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8/16/2019 Maniobras en Instalaciones de Alta Tension
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UNIVERSIDAD NACIONAL DEL CENTRO DEL PERÚ
FACULTAD DE INGENIERÍA ELECTRICA Y
ELECTRÓNICA
MONOGRAFIA
PRESENTADO POR:
GUTIERREZ GALA, Edson Alexis
ASIGNATURA:
ALTA TENSIÓN
HUANCAYO - PERÚ
2016
“ Trabajos y Maniobras en Instalaciones de
Alta Tensión”
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Dedicatoria
Con cariño dedico este trabajo a toda mi familia y de manera especial a mis
Padres, quienes son los ejes fundamentales para mi desarrollo personal y
académico durante el transcurso de mi carrera universitaria.
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Resumen
El presente trabajo tiene como objetivo principal mostrar las técnicas y los medios
que deben emplearse con el fin de realizar trabajos en instalaciones eléctricas en
alta tensión de forma segura para evitar cualquier posible causa de accidente. Se
ha elaborado para que resulte adecuado tanto para trabajadores que no poseen
grandes conocimientos sobre temas eléctricos como para estudiantes o titulados
técnicos que cuentan con algún tipo de formación relacionada con el campo de la
electricidad. Incluye un gran número de ejemplos de aplicación, en los que se
muestra el procedimiento que suelen utilizar las compañías eléctricas, así como las
maniobras que deben realizarse al llevar a cabo un trabajo, sin tensión, en una
instalación eléctrica, además de abundante material gráfico. En él se tratan los
conceptos básicos relacionados con la electricidad y las puestas a tierra; se
describen los posibles riesgos eléctricos; se explica cuál es la aparamenta de alta
tensión, así como su principio de funcionamiento. También se describen los centros
de transformación de media y baja tensión y su funcionamiento; se explican las
maniobras que habitualmente se llevan a cabo en los centros de transformación y
en las subestaciones; se indican los aspectos más relevantes del Real, que
establece las disposiciones mínimas de protección de la salud y seguridad frente al
riesgo eléctrico, incluyendo comentarios y ejemplos clarificadores en relación con
los trabajos en alta tensión. Por ello se puede afirmar que es recomendable tanto
para los alumnos de cualquier estudio técnico como para trabajadores y técnicos
del sector eléctrico, así como para quienes deseen ampliar sus conocimientos sobre
los temas relacionados con la seguridad en las instalaciones eléctricas.
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Índice de contenidos
Dedicatoria .............................................................................................................. 2
Resumen ................................................................................................................. 3
Introducción ............................................................................................................. 9
CAPÍTULO I TERMINOLOGIA ............................................................................. 10
1. Términos generales .................................................................................. 10
1.1. Aparamenta de maniobra. ..................................................................... 10
1.2. Maniobra. .................................................................................................. 10
1.3. Ciclo de maniobra. ................................................................................... 10
1.4. Secuencia de maniobra............................................................................ 11
1.5. Circuito principal. ...................................................................................... 11
1.6. Circuito de mando. ................................................................................... 11
1.7. Circuitos auxiliares. .................................................................................. 11
1.8. Polo. ......................................................................................................... 11
1.9. Contacto principal. ................................................................................... 11
1.10. Contacto de arco. ............................................................................. 12
1.11.
Disparador. ........................................................................................ 12
1.12. Maniobra manual dependiente. ......................................................... 12
1.13. Maniobra con acumulación de energía. ...................................... 12
1.14. Maniobra manual independiente. ...................................................... 12
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1.15. Interruptor automático con disparo libre. ......................................... 13
1.16. Interruptor automático con cierre impedido. ................................... 13
1.17. Intensidad prevista. ........................................................................... 13
1.18. Tiempo de apertura. ......................................................................... 13
1.19. Tiempo de arco. ................................................................................. 13
1.20. Tiempo de corte. ................................................................................ 14
1.21. Línea de fuga. .................................................................................... 14
2.
Aparamenta de maniobra ......................................................................... 14
2.1. Seccionador. ............................................................................................ 14
2.2. Interruptor. ............................................................................................... 15
2.3. Interruptor seccionador. .......................................................................... 15
2.4. Contactor. ................................................................................................ 15
3. Aparamenta de protección ........................................................................ 16
3.1. Interruptor automático. ............................................................................ 16
3.2. Auto seccionador..................................................................................... 16
3.3. Fusible ..................................................................................................... 17
3.4. Seccionador-fusible ................................................................................. 17
3.5. Ruptofusible ............................................................................................. 17
4. Aparamenta de alta tensión ...................................................................... 17
4.1. Aparamenta de maniobra ....................................................................... 18
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4.2. Seccionador ............................................................................................. 18
4.3. Conmutador. ........................................................................................... 20
CAPÍTULO II MARCO TEÓRICO .......................................................................... 24
1. Seccionadores. ......................................................................................... 24
1.1. Características de los seccionadores. ...................................................... 24
1.2. Contactos. ................................................................................................ 27
1.3. Cuchillas principales. ................................................................................ 27
1.4.
Contactares de los pantógrafos. ............................................................... 28
1.5. Cuchillas de puesta a tierra. ..................................................................... 28
1.6. Bornes. ..................................................................................................... 29
1.7. Aisladores. ................................................................................................ 29
1.8. Bancadas de seccionadores rotativos y cajas de mecanismos de Los
pantógrafos. .............................................................................................. 30
1.9. Placa de característica de polo. ................................................................ 31
1.10. Transmisiones. .................................................................................. 31
1.11. Accionamientos. ................................................................................ 32
1.12. Placa de características del accionamiento. ...................................... 37
1.13. Cableado. .......................................................................................... 37
1.14. Repuestos. ........................................................................................ 38
1.15. Hoja de datos técnicos. ..................................................................... 38
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2. Interruptores. ............................................................................................ 38
2.1. Objetivos. .................................................................................................. 38
2.2. Normas aplicables. ................................................................................... 38
2.3. Requerimientos de calidad ....................................................................... 40
2.4. Sistemas de unidades. ............................................................................. 40
2.5. Condiciones de servicio del sistema eléctrico. ......................................... 41
2.6. Características constructivas. .................................................................... 41
2.7.
