) y de transformadores (T) a instalar en una primera etapa (tabla III-3).
En la confiabilidad de una instalación intervienen la del equipamiento y la de los conjuntos sujetos a fallas como descargas, interferencias, etcétera. Las condiciones de mantenimiento a tener en cuenta desde la etapa de proyecto son:
La conexión híbrida del tipo T no es compatible con el actual sistema de transporte en alta tensión.
TABLA III -3 Cantidad de líneas y transformadores
Instalación inicial
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Configuración mínima inicial
L
T
132 kV
220 kV
1
1
Simple barra Doble barra c/ interruptor y medio
Simple barra
2
1
Barra y barra de transferencia
Simple barra
1
2
Doble barra c/doble interruptor Barra y barra de transferencia
Doble barra con interruptor y medio 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 desmontajes necesarios para reparar o reemplazar partes de la instalación sujetas a fallas deberá ser mínima. • Ιntercambiabilidad: el equipamiento deberá ser intercambiable en todo lo posible, tanto en parte como en conjunto, para facilitar el mantenimiento y reducir el stock de repuestos. La disponibilidad anual está medida por:
Si bien estos valores están ligados a criterios de operación y mantenimiento, ya deben tenerse en cuenta en la etapa de diseño. Las soluciones de proyecto utilizadas en el área eléctrica de montaje electromecánico tienen fundamental importancia en la definición de los tiempos señalados en d), e) y f). Distancias eléctricas
V.4
a) Distancias mínimas.
Las distancias mínimas entre partes bajo tensión y componentes puestos a tierra vienen fijadas por la norma IEC 60071 y definen el nivel de aislamiento necesario en instalaciones que no pueden ser sometidas a ensayos de laboratorio.
• La duración de las salidas forzadas. • El número de salidas forzadas. • La duración de salidas programadas.
b) Distancias eléctricas de seguridad para proyecto de estaciones. Además de las distancias mínimas, deben
• El número de salidas programadas. • La energía no suministrada. Estos indicadores del desempeño de una instalación de penderán de: a)
b)
El tiempo que el personal de mantenimiento tarda en llegar al lugar desde la confirmación de la falla en el registrador cronológico de eventos. La cantidad de repuestos disponible y el tiempo que se tarde en trasladarlos –como también los equipos de ensayos necesarios– hasta el lugar de la reparación.
c)
Los programas de mantenimiento.
d)
El tiempo requerido para establecer las causas de una salida y localizar los equipos a reparar.
e)
El tiempo que demanda la desconexión, la puesta a tierra y la reconexión.
f)
El tiempo que insume reemplazar el equipo afectado.
definirse distancias de seguridad relacionadas con las condiciones de operación y mantenimiento, basadas en la experiencia práctica. Para el sistema de transporte en alta tensión los valores fijados son los que figuran en la tabla III-4. Para la fijación de distancias en barras tendidas deberán tenerse en cuenta la declinación de los conductores para viento máximo y los niveles de cortocircuito. Para la fijación de distancias en barras rígidas deberán tenerse en cuenta los niveles de cortocircuito adoptándose un coeficiente de seguridad de 1,5. Para valores no especificados en esta tabla se deberán tomar los valores que cada transportista posee sobre el particular. En instalaciones con seccionador de transferencia se utilizan las siguientes alturas mínimas:
TABLA III -4 Distancias eléctricas de seguridad para proyecto de estaciones Distancias mínimas entre fases (mm)
Distancias mínimas de mantenimiento y seguridad (mm)
Para ejes de conductores flexibles
Entre conductores rígidos o partes metálicas ba jo tensión
Entre ejes de conductores flexibles
Entre ejes de columnas de seccionadores de cam pos distintos
Entre ejes de conductores adyacentes juegos de barras diferentes
De partes inferiores de porcelana al suelo
De partes bajo tensión a pasillos o pistas
Distancias mínimas fase-tierra (mm)
Un (kV)
Desde conductores rígidos y partes metálicas bajo tensión A paredes A barany soportes dilla
80
A cerco perimetral
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
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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
• Fallas a tierra. Los caminos de acoplamiento de las interferencias pueden ser: • Los transformadores de medida. • Los cables de apantallamiento.
Para el equipamiento de playa deberá adoptarse el valor de la distancia de fuga mínima para la máxima tensión fasetierra de operación del sistema. Para ello deberán tenerse en cuenta las condiciones de polución. La norma IEC 60071-2, en su Tabla 1, establece grados de contaminación en una escala de I a IV y fija para ellos las distancias de fuga mínimas entre 16 y 31 mm/kV.
c) Distancias de fuga-condiciones de polución.
V.5
Compatibilidad electromagnética
El entorno electromagnético de un equipo está conformado por las fuentes de disturbios que lo rodean y los caminos de acoplamiento hacia esa fuente. De forma similar, el equipo en cuestión interactúa con el medio que lo rodea a través de esos mismos caminos de acoplamiento. La compatibilidad electromagnética debe analizarse en cada etapa del proyecto, de modo de definir el entorno electromagnético y fijar las medidas de control. • Una parte de las interferencias puede deberse a las: • Maniobras en el circuito de potencia.
• Las envolturas metálicas. Las medidas para evitar el acoplamiento, que deben estudiarse 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
• Descargas atmosféricas en partes bajo tensión.
• Equipo electrónico con ensayo de interferencia.
• Descargas atmosféricas en partes puestas a tierra.
• Neutros de transformadores en cajas de conjunción.
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Equipamiento de alta tensión El equipamiento de alta tensión se suele especificar de acuerdo con las normas internacionales IEC o ANSI y con las especificaciones particulares que se fijen en cada caso en los pliegos del cliente.
Ir: corriente asignada que corresponde al valor eficaz de
El equipamiento estará caracterizado por los siguientes valores definidos según la norma IEC 60694:
Tensión nominal: es el valor eficaz de tensión de línea
• Tensión nominal.
la corriente que el aparato debe ser capaz de soportar indefinidamente, en las condiciones prescriptas de empleo y funcionamiento. del sistema donde se instala el interruptor, seccionador, descargador o aparamenta.
• Nivel de aislamiento.
valor máximo de la tensión para la que está diseñada la aparamenta y, por lo tanto, límite máximo de tensión a la que debe operar ella.
• Frecuencia nominal.
Corriente nominal: valor eficaz de la corriente normal
• Tensión máxima de servicio.
Tensión máxima:
• Corriente resistida de corta duración.
máxima que puede circular continuamente a través de la aparamenta, sin exceder los límites recomendados de elevación de temperatura.
• Corriente pico resistida.
Aparato de conexión: aparato destinado a establecer o
• Corriente nominal.