Composición de los aisladores .................................................................. 44
2.8. Núcleo Resistente Dieléctrico de Fibra de Vidrio. ..................................... 44
2.9. Recubrimiento Polimérico Aislante del Núcleo. ......................................... 45
2.10. Campanas Aislantes. ......................................................................... 45
2.11. Acoples Metálicos de los Aisladores. ................................................. 46
2.12. Otros herrajes y grapas. ..................................................................... 47
2.13. Anillos equipotenciales ....................................................................... 50
2.14. Aisladores poliméricos normalizados.................................................. 50
3. Criterios básicos de protección. ................................................................ 52
3.1. Componentes de un sistema de protección .............................................. 54
3.2. Reles de protección .................................................................................. 55
3.3. Circuitos de control ................................................................................... 55
3.4. Transformadores de medida ..................................................................... 56
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3.4.1. Transformadores de corriente (TC) ................................................... 56
3.4.2. Transformadores de potencial (TP) ................................................... 58
3.5. Zonificación de protección. ....................................................................... 59
3.6. Protección Principal .................................................................................. 59
3.7. Protección secundaria. ............................................................................. 61
3.8. Protección de respaldo ............................................................................. 61
3.9. Protección Falla Interruptor ...................................................................... 61
BIBLIOGRAFÍA ..................................................................................................... 63
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Introducción
A pesar de que existe normativa legal que regula la realización de trabajos en
instalaciones de alta tensión ha podido constatarse que la mayoría de empresas no
eléctricas que operan en centros de transformación de su propiedad suelen
incumplir dicha normativa por una falta de planificación de los trabajos, por no
disponer de personal especializado para su realización, o carecer también de los
equipos de protección necesarios o adecuados.
Los riesgos eléctricos, presentes en cualquier instalación que haga uso de la
electricidad, son mucho más importantes en instalaciones de alta tensión
(subestaciones, centros de transformación, líneas de transmisión, etc). En este tipo
de instalaciones cualquier error puede costar la vida, por lo que las medidas de
seguridad, así como los procedimientos para realizar los trabajos, deben estar
presentes en todo momento y deben ser asumidos por todo el personal involucrado.
El trabajo está estructurado para que, incluso trabajadores que no tengan grandes
conocimientos de electricidad, puedan comprender los principios básicos para
trabajar de forma segura en instalaciones de alta tensión. Y que, a partir de ahí,
puedan comprender los procedimientos de trabajo en estos tipos de instalaciones.
A lo largo de la monografía se muestran numerosos ejemplos de aplicación, con el
fin de facilitar la comprensión de los contenidos.
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CAPÍTULO I
TERMINOLOGIA
1. Términos generales
1.1. Aparamenta de maniobra.
Aplicado a los aparatos de conexión y apertura y a su combinación
con aparatos de control, de medida, de protección y de regulación
asociados a ellos, así como a los conjuntos de tales aparatos con las
conexiones, accesorios, envolventes y soportes correspondientes
destinados, en principio, a la maniobra de aparatos que utilizan energía
eléctrica.
1.2. Maniobra.
Paso de los contactos móviles de una posición a otra adyacente. Una
maniobra podrá ser de cierre o de apertura.
1.3. Ciclo de maniobra.
Sucesión de maniobras de una a otra posición con regreso a la posición
inicial.
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1.4. Secuencia de maniobra.
Sucesión de maniobras especificadas, efectuadas con intervalos de tiempo
especificados.
1.5. Circuito principal.
Conjunto de piezas conductoras de un aparato de maniobra introducidas en
el circuito, que tiene por función su cierre o su apertura.
1.6. Circuito de mando.
Conjunto de piezas conductoras de un aparato de maniobra introducidas en
el circuito, utilizando para ordenar la maniobra de cierre o apertura, o ambas.
1.7. Circuitos auxiliares.
Conjunto de piezas conductoras destinadas a un circuito distinto del
principal y de los de mando, y que responden a funciones complementarias
tales como señalización, enclavamientos, etc.
1.8. Polo.
Parte constituyente de un aparato de maniobra asociada exclusivamente a
un camino conductor eléctricamente separado y perteneciente a su circuito
principal.
1.9. Contacto principal.
Contacto introducido en el circuito principal del aparato de maniobra,
previsto para soportar, en posición cerrado, la intensidad del circuito del
principal.
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1.10. Contacto de arco.
Contacto previsto para que en él se establezca el arco. Puede ser parte
integrante del contacto principal, o estar separado, con la misión de que abra
después o cierre antes que el contacto principal.
1.11. Disparador.
Dispositivo conectado mecánicamente a un interruptor que provoca la
apertura automática del mismo.
1.12. Maniobra manual dependiente.
Maniobra por medio de la cual se hace pasar el aparato de la posición abierto
a la posición cerrado, exclusivamente por medio de una energía manual
aplicada directamente, de manera que velocidad y fuerza de la maniobra
dependen de la acción del operador.
1.13. Maniobra con acumulación de energía.
Maniobra efectuada por medio de energía almacenada en el propio
mecanismo del interruptor antes de la finalización de la operación y
suficiente para concluir la maniobra en condiciones de velocidad y fuerza
predeterminadas.
1.14. Maniobra manual independiente.
Maniobra con acumulación de energía, en la cual esta proviene de la
energía manual del operador, acumulada y liberada en una única maniobra
continua, de manera que la velocidad y la fuerza de la maniobra son
independientes de la acción del operador.
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1.15. Interruptor automático con disparo libre.
Interruptor cuyos contactos móviles vuelven a la posición abierto y
permanecen en ella cuando se ordena la maniobra de apertura, incluso una
vez iniciada la maniobra de cierre y aunque se mantenga la orden de cierre.
1.16. Interruptor automático con cierre impedido.
Interruptor en el que ningún contacto puede cerrar lo suficiente para dejar
pasar corriente, si al dar la orden de cierre persisten ciertas condiciones
específicas.
1.17. Intensidad prevista.
Intensidad que circularía por un circuito determinado en condiciones
especificadas, si el aparato de maniobra intercalado en el circuito fuese
sustituido por conexiones de impedancia despreciable.
1.18. Tiempo de apertura.
Intervalo de tiempo que media entre el instante en que, estando el
interruptor en posición cerrado, la intensidad del circuito principal alcanza el
valor de funcionamiento del disparador por máxima intensidad y el instante
de la separación de los contactos de arco en todos los polos. En los
interruptores automáticos disparados por una fuente cualquiera de energía
exterior, el tiempo de apertura se medirá a partir del instante de aplicación
de la fuente de energía exterior.
1.19. Tiempo de arco.
Intervalo de tiempo que media entre el instante de la primera iniciación del
arco y el instante de la extinción final del arco en todos los polos.
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1.20. Tiempo de corte.
Intervalo de tiempo que media entre el principio del tiempo de apertura y el
fin del tiempo del arco, o sea la suma de los tiempos de apertura y de arco.
1.21. Línea de fuga.
Camino más corto entre dos partes conductoras o entre una parte conductora
y la superficie límite del interruptor, medida a lo largo de la superficie de una
materia aislante. La superficie límite es la superficie exterior de la envolvente.
2. Aparamenta de maniobra
Tiene por misión establecer o interrumpir la corriente en uno o varios circuitos bajo
condiciones previstas de servicio, sin daños significativos para el aparato y sin
perturbar la explotación.
Se distinguen por la peculiaridad de su función, tres tipos fundamentales de
aparatos:
• Seccionadores
• Interruptores
• Contactores
2.1. Seccionador.
Aparato mecánico de conexión que por razones de seguridad, en posición
de abierto asegura una distancia de seccionamiento que satisface unas
condiciones específicas. Un seccionador es capaz de abrir o cerrar un
circuito cuando la corriente a interrumpir o a establecer es despreciable o
cuando no se produce ningún cambio notable de tensión en los bornes de
cada uno de los polos del seccionador. Debe ser capaz de soportar las
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corrientes que se presenten en condiciones normales del circuito y capaz
de soportar durante un tiempo especificado, las corrientes que se presentan
en condiciones anormales, como las de cortocircuito.
2.2. Interruptor.
Aparato mecánico de conexión capaz de establecer, soportar e interrumpir
la corriente en las condiciones normales del circuito y circunstancialmente
las condiciones específicas de sobrecarga en servicio, así como soportar,
durante un tiempo determinado, intensidades tales como las de cortocircuito.
Es un aparato sin distancia de seccionamiento y en consecuenciaaparecerá asociado a un seccionador.
2.3. Interruptor seccionador.
Interruptor que en posición de apertura satisface las condiciones de
aislamiento especificadas para un seccionador. También es llamado
seccionador en carga.
2.4. Contactor.
Aparato mecánico de conexión, con una sola posición de reposo, que puede
ser la de abierto o la de cerrado, accionado por cualquier forma de energía,
menos la manual, y capaz de establecer, soportar e interrumpir corrientes en
condiciones normales de circuito, incluidas las condiciones de sobrecarga en
servicio. Ciertos Contactores pueden ser capaces de establecer o interrumpir
corrientes de cortocircuito. A tenor de la fuente de energía que obliga al
contactor a mantener la posición de trabajo, se distinguen los siguientes
tipos:
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Contactor electromagnético.- El esfuerzo lo suministra un electroimán.
Contactor neumático.- El esfuerzo proviene de un dispositivo de aire
comprimido, sin utilizar medios eléctricos.
Contactor electroneumático.- El dispositivo de aire comprimido es
maniobrado por electrovalvulas.
Contactor con retención.- Una vez alcanzada la posición de trabajo, un
dispositivo de retención impide su retorno cuando se deja de alimentar con
la fuente de accionamiento.
3. Aparamenta de protección
Tiene como misión evitar o reducir, en la medida de lo posible, los efectos
perjudiciales de las averías.
3.1. Interruptor automático.
Aparato mecánico de conexión capaz de establecer, soportar e interrumpir
la corriente en las condiciones normales del circuito y de interrumpir o
establecer corrientes anormales como las de cortocircuito.
3.2. Auto seccionador.
Aparato que abre un circuito de forma automática, cuando dicho circuito
está sin tensión, dejando fuera de servicio automáticamente una parte de
la red cuando detecta un número discreto de veces una sobre intensidad
en la misma. Siempre será utilizado en coordinación con interruptores
automáticos con reenganche.
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3.3. Fusible
Elemento que actúa por fusión dejando abierto al menos una fase del
circuito, destinado a proteger una instalación o parte de ella contra sobre
intensidades. Presenta una envoltura aislante y refractaria cerrada en sus
extremos por dos cazoletas o tapaderas metálicas. En el interior se aloja
el elemento fusible, compuesto por hilos de aleación especial de plata,
arrollado sobre un soporte de material aislante y refractario. Entre el hilo y
la envoltura se encuentra una materia inerte (arena de cuarzo) que
contribuye a la extinción del arco en el momento de la fusión. Dispone de un
percutor para señalizar su fusión o para actuar sobre otros dispositivos y
provocar la apertura de un interruptor.
3.4. Seccionador-fusible
Aparato mecánico en el que el contacto móvil está formado por un elemento
recambiable. Su maniobra es manual mediante pértiga.
3.5. Ruptofusible
Interruptor que en su posición de apertura satisface las condiciones de
aislamiento especificadas para un seccionador, en el que uno o más polos
posee un fusible en serie, en un aparato combinado. Su maniobra es
exclusivamente manual.
4. Aparamenta de alta tensión
Esta aparamenta se caracteriza por soportar tensiones superiores a los 1.000 V.
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4.1. Aparamenta de maniobra
Tiene por misión establecer o interrumpir la corriente en uno varios circuitos
bajo las condiciones previstas de servicio, sin daños significativos para el
aparato y sin perturbar la explotación. Los aparatos de maniobra están
destinados a conectar o desconectar porciones de la red, con el objeto de
aislar o alterar la configuración eléctrica de partes de la misma.
4.2. Seccionador
4.2.1. Seccionador de línea
Suelen estar situados tanto en interior como en intemperie, y su
localización habitual es:
Elementos fijos instalados en posiciones intermedias de líneas
aéreas.
Elementos fijos instalados en algunas derivaciones de la red de
distribución.
Elementos instalados en celdas de obra civil con alimentación
aérea.
Elementos instalados en celdas metálicas.
El mando puede ser manual o telemandado.
Están constituidos por una o tres cuchillas o polos principales,
accionados por un mecanismo o mando. Las cuchillas están
montadas sobre unos aisladores-soporte, unidos a un chasis o
soporte del conjunto. La misión de los aisladores-soporte es la de
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dotar al seccionador del necesario aislamiento con respecto a tierra
en función de la tensión de servicio.
Entre los distintos tipos de seccionadores se pueden destacar los
siguientes:
De cuchillas giratorias, de apertura lateral.
De cuchillas giratorias, de apertura central.
De cuchillas giratorias, de tres columnas.
De cuchillas deslizantes.
4.2.2. Seccionador de puesta a tierra.
Sirven para poner a tierra y en cortocircuito medios de servicio y
partes de la instalación que estén aislados. En muchos casos los
seccionadores de puesta a tierra se combinan con los de línea para
formar una unidad.
4.2.3. Interruptor
Es capaz de establecer o interrumpir la corriente en condiciones
normales del circuito, así como soportar, durante un tiempo
especificado, las corrientes que se presenten en condiciones
anómalas como las de cortocircuito. Es un aparato sin distancia de
seccionamiento y en consecuencia aparecerá asociado a un
seccionador.
4.2.4. Interruptor-seccionador.
Interruptor que en posición de apertura satisface las condiciones de
aislamiento especificadas para un seccionador. También es llamado
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Subestaciones de transformación y/o maniobra (STM):
o Elementos instalados en celdas de interior de cabecera
de línea.
o Elementos instalados en celdas metálicas de interior o
intemperie.
Centro de maniobra de reparto (CMR).
Para los interruptores de intemperie hay dos situaciones posibles:
Elementos fijos en posiciones de salida de STM. Siempre
telemandados.
Elementos fijos en posiciones intermedias de líneas:
o Sólo maniobra después del último reenganche.
o Telemando y mando manual.
Los relés de protección pueden ser:
Directos.