• Duración de cortocircuito. • Tensión nominal de bobinas de operación y auxiliares. • Frecuencia nominal de bobinas de operación y auxiliares.
interrumpir la corriente en un circuito eléctrico. Aparamenta: término general que se aplica a los aparatos
de conexión y a su combinación con los aparatos de mando, de medida, de protección y de ajuste que se le asocian. Constante de tiempo de desionización: referido a la re-
• Requerimientos de RIV y corona.
sistencia del arco, tiempo necesario para doblar su valor admitiendo que su velocidad de variación se mantiene constante.
• Cargas mecánicas.
Cortocircuito:
• Nivel de polución.
Las piezas mecánicas de los equipos y sus partes componentes deberán verificarse en las condiciones más desfavorables 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 deberán adicionarse 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.
conexión, accidental o intencionada, a través de una resistencia o una impedancia relativamente baja, de dos o más puntos de un circuito que están normalmente a tensiones diferentes. Corriente de cortocircuito: valor eficaz de la corriente
de cortocircuito para la cual las cámaras de extinción de arco de un interruptor pueden abrir el circuito. Las unidades son kiloamperes (kA) o megavolt-amperes (MVA) de cortocircuito, si se expresan en potencia de cortocircuito Corriente de cortocircuito inicial: valor
de pico de la primera semionda de corriente, comprendida en ella la componente transitoria. Defecto a tierra: defecto debido a la conexión directa o
indirecta de un conductor con tierra o a la disminución de su resistencia de aislamiento a tierra por debajo de un valor especificado. Factor de sobretensión: razón del valor de cresta de la
IV.1
Terminología
Ur: tensión asignada que corresponde al valor eficaz de
la tensión que el aparato debe ser capaz de soportar indefinidamente, en las condiciones prescriptas de empleo y funcionamiento. 82
sobretensión al valor de cresta de la tensión máxima de la tensión admitida por un aparato. Poder de corte (PdC): corriente presunta que un apara-
to de conexión debe ser capaz de interrumpir en condiciones previstas de empleo y comportamiento.
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Reencendido: restablecimiento de la corriente entre los
Interruptor o disyuntor: aparato mecánico de conexión
contactos de un aparato mecánico de conexión durante una maniobra de corte, antes de un cuarto de período después del paso por cero de la corriente.
capaz de establecer, soportar e interrumpir corrientes en condiciones normales del circuito, y además en condiciones anormales específicas del circuito, como las de cortocircuito. Aparato de conexión de uso general. Además del mando de circuitos, asegura su protección contra los defectos eléctricos.
restablecimiento de la corriente entre los contactos de un aparato mecánico de conexión durante una maniobra de corte, después de un cuarto de período después del paso por cero de la corriente. Recebado:
Rigidez dieléctrica: se define por el máximo gradiente de
potencial que puede soportar un aislante sin que se produzca la descarga disruptiva (perforación del dieléctrico). Sobretensión: toda tensión entre un conductor de fase y
tierra o neutro, o entre dos conductores de fase, cuyo valor de cresta sobrepasa el valor de cresta correspondiente a la tensión más elevada para el material. tensión de restablecimiento entre los contactos de un aparato de conexión durante el tiempo en que presenta un carácter apreciablemente transitorio. Tensión transitoria de restablecimiento (TTR):
Es el valor eficaz de la primera semionda de la componente alterna que aparece entre los contactos del interruptor después de la extinción de la corriente, es decir, es la tensión que aparece entre los contactos al pasar la onda de corriente por cero. Es muy importante para definir la capacidad de apertura del interruptor y tiene una frecuencia del orden de los kilohertz, dependiendo de los parámetros eléctricos de la zona de operación. Este parámetro tiene dos componentes, uno a frecuencia nominal del sistema y otro que oscila a la frecuencia natural del sistema. Valor asignado: valor de una magnitud, fijada general-
mente por el fabricante, para un funcionamiento específico de un componente, dispositivo o material. SF6: gas hexafluoruro de azufre.
a 10-1 Pa (1 atm = 1,033 bar = 101303 Pa = 101303 N/m2 = 760 mm Hg = 1,033 kg/cm2) Vacío: presión inferior
Seccionador: aparato mecánico de conexión que asegu-
ra, en posición abierto, una distancia de seccionamiento que satisface ciertas condiciones específicas, destinado a asegurar el aislamiento de seguridad de un circuito. Seccionador con cuchillas de puesta a tierra: seccio-
nador especial diseñado para conectar los conductores de fase a tierra. Destinado a la seguridad en caso de intervención en los circuitos, conecta los conductores activos, sin tensión, a tierra.
Aclaración: A pesar de las definiciones dadas, es común
utilizar el término “interruptor” cuando se quiere hacer referencia al dispositivo capaz de abrir y cerrar en condiciones de cortocircuito, en lugar de utilizar el término “disyuntor”, como recomienda la IEC. Resistencia de contacto: cuando
un interruptor se cierra, el contacto metálico efectivo se produce en un área muy pequeña, determinada por tres puntos que determinan un plano. La resistencia al pasaje de la corriente nominal por esta área es la que se denomina “resistencia de contacto” y es la responsable del calentamiento del contacto, al pasar la corriente nominal a través de él. Cámara de extinción del arco: es la parte primordial de
cualquier interruptor eléctrico, en donde al abrirse los contactos, la energía que circula por el circuito eléctrico se transforma en calor. Esta cámara deben soportar los esfuerzos electrodinámicos de las corrientes de cortocircuito, así como los esfuerzos dieléctricos que aparecen al producirse la desconexión de bancos de reactores, capacitores y transformadores. El fenómeno de interrupción se presenta al iniciarse la separación de los contactos, con la aparición de un arco a través de un fluido que se transforma en plasma y provoca esfuerzos en las cámaras, debido a las altas presiones y temperaturas desarrolladas. Al interrumpirse la corriente, durante el paso de la onda por cero, aparece entre los contactos la llamada tensión transitoria de restablecimiento. Durante la interrupción del arco aparecen los siguientes fenómenos: • Altas temperaturas, debidas al plasma creado por el arco. • Altas presiones debidas a la alta temperatura del plasma. • Flujos turbulentos del gas, que adquieren velocidades variables entre 100 y 1000 m/seg, y que producen el soplado del arco, su alargamiento y, por lo tanto, su extinción. 83
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• Masas metálicas en movimiento (contacto móvil) que se aceleran en pocos milésimos de segundo hasta adquirir velocidades del orden de los 10 m/seg. • Esfuerzos mecánicos debidos a la corriente de cortocircuito. • Esfuerzos dieléctricos debidos a la tensión de resta blecimiento. Recierre en líneas de alta tensión: los