Indirectos.
Dentro de la técnica de ruptura en aceite, disponemos de
interruptores de gran volumen de aceite y de interruptores de
pequeño volumen de aceite.
4.3.3. Fusible.
Los fusibles protegen los aparatos y las partes de la instalación contra
los efectos dinámicos y térmicos de las corrientes de cortocircuito.
Esta compuesto por un cartucho fusible de alto poder de corte y una
base porta fusible.
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Normalmente son empleados para la protección de transformadores,
cables de derivación y condensadores. Las bases de los fusibles se
suministran en ejecución unipolar y tripolar. Las bases tripolares
están compuestas por tres bases unipolares montadas sobre un
bastidor común.
El indicador del estado está dispuesto sobre el extremo del fusible y
señaliza mecánicamente y/o eléctricamente a través de micro
interruptores, la fusión del cartucho.
4.3.4. Seccionador-fusible.El contacto móvil está formado por un elemento recambiable. Se
instalan como elemento de protección de transformadores o como
protección en las cabeceras de algunas derivaciones
(fundamentalmente cortas). Su maniobra es exclusivamente manual.
Tienen la particularidad de servir como seccionador accionado
mediante pértiga.
4.3.5. Ruptofusible.
Interruptor que en su posición de abierto satisface las
condiciones de aislamiento especificadas para un seccionador, en
el que uno o más polos poseen un fusible en serie en un aparato
combinado, permitiendo de esta forma actuar de modo automático.Son exclusivamente de interior y están instalados como protección
de transformadores de interior, siendo su maniobra exclusivamente
manual.
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4.3.6. Descargadores de sobretensión.
Para evitar fallos en los aislamientos de los aparatos conectados
en una red, es necesario limitar las sobretensiones de forma que no
sobrepasen los valores de la tensiones soportadas por dichos
aislamientos y con este objeto se utilizan los descargadores de
sobretensiones.
Los descargadores de sobretensiones no deben actuar con las
sobretensiones temporales y deben soportar sin fallo la corriente de
descarga de la sobretensión. El extremo superior del descargador se
conecta a la línea o punto que hay que proteger y su extremo inferior
se pone sólidamente a tierra.
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CAPÍTULO II
MARCO TEÓRICO
1. Seccionadores.
1.1. Características de los seccionadores.
Los seccionadores estarán diseñados según la norma UNE-EN-
60129 (CEI-129) en su última edición.
Se instalarán, generalmente, a la intemperie y podrán ser del
tipo pantógrafo o rotativos de tres columnas por polo y doble
apertura lateral. Irán equipados con cuchillas de puesta a tierra
con mando motorizado donde se requiera. Los rotativos de 50
kV podrán montarse en instalaciones de interior.
Los seccionadores deberán ser capaces de conducir en forma
permanente la intensidad nominal para la que han sido
diseñados y podrán ser maniobrados en tensión, pero sin carga,
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excepto la capacitiva correspondiente a pequeños tramos de
embarrados.
Los seccionadores estarán diseñados para soportar
cortocircuitos con los valores de intensidad térmica y dinámica,
simultáneamente a la aplicación de los máximos esfuerzos en
bornes, incrementados con los debidos al viento sobre el
aparato, siendo en todo momento capaces de maniobrar de
forma segura.
Las cuchillas de los seccionadores deberán estar diseñadas de
forma que al efectuar la maniobra de las mismas, se rompa el
hielo que haya podido formarse tanto en los contactos como en
transmisiones.
Los movimientos de apertura y cierre, se efectuarán de forma
progresiva y continua, sin vibraciones excesivas, tanto al inicio
como al final del movimiento, así como en toda la extensión del
recorrido, independientemente de cuales sean las condiciones
ambientales.
Los enclavamientos del seccionador asegurarán la
permanencia en las posiciones extremas (abierto/cerrado), aún
en condiciones meteorológicas adversas.
Cuando se requieran cuchillas de puesta a tierra, el seccionador
incorporará enclavamientos mecánicos entre éstas y las
cuchillas principales.
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El fabricante definirá los pares mecánicos resistentes máximos
en el eje de transmisión de cada polo que aseguren la correcta
operación del aparato en las peores condiciones, y el ángulo de
giro que la operación exige.
El Cliente se reserva el derecho de realizar inspecciones
programadas y/o imprevistas durante el proceso de fabricación,
para verificar la calidad y características de los materiales
empleados, los métodos de fabricación y solicitar los
certificados de calidad de los materiales empleados.
Las distancias mínimas entre partes energizadas y tierra, como
también las separaciones entre fases deberán estar
determinadas por los niveles de BIL y voltaje a frecuencia
industrial (ver recomendaciones de la norma IEC 60071). Estas
distancias mínimas en el aire deberán ser entregadas con la
propuesta.
La base de los seccionadores deberá ser rígida. Las
perforaciones de sujeción a la estructura se definirán en la
etapa de aprobación de los planos.
El fabricante debe proporcionar todos los elementos necesarios
para montar el seccionador sobre su estructura, lo cual incluye:
piezas especiales de fijación o adaptación, pernos, tuercas,
arandelas planas, arandelas de presión, etc.
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1.2. Contactos.
Los contactos serán ajustables, de alta presión y preferentemente
auto limpiantes y diseñados de forma que la presión de contacto se
logre después del movimiento de cierre y desaparezca antes de
comenzar el movimiento de apertura.
Los elementos conductores de los contactos serán de cobre o de
aluminio. Cuando sean de cobre los contactos estarán plateados.
Todos los demás componentes de los contactos serán de material
inoxidable e inalterable a los agentes externos y se dispondrán de
forma que se evite la conducción de corriente a través de ellos. Se
diseñaran de forma que mantengan el nivel exigido de RIV.
1.3. Cuchil las principales.
Las cuchillas serán de aluminio o cobre, en este caso estará
plateado en las superficies de contacto, con sección y geometríaadecuada a las intensidades a conducir y a los esfuerzos mecánicos
a soportar. Su perfil será diseñado para mantener el RIV dentro del
nivel exigido.
La base giratoria de cada aislador debe incluir rodamientos u otro
sistema que asegure libre mantenimiento por períodos
prolongados.
Cuando el mecanismo de operación sea motorizado, se debe
permitir desacoplar completamente el sistema de accionamiento
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con las barras de transmisión, esto debe realizarse por un
mecanismo de desacople rápido que no incluya el uso de
herramientas para el operador con el fin de facilitar las labores de
mantenimiento y pruebas.
1.4. Contactares de los pantógrafos.
Los contracontactos de los seccionadores pantógrafos podrán ser
de tipo “trapecio” o de tipo “flexible”. Estos últimos serán regulables
en altura en un rango entre 700 mm y 1400 mm con relación al
embarrado y estarán compuestos por dos piezas de conexión al
embarrado, y dos anillos de cable de sección y longitud adecuadas
que conectarán el contacto fijo, formado por un tubo de diámetro
40-50 mm. La zona de contacto asignada y los esfuerzos de
reacción serán de acuerdo a la norma UNE-EN 60129.