recierres en las líneas de alta tensión permiten, luego de una desconexión provocada por la protección de la línea, reconectar automáticamente el circuito, después de un tiempo predeterminado. En las líneas de alta tensión, la utilidad del recierre automático se basa en la estadística de que más del 90% de las fallas de aislamiento en líneas son de carácter fugaz, lo que permite la recuperación del aislamiento después de la desconexión momentánea de la o las fases afectadas por la falla; además de que la mayor parte de las fallas de aislamiento son cortocircuitos de fase a tierra. Por otro lado, desde el punto de vista de la estabilidad y de la continuidad de servicio de un sistema, si la falla es monofásica es conveniente desconectar únicamente la fase afectada y reconectarla al cabo de un tiempo no menor de 0,25 segundos; se puede llegar a una duración de varios 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 60 al 70% de la potencia transmitida en condiciones normales. En cambio, si la falla es entre dos fases, la potencia transmitida por la fase restante es del orden del 30%; por lo cual se puede afirmar que conviene hacer recierres monofásicos y trifásicos, pero nunca bifásicos. Por lo anterior, se considera que los dispositivos de recierre pueden operar en forma monopolar o unipolar, realizando un ciclo de recierre monofásico si la falla afecta una sola fase, o en forma tripolar, cuando la falla afecta dos o tres fases. Factor del primer polo: depende del sistema de puesta
a tierra de la red. El factor del primer polo se utiliza para calcular la tensión transitoria de restablecimiento para fallas trifásicas. En general rigen los siguientes casos: • Kpp = 1,3 equivale a fallos trifásicos en redes con neutro a tierra. 84
• Kpp = 1,5 equivale a fallos trifásicos en redes aisladas o redes compensadas con bobina. • Kpp = 1,0 sólo en casos especiales, por ejemplo en redes ferroviarias bífásicas. dispositivos electromagnéticos que reducen las magnitudes de las tensiones y corrientes primarias que se utilizan para medición y protección a valores normalizados de 100, 110 V y 5 o 1 A, respectivamente; además permiten obtener una se paración galvánica entre las magnitudes primarias y secundarias. Transformadores de instrumentos:
también se los suele llamar pararrayos. Son dispositivos eléctricos formados por elementos resistivos no lineales, que limitan las so bretensiones de origen atmosférico o de maniobra de interruptores. Descargadores de sobretensión:
VI.2
Interruptores de potencia
El interruptor es, junto al transformador de potencia, el dispositivo más importante de la estación, que determina el nivel de confiabilidad del sistema. Los interruptores son aparatos de corte capaces de cerrar, conducir e interrumpir los niveles nominales de corriente en condiciones normales de operación del sistema. Asimismo, deberán cerrar, conducir durante un tiempo especificado e interrumpir los niveles de corriente especificados en condiciones anormales. Deberán tener las prestaciones nominales necesarias, según surja de los estudios del sistema: tensión nominal, corriente nominal y toda otra prestación que los hagan aptos para operar en él. Deberán responder a la norma IEC 60694 en cuanto a valores nominales de tensiones, corrientes y auxiliares, y de ensayos (resistidos a impulso 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 accesorios. La parte activa de un interruptor está constituida por las cámaras de extinción de arco que soportan los contactos fijos y el mecanismo de operación que so porta los contactos móviles. La parte pasiva está formada por una estructura que soporta uno o tres depósitos para los fluidos aislantes en los que se aloja la parte activa. Los siguientes elementos se denominan accesorios.
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• Bornes terminales que a veces incluyen transformadores de corriente.
aunque el accionamiento de los tres polos es simultáneo, por medio de un mando común.
• Válvulas de llenado, descarga y muestreo de fluido aislante.
Cada polo tiene dos cámaras de extinción conectadas en serie, lo cual facilita la ruptura del arco, al repartirse la caída de tensión según el número de cámaras.
• Bornes de puesta a tierra. • Placa de datos característicos. • Gabinete que contiene los dispositivos de control, protección, medición y otros, como la unidad compresora hidráulica o neumática, resortes, bobinas de cierre y de apertura, calefacción con termostato de ambiente, etcétera. VI.2.2. Medios
de interrupción, las técnicas del corte. Podrá utilizarse cualquier método de interrupción
de corriente y de extinción del arco, siempre que sea de una tecnología moderna o probada en el campo de la explotación. La cantidad de cámaras de extinción será función de los valores de potencia a interrumpir. Los interruptores que actualmente se incorporan al servicio para sistemas de alta tensión son masivamente de SF6. En instalaciones industriales de transmisión no deberán utilizarse equipos prototipos. Los que se proponga utilizar deberán estar avalados por los correspondientes ensayos de tipo. La denominación de los distintos tipos de interruptores se debe al fluido que se encuentra en la cámara de extinción de arco. Conforme a su aparición cronológica se los puede enumerar 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 de
extinción el arco producido calienta el aceite, lo que da lugar a una formación de gas muy intensa. El gas, que aprovecha el diseño de la cámara, empuja un chorro de aceite a través del arco. Esto provoca el alargamiento y enfriamiento del arco hasta su extinción, al pasar la onda de corriente por cero. Para grandes tensiones y capacidades de ruptura cada polo del interruptor va dentro de un tanque separado,
Para conseguir que la velocidad de los contactos sea elevada, de acuerdo con la capacidad de interrupción de la cámara, se utilizan poderosos resortes, y para limitar el golpe que se produciría al final de la carrera, se utilizan amortiguadores. En este tipo de interruptores el mando puede ser eléctrico, con energía auxiliar acumulada en resortes o en un tanque de aire comprimido, mediante unidad com presora unitaria, según la capacidad de corte del interruptor. Este tipo, que tiene forma de columna, por su pequeño consumo de aceite fue muy utilizado en Europa, en tens iones de hasta 230 kV y de 2500 MVA de capacidad de interrupción. En general se usa en tens iones y potencias medianas. Este interruptor utiliza alrededor de un 5% del volumen de aceite empleado por el de gran volumen.
Interruptor en pequeño volumen de aceite.
Las cámaras de extinción tienen la propiedad de que el efecto de extinción aumenta a medida que la corriente que va a interrumpir crece. Por eso, al extinguir las corrientes de baja intensidad las sobretensiones generadas son pequeñas. La potencia de apertura es limitada sólo por la presión de los gases desarrollados por el arco, presión que debe ser soportada por la resistencia mecánica de la cámara de extinción. Para potencias de corte altas, el soplo de los gases sobre el arco se hace perpendicularmente al eje de los contactos, mientras que para potencias bajas el soplo de los gases se inyecta en forma axial. Los contactos de estos interruptores pueden soportar, según estadísticas, el siguiente número de operaciones sin requerir recambio: A corriente nominal
4 000 operaciones.
A la mitad de la potencia máxima de cortocircuito
8 operaciones.
A plena potencia de cortocircuito
3 operaciones.