1.5. Cuchil las de puesta a tierra.En los casos que lleven cuchillas de puesta a tierra, éstas se
conectarán al sistema de tierras de la subestación mediante una
conexión flexible de cobre de sección no inferior a 2x120 mm2 que
deberá ser suministrada junto con el seccionador.
Preferentemente, la disposición de las cuchillas de puesta a tierra
en posición de apertura quedará integrada en las dimensiones del
chasis principal evitándose prolongar este longitudinal o
transversalmente.
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1.6. Bornes.
Los bornes de alta tensión deberán ser de cobre plateado o aluminio
lisos. Los bornes de conexión deberán permanecer inmóviles
durante las operaciones de apertura y cierre del seccionador.
1.7. Aisladores.
Las columnas de los aisladores soporte deberán ser de porcelana
esmaltada, que cumpla con los niveles de aislamiento y línea de
fuga especificados (31 mm/kV para intemperie y 25 mm/kV para
montaje en interior).
El color de la porcelana será marrón cuando se trate de equipos a
montar en instalaciones existentes en las que sea éste el color del
resto de aisladores del parque y serán de color gris en aquellas
instalaciones nuevas que ya incorporen aislamiento tipo polimérico
en transformadores de medida e interruptores.
El sentido de giro de las columnas de accionamiento:
En seccionadores de 3 columnas la apertura será siempre
girando en sentido contrario a las agujas de un reloj, visto en
planta.
En seccionadores pantógrafos la apertura será siempre
girando la columna motriz en sentido contrario a las agujas
de un reloj, visto en planta.
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En las cuchillas de p.a.t. la apertura será siempre girando la
transmisión en sentido contrario a las agujas de un reloj, visto
en planta.
1.8. Bancadas de seccionadores rotativos y cajas de mecanismos
de Los pantógrafos.
Alojarán los elementos propios que aseguren una maniobra segura
de los seccionadores. Estarán galvanizadas por inmersión en
caliente. Dispondrán de sistema de enclavamiento de operación
entre las cuchillas principales y las de puesta a tierra, del cual se
suministrará información.
Igualmente se referirá el sistema empleado para el enclavamiento
del seccionador en sus posiciones extremas, que deberá evitar con
seguridad, una vez enclavado, el cambio de posición.
La bancada de cada uno de los polos de los seccionadores deberá
estar provista de un terminal de puesta a tierra de tornillo de métrica
12 o similar y para un cable de tierra de 120 mm2. Este punto
deberá marcarse con el símbolo de tierra en lugar visible. Este
símbolo irá sobre una placa de material inalterable a la oxidación,fijada por dos tornillos. En el caso de que a través de la bancada se
de tierra a las cuchillas de p. a. t., la bancada irá prevista, para la
conexión, de 2 cables de cobre de 120 mm2.
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tracción), constando del menor número posible de piezas, cambios
de giro, desplazamientos y mecanismos. Las cajas de transmisión
y el resto de las piezas (bielas, cambios de giro, cojinetes,
transmisiones, enlazamientos) se identificarán con los sentidos de
giro, indicando en todas ellas sus esfuerzos máximos admisibles.
En conjuntos trifásicos, se establecerán las distancias admisibles
máximas y mínimas entre polos que aseguren las características
técnicas asignadas y un correcto funcionamiento del sistema.
1.11. Accionamientos .
El mecanismo de accionamiento, tanto del seccionador principal
como del de tierra (cuando sea aplicable), debe ser diseñado de tal
modo que asegure la operación simultánea de los polos.
Este mecanismo debe ser suministrado completo, con todos sus
acoplamientos, engranajes, barras de accionamiento, etc., de modoque los seccionadores puedan ser operados cómodamente desde
el piso.
Con el objeto de asegurar la integridad del seccionador ante el caso
de fallas mecánicas propias, el mecanismo deberá tener un
embrague o un fusible mecánico que limite el esfuerzo máximo que
puedan transmitir las barras de accionamiento. En la etapa de
aprobación de planos, se definirá la ubicación de las cajas de
accionamiento de las cuchillas principales y de puesta a tierra.
Existirá un bloqueo que, ante falta de tensión en el circuito de
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accionamiento y consecuente detención del seccionador en
posición intermedia, impida la prosecución de dicha maniobra al
reponerse la tensión.
Los motores de accionamiento y sus auxiliares se instalarán en un
armario de mando en el cual se alojarán también los aparatos de
mando y control del mismo. Dicho armario estará situado
físicamente en el polo central y fijado la estructura soporte del
seccionador. El armario estará preparado para su instalación a la
intemperie, con un grado de protección IP-54.
El material de los armarios de los accionamientos será Acero
Inoxidable tipo AISI-304 o Aluminio. Toda la tornillería que se
emplee en los armarios de mando será de acero inoxidable.
Se definirán los tiempos de operación, así como los pares máximos
proporcionados por los accionamientos a las transmisiones y sus
ángulos de regulación o número de revoluciones de salida
definiendo los sentidos de giro.
El eje de salida del mando no debe realizar, en cada una de las
operaciones, apertura o cierre, un giro superior a los 360 grados,
disponiendo de topes mecánicos internos que fijen las posicionesfinales.
El inicio y final de la maniobra de apertura o cierre, deberá realizarse
de forma que no se produzcan movimientos o impactos bruscos que
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Contactores 110 V c.c. de cierre (CC) y apertura (CA)
enclavados eléctricamente entre sí.
Resistencia de caldeo, de tipo P.T.C. de potencia adecuada
para evitar condensaciones y humedades. Deberá estar
protegida mecánicamente contra choques o contactos
accidentales.
Interruptor con protección térmica para protección del motor.
Un contacto (NA) del interruptor se cableará directamente a
bornas para enclavamiento del circuito de maniobra de los
contactores y otro contacto (NC) estará cableado a bornas
en paralelo con un contacto de operación del relé térmico.
Conmutador local (L), remoto (R), bloqueo (B) y manual (M)
que realizará las siguientes funciones:
o Posición (R): Impedirá el mando local eléctrico y/o
manual.
o Posición (B): Impedirá el mando local y remoto.
o Posición (L): Impedirá el mando remoto y permitirá el
mando eléctrico a pie de aparato.
o Posición (M): Impedirá el mando eléctrico, bien
remoto bien local, y permitirá el mando manual a pie
de aparato.
Este conmutador tendrá cableadas a bornas las tres posiciones (L),
(R), (M) y (B).
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Botones pulsadores o dispositivo similar para accionamiento
eléctrico local.
Electroimán de enclavamiento de la operación manual que
impedirá la introducción de la manivela de accionamiento a
no ser que sea energizado, para lo cual será preciso accionar
un pulsador instalado en el mismo armario, o abrir la trampilla
de introducción de la manivela, actuando los contactos
asociados. Se sacará un contacto abierto y un contacto
cerrado de los mismos a bornas.
Contactos auxiliares de acuerdo a la secuencia de
funcionamiento en las cantidades siguientes:
Tipos de
contacto Descripción Cantidad
TIPO 1
Contacto CERRADO con seccionador
TOTALMENTE CERRADO y abierto en otro caso. 4
TIPO 2
Contacto CERRADO con seccionador
TOTALMENTE ABIERTO y abierto en otro caso. 4
TIPO 3
Contacto ABIERTO con seccionador
TOTALMENTE ABIERTO y cerrado en otro caso. 2
TIPO 4
Contacto ABIERTO con seccionador
TOTALMENTE CERRADO y cerrado en otro caso. 2
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1.12. Placa de características del accionamiento.
El mecanismo de accionamiento llevará una placa de
características de acero inoxidable o aluminio sujeta con dos
tornillos que, cumpliendo con las normas contendrá los siguientes
datos:
Nombre del fabricante.
Tipo de aparato.
Número de serie / Año de fabricación.
Grado de protección del armario (IP54).
Tensión de alimentación de las bobinas / potencia de las
bobinas.
Tensión de alimentación del motor / potencia del motor.
Tensión de alimentación de la calefacción / potencia de la
calefacción.
Esquema eléctrico.
1.13. Cableado.
El armario se suministrará totalmente cableado hasta regleta de
bornas terminales, para efectuar en ellas todas las conexiones
exteriores. Entre las regletas finales de bornas para conexión de los
cables exteriores y el fondo de armario se montará una canaleta
para llevar por la misma los cables del campo. Todo el cableado
interno debe estar ferrulado en ambos extremos.
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1.14. Repuestos.
El oferente deberá incluir un listado de los repuestos recomendados
para un período de cinco (5) años, así como todos aquellos
elementos que sean necesarios en la etapa de montaje y pruebas
de puesta en servicio.
1.15. Hoja de datos técnicos.
Para cada pedido se debe completar y particularizar la siguiente
hoja de datos técnicos.
2. Interruptores.
2.1. Objetivos.
La presente especificación técnica establece los requisitos
generales de fabricación, pruebas y transporte que deben
cumplir los aisladores, tanto de porcelana, vidrio y material
polimérico (compuestos); tipo Suspensión, Retención (Anclaje) yLine Post (Pilar); a ser suministrados a las empresas
distribuidoras del Grupo Endesa S.A. en Latinoamérica. Los
aisladores serán instalados en las redes aéreas de alta tensión de
las empresas distribuidoras del Grupo en Latinoamérica.
2.2. Normas aplicables.
Para el diseño, fabricación y pruebas, los aisladores así como
sus componentes, deberán cumplir con las prescripciones de la
última versión de las siguientes normas:
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Y IEC 60060 Pruebas técnicas de alta tensión. Parte 1.
Y IEC 60120 Medidas de los acoplamientos para rótula y
Y IEC 60471 Dimensiones de los acoplamientos de horquilla y
Y IEC 60071 Coordinación de la aislación. Parte 1: Definición,
Y IEC 60815 Guía para la elección de aisladores bajo
Y IEC 61109 Aisladores compuestos para líneas aéreas de corriente
alterna de tensión nominal su erior a 1 kV. Definiciones,Y IEC 61952 Aisladores para líneas aéreas. Aisladores poliméricos
com uestos ti o line ost ara sistemas a.c. con
Y IEC 60383 Aisladores para líneas aéreas de tensión nominal
su erior a 1 kV. Parte 1: Aisladores cerámicos o deY IEC 60507 Pruebas de contaminación artificial en aisladores de
Y IEC 61466 Elementos de cadenas de aisladores compuestos para
líneas aéreas de tensión nominal superior a 1 kV. Parte
Y IEC 60305 Aisladores para líneas aéreas de tensión nominal
su erior a 1 kV – Cadenas de aisladores cerámicos oY IEC 60720 Características de aisladores line post.Y ASTM A 153 Galvanización en caliente de herrajes de hierro y acero.
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2.3. Requerimientos de calidad
El proveedor deberá demostrar que tiene implementado y
funcionando en su fábrica un sistema de Garantía de Calidad con
programas y procedimientos documentados en manuales,
cumpliendo las siguientes normas:
ISO 9001: Sistemas de calidad - Modelo de garantía
de calidad en diseño, producción, instalación y servicio.
Además, idealmente deberá contar con la
siguiente certificación de gestión ambiental:
ISO 14001: Sistemas de gestión ambiental - Modelo de
mejoramiento continuo y prevención de la contaminación,
cumplimiento de la reglamentación ambiental.
El Cliente se reserva el derecho de verificar los procedimientos y
la documentación relativa a la fabricación de los aisladores, y el
fabricante se obliga a poner a su disposición estos antecedentes.
2.4. Sistemas de unidades.
Todas las cantidades consideradas en esta especificación
técnica están en unidades del Sistema Internacional (SI).
Todos los documentos, tanto de la propuesta como del contrato
de suministro, deben expresar las cantidades numéricas en
unidades del Sistema Internacional (SI). Si el oferente utiliza en
su oferta, folletos o dibujos, unidades en sistemas diferentes, debe
hacer las conversiones respectivas.
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2.5. Condic iones de servic io del sistema eléctrico.
2.5.1. Condiciones ambientales.
En general, los aisladores deberán operar
satisfactoriamente a la intemperie, bajo las siguientes
condiciones ambientales:
De acuerdo a la tabla anterior, los aisladores funcionarán
según las condiciones normales de servicio indicadas.
Deben tenerse en cuenta las siguientes consideraciones:
o Los equipos suministrados a Chilectra y Edelnor
deben cumplir con los requerimientos sísmicos
exigidos en la especificación E – SE – 010.
o Los equipos suministrados a Codensa deben
cumplir con los requerimientos sísmicos exigidos
en la norma colombiana NSR – 98.
2.5.2. Características generales de los sistemas eléctricos.
En la tabla siguiente se indican las características generales
de los sistemas eléctricos de alta tensión de las distintas
empresas distribuidoras.
2.6. Características constructivas.
2.6.1. Generales.
Todos los aisladores deberán cumplir con los requisitos
de las normas indicadas en el Capítulo 2; cumpliendo
además con las características particulares indicadas en
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esta especificación. Los oferentes deberán recomendar, en
forma sustentada, los períodos y tipo de mantenimiento
requeridos para el tipo de aislador ofrecido.