El desarrollo de los gases de extinción depende más de la corriente que de la tensión, lo que origina que la potencia de cortocircuito aumente constantemente con la tensión, 85
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como se puede observar en la figura III-2, que relaciona la potencia máxima de cortocircuito en por ciento con la tensión de restablecimiento, también en por ciento.
bricante para el soplado del arco, y ocurriera un cortocircuito en la línea, el interruptor tiene un control que impide su apertura, ya que de no bloquearlo se produciría la destrucción del interruptor. Las cámaras de extinción de estos interruptores son de forma modular y, de acuerdo con la capacidad y tensión de la instalación, se utilizan desde dos cámaras en adelante: • 2 cámaras hasta 80 kV. • 4 cámaras hasta 150 kV. • 6 cámaras hasta 220 kV. • 10 cámaras hasta 380 kV.
Figura III-2
En la misma figura se puede apreciar que si la tensión de restablecimiento alcanza un valor doble, la potencia de ruptura aumenta en un 50%. Los interruptores de este tipo usan un mando que se energiza 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 explosión del aceite utilizado en los interruptores de los dos casos anteriores. En este tipo de interruptores el apagado del arco se efectúa por la acción violenta de un chorro de aire, que barre el aire ionizado por efecto del arco. El poder de ruptura aumenta casi proporcionalmente a la presión del aire inyectado. La presión del aire comprimido varía entre 8 y 13 kg/cm2, dependiendo de la capacidad de ruptura del interruptor. La extinción del arco se efectúa en un tiem po muy corto, del orden de 3 ciclos, lo cual produce so bretensiones mayores que en los casos anteriores. Estos aparatos pueden operar en dos formas. En forma modular, con su propia unidad compresora y tanque de almacenamiento; o en forma de estación central de aire comprimido, que alimenta el conjunto de los interruptores de la instalación. En los aparatos de tipo modular el volumen del tanque debe ser de tal tamaño, que pueda soportar, por lo menos, tres operaciones de apertura y cierre combinadas, Si luego de las maniobras anteriores la presión resultante fuera inferior al valor mínimo considerado por el fa86
Una de las ventajas de utilizar varias cámaras en serie es que la tensión se reparte entre ellas, lo que disminuye la tensión de reencendido entre los contactos de cada una de las cámaras. Debido a que estos interruptores producen mayores so bretensiones, es común entre los diversos fabricantes insertar en paralelo con los contactos principales, resistencias amortiguadoras y capacitores que producen altas impedancias y reparten las tensiones de las cámaras. En resumen, de las características de estos interruptores se puede decir lo siguiente: • Los tiempos de maniobra son muy cortos, lo que limita la duración de los esfuerzos térmicos que originan los cortocircuitos y por lo tanto se reduce el desgaste de los contactos. • Son aparatos de construcción sencilla; se emplean los mismos elementos de corte para todas las tensiones, lo cual reduce el almacenamiento y el costo de las piezas de repuesto. • Pueden efectuar recierres con tiempos mínimos y potencias de cortocircuito elevadas. • El mantenimiento es sencillo y rápido. No tiene peligro de incendio. Interruptores en hexafluoruro de azufre. Son
aquellos cuyas cámaras de extinción operan dentro de un gas llamado hexafluoruro de azufre (SF 6 ), que tiene una capacidad dieléctrica superior a otros fluidos dieléctricos conocidos. Esto hace más compactos y durables los interruptores, desde el punto de vista del mantenimiento. Propiedades del SF6. Es un gas de laboratorio químicamente estable e inerte, con un peso específico de 6,14 g/L. Alcanza unas tres veces la rigidez dieléctrica del aire a la misma presión. A la temperatura de 2000 K todavía
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conserva alta conductividad térmica, que ayuda a enfriar el plasma creado por el arco eléctrico, y al pasar por cero la onda de corriente, facilita la extinción del arco. El gas tiene características electronegativas, o sea que captura electrones libres transformando los átomos en iones negativos. Ello provoca en el gas las altas características de ruptura del arco eléctrico y, por lo tanto, la gran velocidad de recuperación dieléctrica entre los contactos, 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 interruptor sus contactos, el soplo de gas produjera enfriamiento y el gas pasara al estado líquido. Después se usó una sola presión, con lo cual se disminuye el tamaño de los interruptores en cerca de un 40%. Para evitar el uso de la segunda presión se aprovecha la propia presión del gas como punto de partida, y la cámara, al abrir los contactos, tiene un émbolo unido al contacto móvil, que al operar comprime el gas y lo inyecta sobre el gas ionizado del arco. Éste es alargado, enfriado y apagado al pasar la corriente por cero. Los interruptores pueden ser de polos separados, cada fase en su tanque, o trifásicos, en los cuales las tres fases utilizan una misma envolvente. Se fabrican para tensiones de 115 a 800 kV y las capacidades de interrupción, que varían con cada fabricante, llegan hasta magnitudes de 80 kA, que es un caso muy especial. Estos aparatos pueden despejar las fallas hasta en dos ciclos y para limitar las sobretensiones altas, producidas por esta velocidad, los contactos vienen con resistencias limitadoras. Las principales averías de este tipo de interruptores son las fugas de gas, que requieren aparatos especiales para detectar el punto de la fuga. En un aparato bien instalado las pérdidas de gas deben ser menores al 2% anual del volumen total de gas encerrado dentro del aparato. En caso de pérdida total de la presión del gas y debido a la alta rigidez dieléctrica del SF 6, la tensión que pueden soportar 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 cuando ha bajado su presión por una fuga; por el contrario, debe ser bloqueado el circuito de control de apertura, para evitar un accidente. Para ello vienen equipados con presostatos calibrados en densidad de gas, para acusar la pérdida del gas e impedir su accionamiento.
En los interruptores con comando tripolar, la apertura de los contactos es simultánea, aunque conviene que haya discordancia de un milisegundo entre los tres polos. Se entiende por discordancia la diferencia en tiem po que existe entre el instante de cierre del primero y el instante de cierre del último polo del interruptor. El uso de la discordancia es importante, pues sirve para reducir 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 recierre unipolar, la discordancia puede aumentar hasta varios segundos. 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 dos cámaras. El módulo de dos cámaras comprende: • Dos cámaras de extinción conectadas en serie, montadas sobre un cárter que contiene las bielas de comando. • Dos capacitores de repartición de tensión, montados en paralelo sobre las cámaras de extinción, en caso de necesidad. • Una columna soporte que contiene la biela aislante de comando, que une las bielas del cárter a los órganos de comando. • Un gato hidráulico para el enganche. • Resortes para el disparo. • Un manómetro que vigila la presión de SF 6. • Un chasis soporte metálico o bastidor. El comando, de tipo óleo neumático, es totalmente autónomo. 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 SF 6 comprimido por un pistón sopla el arco. Al abrir el aparato, un cilindro solidario con el contacto móvil se desplaza y comprime un volumen de SF6. Un tubo de soplado canaliza el gas hacia el centro del arco. El gas se evacua a través de los contactos huecos. Con intensidades fuertes, el arco provoca un efec87
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Figura III-3. A. 1, cámara de extinción; 2, contacto fijo; 3, contacto
móvil; 4, capacitor; 5, acoplador; 6, conducción de la varilla; 7, bielas; 8, cárter; 9, aislador soporte; 10, biela aislante; 11, recinto de muelles; 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 polo 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 com primido. Cuando la intensidad se aproxima a cero, el arco primero se enfría y después se extingue gracias a la inyección de nuevas moléculas de SF6. El valor medio de la tensión de arco está comprendido entre 300 y 500 V. 88
Esta tecnología permite cortar sin dificultad todas las intensidades 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 independiente 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 de una cámara de extinción de arco en SF6 que utiliza el método de auto-compresión (pertenece al modelo 3AP1-FG de Siemens).
En la figura III-5 se puede apreciar el corte de un polo. El circuito principal de cada polo está formado por los terminales o bornes (1) y (8), el portacontactos (2), el cilindro base (7) y el cilindro de contacto móvil (6). En estado “cerrado”, la corriente de servicio circula a través del contacto principal (4). El contacto de arco (5) actúa en paralelo con el anterior. El corte de corrientes de servicio. Durante la operación
de apertura se abre, en primer lugar, el contacto princi pal (4); con ello la corriente pasa por el contacto de arco, aún cerrado. Al abrirse éste, se produce un arco entre los contactos (5). Simultáneamente se mueve el cilindro 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 a través del cilindro (6) hacia el contacto de arco (5) con lo cual se extingue el arco. Cuando se presentan corrientes de cortocircuito de alta intensidad, la energía del arco calienta fuertemente el gas extinguidor situado alrededor del contacto de arco. Esto provoca un aumento de presión en el cilindro de contacto. En este caso la energía necesaria para alcanzar la presión de extinción adecuada no tiene que ser suministrada por el accionamiento. Más adelante, el contacto de arco fijo abre el paso por la tobera (3). Con ello el gas procedente del cilindro de contacto retorna por la tobera y extingue el arco.
El corte de corrientes de cortocircuito.
Figura III-4
Figura III-5. Para las referencias, ver el texto.
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Interruptores en vacío. Son aparatos que, en teoría, abren en un ciclo debido a la pequeña inercia de sus contactos
y a la pequeña distancia de separación. Los contactos están dentro de ampollas especiales en las que se ha hecho el vacío casi absoluto. El contacto fijo está sellado con la cámara de vacío y por el otro lado entra el contacto móvil, que también está sellado al otro extremo de la cámara y que, en lugar de deslizarse, se mueve junto con la contracción 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 so plado 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 dentro de tableros-celdas blindados. VI.2.3. Comparación
de los diferentes tipos. A conti-
• El sistema de compresión de aire tiene un precio alto y la confiabilidad de sus componentes es difícil de lograr. • Tipo hexafluoruro Ventajas • Después de la apertura de los contactos, los gases ionizados no escapan al aire, por lo que la apertura del interruptor casi no produce ruido. • Alta rigidez dieléctrica, del orden de tres veces la del aire. • El SF6 es estable. Expuesto al arco, se disocia en SF 4 , SF 2 y en fluoruros metálicos; pero al enfriarse se recombinan de nuevo en SF6.
nuación se realiza un resumen de las ventajas y desventajas sobre el empleo de los interruptores para alta tensión considerando que los interruptores de aceite están prácticamente en desuso.
• La alta rigidez dieléctrica del SF 6 lo hace un medio ideal para enfriar el arco, aun a presiones bajas.
• Tipo neumático
• Buena conductividad térmica, es del orden de tres veces la del aire.
Ventajas
• La presión utilizada para interrupción del arco es una fracción de la requerida en interruptores neumáticos.
• Bajo costo y disponibilidad del aire.
Desventajas
• Rapidez de operación.
• A presiones superiores a 3,5 bares y temperaturas menores de –40°C, el gas se licua. Por eso, en el caso de interruptores 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.
• 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 SF 6. • Mayor presión. • La constante térmica es de unas 100 veces la del SF 6 a la misma presión. • Aun a presiones cinco veces superiores que el SF 6, el aire tiene únicamente 10% de la capacidad de extinción del arco. • En fallas próximas al interruptor aparecen sobretensiones muy altas. Para disminuirlas se intercalan resistencias de apertura. • Después de la apertura el gas ionizado debe ser ventilado. 90
• Los niveles de ruido al operar son muy altos.
• El gas es inodoro, incoloro e insípido. En lugares cerrados hay que tener cuidado de que no haya escapes, ya que por tener mayor densidad que el aire, lo desplaza y provoca asfixia en las personas por falta de oxígeno. En otros lugares es conveniente disponer de extractores que deben ponerse en funcionamiento antes de que ingrese personal. • Los productos del arco son tóxicos y combinados con la humedad producen ácido fluorhídrico, que ataca la porcelana y el cemento de sellado de los bornes 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 ligera emisión de rayos X. • Aparecen sobretensiones, sobre todo en circuitos inductivos. • Que por algún accidente, de manipulación o transporte, 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 comunes para sistemas de transmisión: • Hidráulicos con sistema de alta presión de aceite. • Neumáticos con sistema de aire comprimido individual 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 sumado 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 garantizarse la acumulación de energía suficiente para el cumplimiento de tres ciclos IEC O-03”-CO-3’-CO, en el caso de interruptores destinados a proteger salidas de líneas. El ciclo se entiende que, estando cerrado el interruptor, ante la aparición de una falla se produce la apertura; se esperan 0,3 segundos, se produce el cierre y la apertura debido a la persistencia de la falla; se esperan 3 minutos, se vuelve a cerrar y abrir definitivamente de persistir el cortocircuito. Asimismo, un interruptor en posición de “abierto” de berá quedar bloqueado si no dispone de suficiente energía acumulada como para completar el último ciclo de cierre y apertura. Para los interruptores que protegen transformadores de potencia o acoplamientos transversales o longitudinales de barras, se debe garantizar la acumulación de energía suficiente para el cumplimiento de los ciclos cierre apertura-15 segundos-cierre apertura (CO – t” – CO). Los polos de interruptores de 132 y 220 kV, para las salidas de línea, deberán ser independientes entre sí y tener accionamientos individuales (bobinas de apertura y cierre por polo); sólo podrán compartir el sistema de ac-
cionamiento neumático o hidráulico, y el cableado de mando y control. Los dispositivos de apertura y cierre por polo, de interruptores de 132 y 220 kV, deberán disponer de electroválvulas duplicadas totalmente independientes, como también de una cantidad de contactos auxiliares inversores suficientes para el cumplimiento del circuito funcional de enclavamientos, señalización, teleseñalización, más una reserva de 10 NA +10 NC. El mando local, eléctrico o manual, de apertura o cierre de los interruptores será tripolar. El mando eléctrico a distancia de apertura o cierre tam bién será tripolar y, en el caso de los interruptores destinados a proteger salidas de línea, su recierre será unitripolar, dependiendo de la fase en falla. VI.2.5. Ensayos
de rutina y tipo.