2.6.2. Material del aislador .
2.6.2.1. Aisladores de Porcelana y Vidr io
Los aisladores de porcelana deben fabricarse por
proceso húmedo. Toda la superficie expuesta de
los aisladores de porcelana debe cubrirse con un
vitrificado de tipo compresión duro, liso, brillante eimpermeable a la humedad; que le permita, por
medio del lavado natural de las aguas lluvias,
mantenerse fácilmente libre de polvo o
suciedades residuales ocasionadas por la
contaminación ambiental. La superficie total del
aislador, con excepción de la superficie de
quema, deberá estar esmaltada. La superficie total
deberá estar libre de imperfecciones.
La porcelana utilizada no tiene que presentar
porosidades; debiendo ser de alta resistencia
dieléctrica, elevada resistencia mecánica,químicamente inerte y elevado punto de fusión. En
caso que las distribuidoras soliciten aisladores de
tipo Line Post (Pilar) de porcelana, esta deberá ser
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del tipo aluminosa.
Serán rechazados los aisladores con fallas en el
vitrificado; independiente si estos han sido
retocados con esmalte, sometidos a una nueva
quema, o retocados con pintura. En caso que los
aisladores sean de vidrio, este deberá ser templado.
El vidrio utilizado en la fabricación de aisladores
será de preferencia de tipo sodio-calcio, recocido
o temperado, homogéneo e incoloro.
2.6.2.2. Aisladores Poliméricos.
Todos los aisladores poliméricos serán livianos,
resistentes a los actos de vandalismo e inmunes a
daños causados por agua, rayos ultravioletas o
radiación solar. Los aisladores deben presentar
aletas de diseño aerodinámico, que faciliten su auto
limpieza por el viento y lluvia.
Se preferirán aquellos aisladores que sean de
goma de silicona de alta performance. No se
aceptarán polímeros de EPDM (Ethylene Pylene
Termolyner) o combinaciones de EPDM con
silicona.
Sólo en aquellos casos en que se indique
explícitamente, para zonas de alta contaminación
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salina, el aislador será con línea de fuga protegida;
tal que inhiba el ingreso de contaminación.
2.7. Composición de los aisladores
Los aisladores de tipo Line Post, suspensión y retención poliméricos
estarán formados por:
Núcleo resistente dieléctrico de fibra de vidrio
Recubrimiento polimérico aislante del núcleo
Campanas aislantes
Acoples metálicos de los aisladores
Herrajes y grapas
2.8. Núcleo Resistente Dieléctrico de Fibra de Vidrio .
Este núcleo transmite los esfuerzos mecánicos producidos por los
conductores y proporciona el necesario aislamiento eléctrico.
El núcleo terminado deberá ser resistente al ataque ácido ehidrólisis, para evitar el ingreso de humedad y provocar su rotura
por corrosión. En sus extremos dispondrá de los herrajes de
sujeción que se indican más adelante.
El núcleo deberá estar constituido por fibras de vidrio dispuestas
dentro de una resina epóxica y resistente a la hidrólisis, de tal forma
que se obtenga máxima resistencia a la tensión mecánica y
eléctrica. La distribución de las fibras de vidrio, en la sección
transversal del núcleo, deberá ser uniforme, libre de vacíos y de
sustancias extrañas.
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2.9. Recubrimiento Polimérico Aislante del Núcleo.
Alrededor del núcleo de fibra de vidrio deberá haber un
recubrimiento de aislante en goma de silicona, de una sola pieza,
sin juntas ni costuras. Este recubrimiento deberá ser uniforme
alrededor de la circunferencia del núcleo, en toda la longitud del
aislador, formando una superficie hidrófuga protectora, aún bajo
condiciones de contaminación severa, que no se degrade en largos
períodos de tiempo.
El recubrimiento aislante estará firmemente unido al núcleo de fibra
de vidrio, y deberá ser suave y libre de imperfecciones. La
resistencia de las interfaces entre el recubrimiento y el cilindro de
fibra de vidrio será mayor que la resistencia al desgarramiento del
recubrimiento del núcleo.
2.10. Campanas Aislantes.
Las campanas aislantes serán construidas de goma de silicona,
moldeadas bajo presión y estarán firmemente unidas a la
cubierta del núcleo, por un procedimiento donde el fabricante
asegure que la resistencia entre las campanas y el recubrimiento
polimérico del núcleo, sea mayor que la resistencia al
desgarramiento del material aislante.
Las campanas serán suaves y libres de imperfecciones;
resistentes a la contaminación; buena resistencia a la formación
de caminos de descarga superficial de banda seca (tracking),
la erosión, la temperatura, inflamabilidad y la acción de la
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radiación ultravioleta.
Los aisladores serán de color gris o azul. El diseño será simétrico
al eje transversal. La cantidad y diámetro de las campanas serán
los adecuados para garantizar los valores eléctricos solicitados
en el Anexo de Características Técnicas Garantizadas.
Finalmente, el ensamble completo constituirá una unidad
totalmente sellada.
Los tipos de goma a utilizar serán, con aditivos de relleno
totalmente libre de EPDM o de otros cauchos orgánicos.
Los tipos de goma de silicona a utilizar serán:
HTV: Un componente de goma de silicona sólida con
vulcanización a elevada temperatura (200 °C
aproximadamente).
LSR: Dos componentes de goma de silicona líquida
que se mezclan y vulcanizan a elevada temperatura
(entre 100 y 200 °C).
2.11. Acoples Metálicos de los A isladores.
Los acoples metálicos de los extremos, los cuales transmiten los
esfuerzos mecánicos del conductor a un extremo del núcleo y del
otro extremo del núcleo al apoyo, deberán ser de acero forjado y
galvanizados en caliente de acuerdo con las normas ASTM A153,
para herrajes (ferretería).
Los acoples deberán estar conectadas al núcleo por medio del
método de múltiple compresión radial, mínimo seis puntos, o por
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un sistema de relleno y sección cónica, de tal modo que asegure
una distribución uniforme de la carga mecánica, alrededor de la
circunferencia del núcleo de fibra de vidrio.
Otros tipos de sellos propuestos por los fabricantes, deberán ser
aprobados por el cliente.
El material y los métodos usados en la fabricación del herraje de
extremo deben ser seleccionados para proveer apropiada
resistencia y ductilidad. El forjado será uniforme en calidad y sin
bordes o aristas. Los forjados deberán estar libres de grietas,
bolsas de contracción, escamas, rajaduras producidas por el
calor, costuras, costras, incrustaciones, fisuras, etc.
2.12. Otros herrajes y grapas.
Los aisladores expuestos a zonas de alta contaminación, según
la sección 5.1 deben ser adecuadamente protegidos contra
corrosión por zincado según la norma ASTM A153.
2.12.1. Herrajes normalizados
2.12.1.1. Herrajes para Aisladores de Suspensión y
Retención.
El acoplamiento utilizado para los aisladores de
suspensión y retención será ball and socket, elcual se indica en la Figura 1. Las dimensiones del
acoplamiento serán según IEC 60120.