Ensayos de rutina. Se realizan en
cada interruptor, para verificar el proceso de fabricación.
Detalles
Normas
Pruebas mecánicas y registros de las duraciones de las maniobras:
• 15 maniobras de apertura y 15 maniobras de cierre, de las cuales: • 5 a tensión mínima y presión mínima. • 5 a tensión máxima y presión máxima • 5 CO a tensión asignada y presión asignada • 5 secuencias O-CO a tensión asignada y presión asignada
IEC 60056 § 7.101
ANSI C 37-09 § 5-11 ANSI C 37-09 § 5-12 ANSI C 37-0 § 5-13
• 5 CO a tensión mínima y presión máxima (ANSI) Se registra la duración desde la puesta bajo tensión de la bobina del electroimán hasta la apertura o el cierre del contacto principal • Verificación de la reserva de energía 91
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Detalles
Normas
Medida de la resistencia de las bobinas de apertura y de cierre
IEC 60056 § 7.101
Medida del consumo del motor bajo la tensión asignada de alimentación
ANSI C 37-09 § 5-8
IEC 60056 § 7.101
Prueba dieléctrica de los circuitos auxiliares y de mando
Se aplica una tensión de 2.000 V, 50 Hz entre los circuitos auxiliares de mando y el bastidor del aparato durante un minuto. Los motores y los equipos ya probados de conformidad a su propia especificación se desconectarán durante las pruebas
IEC 60056 § 7.2
ANSI C 37-09 § 5-16
VI.3
IEC 60056 § 7.101
ANSI C 37-09 § 5-7
Pruebas dieléctricas a frecuen- IEC 60056 § 7.1 cia industrial en seco del circui- ANSI C 37-09 § 5-15 to principal Ensayos de tipo. Son aquellos que permiten verificar el
diseño del interruptor. Las pruebas de verificación de las características garantizadas se deben efectuar de conformidad a las normas IEC y ANSI: • Cortocircuito en los bornes • Pruebas dieléctricas
Seccionadores y cuchillas de tierra
Se los conoce también con el nombre de separadores o desconectadores. Son dispositivos que sirven para conectar y desconectar diversas partes de una instalación eléctrica, así como efectuar maniobras de operación o bien de mantenimiento. La misión de estos aparatos es aislar tramos de circuitos de una forma visible. Los circuitos que debe interrumpir deben hallarse libres de corriente o, ex presado de otra forma, el seccionador debe maniobrar en vacío. No obstante, debe ser capaz de soportar corrientes nominales, sobreintensidades y corrientes de cortocircuito durante un tiempo especificado. Así, este aparato va a asegurar que los tramos de circuito aislados se hallen libres de tensión, para que los operarios puedan tocarlos sin peligro. El diseño y la construcción de los seccionadores están reglamentados según las normas IEC 60129 y 60273 o las normas ANSI C29.8 y C29.9. Además, en lo que respecta a valores nominales y de ensayos (tensión resistida a impulso y 50 Hz) deben responder a la IEC 60694.
• Defecto en línea
Los seccionadores utilizados habitualmente en instalaciones eléctricas tienen formas constructivas muy variadas, pero se los puede clasificar según su modo de accionamiento:
• Discordancia de las fases
• Seccionadores de cuchillas giratorias
• Corrientes capacitivas
• Seccionadores de cuchillas deslizantes
• Débiles corrientes inductivas
• Seccionadores de columnas giratorias
• Pruebas de estanquidad
• Seccionadores de pantógrafo
• Pruebas mecánicas
• Seccionadores semipantógrafos o tipo rodilla
• Calentamiento y sobreintensidad
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• 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 garantizan un alto grado de confiabilidad del interruptor.
Medida de la resistencia del cirIEC 60056 § 7.3 cuito principal con una corrienANSI C 37-09 § 5-14 te continua de 100 A Pruebas de estanqueidad del SF 6
Para garantizar una confiabilidad superior en los interruptores, además del programa de prueba exigido por las normas, se efectúan por los fabricantes numerosas pruebas complementarias:
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Sea cual fuere el tipo (de apertura horizontal o vertical y con movimiento giratorio central o lateral, pantográfico o semipantográfico) deberán permitir la observación clara y precisa de la distancia de aislamiento en aire. Dentro de esta clasificación todos pueden tener una constitución unipolar o tripolar. El tipo de apertura deberá elegirse teniendo en cuenta las distancias eléctricas adoptadas para el proyecto. Los de apertura lateral, por ejemplo, requieren mayores distancias entre ejes de fases que los de otro tipo. Esta elección adquiere 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 principales. El accionamiento de la cuchilla de puesta a tierra podrá ser motorizado o manual. Los seccionadores de 132 kV podrán tener un accionamiento único para las tres fases acopladas mecánicamente. VI.3.1.
Seccionadores de cuchillas giratorias. Estos
aparatos son los más empleados para tensiones medias, tanto para interior como para exterior, pudiendo disponerse de seccionadores unipolares como tripolares. En la figura III-6 se observa un seccionador de cuchillas giratorias tripolar, para instalación en interior y tensión 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, intensidad nominal In = 630
Cabe comentar que la utilización de seccionadores uni polares puede provocar desequilibrio entre las fases de una 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 conjunto. Cuando la corriente nominal es elevada, los seccionadores están provistos de dos o más cuchillas por polo. La principal diferencia entre los seccionadores de cuchillas giratorias para instalación en interior y para instalación en la intemperie es el tamaño y la forma de los aislantes que soportan los contactos. Los seccionadores de intemperie tienen aislantes de forma acampanada y su tamaño es mayor que los de interior. De esta manera consiguen el aumento de las líneas de fuga en los aislantes y mayores tensiones de contorneo bajo lluvia. Muchas veces es conveniente poner a tierra las instalaciones cuando se va a trabajar en ellas, para lo cual se construyen seccionadores con cuchillas de puesta a tierra, accionadas por medio de una palanca auxiliar maniobrada con la pértiga de accionamiento. Estos seccionadores están construidos de forma que cuando las cuchillas del seccionador están conectadas, resulta imposible conectar las cuchillas de puesta a tierra y, recíprocamente, es imposible conectar las cuchillas del seccionador mientras está conectado 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 de cuchillas giratorias, descriptos anteriormente, poseen la ventaja de requerir menor espacio en sus maniobras dado que sus cuchillas se desplazan longitudinalmente, por lo que se puede instalar en lugares más angostos (fig. III7). No obstante, dado el tipo de desplazamiento de las cuchillas, estos seccionadores tienen una capacidad de desconexión inferior en un 70% a los anteriores.
Figura III-6.
La constitución de estos seccionadores es muy sencilla. Poseen una base o armazón metálico rígido donde se apoyará el resto de los elementos, dos aislantes soporte de porcelana, un contacto fijo o pinza de contacto y un contacto móvil o cuchilla giratoria (estos dos últimos elementos montados en cada uno de los aislantes de porcelana).
Figura III-7. Seccionador de cuchillas deslizantes para
servicio de interior. Este modelo se utiliza para tensiones de 13,2 a 33 kV y desde 400 hasta 630 A. 93
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Seccionadores de columnas giratorias. Este tipo de sec-
cionadores se utiliza en instalaciones de intemperie y con tensiones de servicio desde 33 kV hasta 220 kV. Dentro de este tipo cabe distinguir dos construcciones diferentes: seccionador de columna giratoria central o de tres columnas por polo. En este tipo de seccionador la cuchilla o contacto móvil está fijada sobre una columna aislante central que es giratoria (fig. III-8). Con esta dis posición se tiene una interrupción doble, de tal suerte que cada punto de interrupción requiere una distancia en aire igual a la mitad de la total. Las dos columnas exteriores están montadas rígidamente sobre un soporte metálico de perfiles de acero galvanizado en caliente; son las encargadas de sostener los contactos fijos.
de las tres cuchillas giratorias o contactos móviles. En el seccionador montado con cuchilla de puesta a tierra se impide cualquier maniobra falsa por medio de un enclavamiento electromecánico. Este tipo de seccionadores se suele utilizar en instalaciones con tensiones de servicio entre 13,2 y 245 kV, y corrientes nominales comprendidas entre 630 A y 1.250 A. El seccionador dispone de dos columnas, en lugar de las tres del de columna giratoria central (fig. III-9). Las dos columnas son giratorias y portan cuchillas solidarias (contactos móviles) que giran hacia el mismo costado. En este caso se obtiene un solo punto de interrupción a mitad del recorrido entre las dos columnas. El campo de aplicación de este seccionador es en instalaciones de intemperie con tensiones de servicio de hasta 245 kV y corrientes nominales comprendidas entre 800 A y 2.000 A. Seccionador de dos columnas giratorias por polo.
Seccionador de columna giratoria central y cuchillas de puesta a tierra hasta 220 kV. Figura III-8.
Si se dispone de un seccionador de columna central giratoria trifásico, el accionamiento de las tres columnas centrales giratorias se realiza mediante un juego de barras y bielas, que permiten un accionamiento conjunto 94
Figura III-9.
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Este seccionador puede montarse con cuchilla de puesta a tierra, en ese caso se impide cualquier maniobra falsa 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 polos del seccionador tripolar se los ha acoplado entre sí. El accionamiento va unido a los aisladores giratorios de un polo, desde donde parten las varillas de acoplamiento con los otros polos. Montaje de los seccionadores sobre estructuras soporte. Éstas pueden ser de tipo reticulado, de hormigón ar-
mado centrifugado o de acero tubular (fig. III-10).
a distinta altura y cruzados entre sí). Conceptualmente se distinguen de los anteriores seccionadores mencionados porque el contacto fijo de cada fase ha sido eliminado, realizando la conexión del contacto móvil directamente sobre la línea (en un contacto especial instalado en ella). Son seccionadores de un solo poste aislante sobre el cual se soporta la parte móvil. Ésta está formada por un sistema mecánico de barras conductoras que tiene la forma de los pantógrafos que se utilizan en las locomotoras eléctricas. La parte fija, llamada trapecio, está colgada de un cable o de un tubo que constituyen las barras, exactamente sobre el pantógrafo de tal manera que al elevarse el contacto móvil, éste se conecta con la mordaza fija cerrando el circuito. Aplicación de los seccionadores de pantógrafo en un juego de barras para 170 kV-2.500 A (fig. III-11). Estos
seccionadores se disponen para tensiones de servicio entre 132 y 550 kV en corrientes nominales entre 800 A y 3.150 A, cuyos componentes principales, por polo o fase, son por lo general los siguientes: • La caja metálica base del mecanismo del pantógrafo, que posee dos niveles: el inferior, donde se sitúan los resortes que aseguran la presión de contacto, así como el eje de mando, y el superior, donde está fijado el mecanismo que ataca los brazos inferiores del pantógrafo. • La columna soporte: constituida por dos o tres aisladores superpuestos y acoplados entre sí mecánicamente. Esta columna es paralela a la columna aislante giratoria de resina 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 brazos verticales y por los contactos móviles.
• El contacto de línea: fijado a la línea por una derivación en forma de T.
• La caja de comando.
Figura III-10. VI.3.3. Seccionadores
de pantógrafo. Los seccionado-
res de pantógrafo han sido creados para simplificar la concepción y la realización de las instalaciones de distribución de alta tensión en intemperie (se suelen utilizar para la conexión entre líneas y barras que se hallan
La cinemática del pantógrafo se ha estudiado de tal forma, que la última parte de su carrera de cierre se efectúa sin la ayuda del mando. De esta forma, la presión del contacto es totalmente independiente de la posición final de los elementos de mando. Este seccionador se puede equipar también con cuchillas de puesta a tierra (fig. III-12). Dimensiones y pes os.
Polo con trapecio paralelo a las
barras (fig. III-13). 95
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Figura III-13. VI.3.4.
Figura III-11.
Seccionadores semipantógrafos o tipo rodi-
lla. El seccionador tipo rodilla pertenece al grupo de los
seccionadores de palanca. El brazo del seccionador, que constituye el contacto móvil, se mueve en un plano vertical y abierto genera un espacio del aislamiento horizontal. La alta confiabilidad operacional y el diseño simple son ventajas típicas de este tipo constructivo (fig. III-14). La caja de mando (9), los aisladores soporte (5), el aislador rotativo (6) y el mecanismo de accionamiento (3) son idénticos a los usados para el seccionador tipo pantógrafo. El contacto móvil (1) consiste en dos brazos paralelos unidos entre sí y articulados en un punto (rodilla). El contacto móvil es conducido en uno de sus extremos por el mecanismo de giro (3), mientras que el extremo libre se introduce casi horizontalmente en el contacto fijo (4) y es asegurado en la posición cerrada por una guía (2) vinculada al mecanismo de giro. El cierre confiable está garantizado incluso si el tiro de los conductores cambia como resultado de fluctuaciones de la temperatura o de cortocircuitos.
Figura III-12.
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El mecanismo de giro acomoda en su interior el sistema de palanca para transmitir las fuerzas mecánicas y los resortes para contrapesar la masa intrínseca del contacto móvil.
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del contacto fijo (A) son tocados por los ganchos de cierre (D) del contacto móvil, que están haciendo tope con el perno (B)
Figura III-14. Seccionador semipantógrafo o tipo rodilla. Referencias: 1, contacto móvil; 2, guía; 3, mecanismo
de 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 central muerta en ambas posiciones finales del contacto móvil en las cuales el seccionador es bloqueado y las partes móviles 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 en el caso de los seccionadores de apertura horizontal. Seguridad creciente
• Diseño simple. • Movimiento suave del contacto móvil. • Desplazamiento confiable durante la penetración del contacto móvil en el contacto fijo.
Figura III-15.
El movimiento continúa, y luego del cierre de los contactos, el mecanismo de la rodilla es completamente extendido y los ganchos de cierre (D) son empujados hacia arriba y hacia atrás del perno de fijación (E). Esta fijación de seguridad (D + E) llega a ser funcional en el caso de las severas tensiones mecánicas que originan las fuerzas dinámicas del cortocircuito. Las cuchillas de puesta a tierra se pueden instalar en ambos lados del seccionador tipo rodilla (fig. III-16). Las cuchillas de puesta a tierra tienen la misma capacidad de cortocircuito que los contactos de los seccionadores. En el lado A, la instalación de las cuchillas de tierra es interna al seccionador y en el lado B puede ser tanto interna como externa. Así, una reducción del aislamiento durante la operación de apertura se puede prevenir en el lado B.
• Contactos autolimpiantes. • Cierre confiable y posibilidad de abrirse incluso bajo condiciones ambientales adversas. • La unión simple y confiable de ambos contactos y la secuencia controlada del movimiento hacen del seccionador tipo rodilla un dispositivo confiable que resuelve todos los requisitos del diseño moderno de la estación. En la figura III-15 se observa que el mecanismo princi pal de la rodilla del sistema del contacto móvil (C) no esta todavía completamente extendido y ya los dedos
Figura III-16.
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Características eléctricas Un
A impulso de maniobra
Corriente de cortocircuito Nominal
Sobre el sec- A tierra y Sobre el sec- A tierra y Sobre el sec- A tierra y cionamiento entre po- ciona miento entre po- ciona miento entre po(kV) los (kV) (kV) los (kV) (kV) los (kV)
Valor efi- Valor caz RMS pico (kA) (kA)
Tensiones resistidas
In
A impulso atmosférico
A frecuencia industrial
kV
A
362
2 500 4 000
1175
1 175
520
450
950
950
50 63
125 160
420
2 500 4 000
1425
1 425
610
520
1 050
1 050
50 63
125 160
550
2 500 4 000
1550
1 550
760
620
1 175
1 175
50 63
125 160
Este seccionador se emplea normalmente en subestaciones con espacios pequeños entre fases (los seccionadores de operación horizontal requieren más espacio en el estado abierto). El montaje de los aisladores soporte directamente en las estructuras de soporte y el puntal mecánico de unión entre éstas proporcionan un alto grado de estabilidad que los hace convenientes para las altas corrientes y las cargas mecánicas de los conductores. Este diseño (fig. III-17) es el más conveniente para el uso como seccionador de salida de línea. También se emplean como conjuntores o acopladores de barras tanto longitudinales con transversales (E.T. Bahía Blanca, Olavarría y Campana en 132 kV-3.000 A).
VI.3.5.
seccionadores de alta tensión son muy variados. Se los puede agrupar en distintas clasificaciones; una podría ser 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
Figura III-17.
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Mando de seccionadores. Los mandos para
• Motor eléctrico con reducción.
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• Grupo motor-bomba y transmisión hidráulica.
• Ensayo de estanqueidad (cuando sea aplicable).
• Grupo motor-compresor y transmisión neumática.
• Ensayo de durabilidad mecánica.
En instalaciones de media tensión, los mandos por pértiga y mecánico a distancia son los más utilizados.
• Ensayo de medio ambiente (a diversas condiciones climáticas).
Los mandos por servomotor se emplean principalmente en seccionadores de columnas giratorias y en los de pantógrafo. Estos mandos requieren que los seccionadores estén dotados de contactos auxiliares, para indicar la posición del seccionador; también es necesario que estén provistos de dispositivos de interrupción de fin de carrera.
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.
Ensayos de rutina y tipo. Ensayos de tipo. Tienen por objeto verificar las características de los aparatos, sus dispositivos de comando y sus equipos auxiliares. Cada espécimen debe realmente estar conforme a los diseños de su tipo. Los seccionadores están amparados 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 ensayos de tipo.
VI.3.6.
• Ensayos para verificar el poder de cierre en cortocircuito de los seccionadores o cuchillas de tierra. • Ensayos para verificar si el funcionamiento y la resistencia mecánica son satisfactorios. • Ensayos para verificar que el funcionamiento es satisfactorio en las condiciones severas de formación de hielo. • Ensayos para verificar que el funcionamiento es satisfactorio a las temperaturas mínimas y máximas del aire ambiente. Los ensayos se pueden agrupar en cuatro grandes gru pos:
• Ensayo dieléctrico de los circuitos principales, auxiliares 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 de cresta de la corriente admisible.
Para niveles de hasta 245 kV, los ensayos deben llevar-
se a cabo con las tensiones de ensayo de la tabla 1a de la norma IEC 60694. Ensayo de tensión a frecuencia industrial; ver IEC 60060-1. Ensayo de tensión de impulso atmosférico; ver IEC 60060-1. Para niveles superiores a 245 kV; ver tabla 9 condiciones 1, 2 y 3.
Ensayo de tensión a frecuencia industrial; ver IEC 60060-1. Ensayo de tensión de impulso de maniobra; ver IEC 60060-1. Ensayo de tensión de impulso atmosférico; ver IEC 60060-1. Ensayo de polución artificial; ver 5.14 de IEC 60694. Ensayos dieléctricos de los circuitos auxiliares y de comando. Ensayo de radio interferencia. Aplicable a tensiones superiores a 123 kV (es un ensayo especial a convenir entre comprador y vendedor y bajo determinadas condiciones de temperatura y humedad ambiente). Medición de la resistencia del circuito principal. Ensayo a la corriente de corta duración y al valor de cresta de la corriente admisible. Ensayo de funcionamiento y resistencia mecánica; se efectúan 1.000 ciclos de maniobra, sin tensión ni corriente en el circuito principal y sin la aplicación de esfuerzos mecánicos sobre los bornes. Funcionamiento en condiciones severas de formación de hielo. Operación a temperaturas límites; ver 2.1 de IEC 60694.
• Ensayo de cierre y apertura.
Ensayos de rutina o de recepción en fábrica
• Ensayos del grado de protección mecánica de la caja de comando.
Ensayos dieléctricos del circuito principal, conforme a 7.1 de IEC 60694 y 6.2 de IEC 60060-1. 99