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Acoplamiento tipo Bal l and Socket (IEC 60120).
En aisladores poliméricos, el acoplamiento del
extremo superior podrá ser Y-clevis, el cual se
indica en la Figura 2. Las dimensiones serán
según IEC-61446-1, Anexo C.
Acoplamiento tipoY-clevis (IEC 61446-1)
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Acoplamiento tipo base rígida hacia el lado de la estructura.
Acoplamiento tipo base flexible hacia el lado de la estructura
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2.13. Anil los equipotenciales
Los aisladores de suspensión y retención poliméricos para
operación a partir de 220 kV deberán ser diseñados con
dispositivos reguladores o repartidores del gradiente de potencial,
conectados a los extremos metálicos del aislador próximo al
conductor.
El número de anillos por aislador, su tamaño y su ubicación
deberán ser determinados por el fabricante para evitar el arqueo
de banda seca en la proximidad de los herrajes, y prevenir la
formación de efecto corona en los herrajes. El fabricante deberá
adjuntar el sustento y justificación de uso de estos elementos.
El diseño de los herrajes y los anillos equipotenciales de los
aisladores será tal que el anillo se pueda instalar solamente en
la posición determinada por el fabricante, sin posibilidad de
instalación en otra posición. Alternativamente, los herrajes o los
anillos deberán estar claramente marcados mostrando la
correcta ubicación y orientación del anillo equipotencial.
Los anillos equipotenciales deberán estar diseñados para
efectuar su instalación y remoción con herramientas para
trabajos con la línea energizada, sin necesidad de desarmar
ninguna otra parte del conjunto aislante.
2.14. Aisladores poliméricos normalizados.
La longitud total del aislador L debe ser especificada por el
fabricante en su oferta técnica. Eventualmente, la distribuidora
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podrá especificar la longitud del aislador polimérico, en caso
que se requieran para reemplazo en lineas existentes.
El diámetro máximo de las campanas del aislador D se especificará
según la norma IEC 61466-2. Ambas dimensiones se definen en la
Figura 7.
2.14.1. Aisladores poliméricos de suspensión/retención
con acoplamiento socket-ball.
Para identificar al aislador polimérico de
suspensión/retención con terminales Socket-Ball, sedefinirán sus características según las normas IEC 61466-1
e IEC 61466-2.
Su nomenclatura consta de las letras CS, las cuales
designan a los aisladores poliméricos, seguidas de un
número que indica la carga mecánica nominal (CMN)
expresada en kN. A continuación van dos letras: la primera
expresa el tipo acoplamiento del extremo del aislador
próximo a la estructura (apoyo), y la segunda letra indica el
tipo de acoplamiento del extremo próximo al conductor. El
significado de estas letras es:
S: Acoplamiento de rótula (Socket)
B: Acoplamiento de bola (Ball)
Las dimensiones del acoplamiento tipo Ball and Socket se
especifican en la norma IEC 60120.
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Aislador polimérico suspensión/retención.
3. Criterios básicos de protección.
El objetivo principal del sistema de protección es proporcionar, en forma
rápida, el aislamiento de un área de falla en el sistema y de éste modo,
poder mantener en funcionamiento la mayor parte del sistema eléctrico
restante.
El término “Protección” no implica que el equipo de protección pueda
“prevenir ” fallas o deficiencias de los equipos. Los equipos de protección
sólo se ponen en funcionamiento “después que haya ocurrido una
condición insostenible”. Sin embargo su función es minimizar los daños
a equipos fallados, reducir el tiempo y costo de interrupción así como el de
reparación y problemas afines que pudieran ocurrir.
La protección del sistema y de los equipos es muy importante, en vista que
una falla puede dejar sin suministro un área entera. Además de poner en
riesgo la estabilidad del sistema de potencia. Afortunadamente, los
diseñadores de equipos de subestaciones y líneas han tomado muy en
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serio éste tipo de fallas, por lo que una falla está considerada
estadísticamente como una situación bastante improbable.
Esta protección debe tener como característica principal la estabilidad y
rapidez por tener las potencias de cortocircuito la posibilidad de alcanzar
valores de decenas de MVA, incluso para fallas monofásicas.
En éstas condiciones, las posibilidades de actuaciones incorrectas por el
fenómeno de saturación de los transformadores de medida aumentan
considerablemente, además de añadirse la aparición de la componente
asimétrica, que puede ser muy importante ya que en éstas redes suelen
obtenerse X/R considerables.
Para establecer los criterios de ajuste y coordinación de la protección se
debe considerar lo siguiente:
Sensibilidad: Según esta característica, el relé debe detectar y operar
con pequeñas señales.
Selectividad: Cuando en un sistema se presenta una falla, debe
operar la protección más cercana a la falla, sin cortar la energía que
alimenta otras áreas del sistema, seleccionando los interruptores
necesarios que liberan la falla.
Velocidad: La característica de velocidad es fundamental para
disminuir al máximo los daños en la zona de falla y además evitar que
el sistema salga de sincronismo. La velocidad depende de la magnitud
de la falla y de la coordinación con otras protecciones.
Confiabilidad: La confiabilidad junto con la velocidad son muy
importantes, pues un relé debe ser muy rápido y en un momento crítico
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puede fallar, por lo cual de nada serviría. Por esto, deben tener un
buen mantenimiento, estar bien ajustados y en general ofrecer la
seguridad que no van a fallar cuando más se necesite su operación.
Seguridad: Para que no operen en condiciones que no represente
una falla, o para que no saque de servicio una determinada zona
cuando la falla no es en dicha zona.
Precio: El precio de una protección es un factor poco importante, se
si compara con el costo del resto de los equipos de una instalación,
por lo que debe tratar de adquirirse la mejor calidad posible.
3.1. Componentes de un sistema de protección
La protección de un equipo eléctrico puede ser tan simple como un fusible
o tan compleja como los modernos relés de tipo numérico, que hacen uso
de enlaces de radio, microondas o fibra óptica para transmitir la
información de un punto a otro. Por esta razón, una definición de Sistema
de Protecciones debe ser lo suficientemente amplia como para incluirlas
a todas.
Un sistema de protecciones es el conjunto de elementos y de sus
circuitos de control asociados que se encuentran interconectados
dependientes entre sí, cuya función es proteger a un equipo o a un
conjunto de equipos. Este conjunto de elementos operará bajo
condiciones predeterminadas, usualmente anormales, desconectando
un elemento de la red eléctrica o emitiendo una señal o ambas cosas.
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Bajo la perspectiva de esta definición, los componentes de un sistema de
protecciones, tal como se muestra
Protección físicamente diferentes (protección primaria y secundaria), los
cuales deben operar de manera independiente uno del otro y contar con
baterías de alimentación diferentes.
Componentes de un sistema de protección
3.2. Reles de protección
Son los elementos que reciben la información de los transformadores de
medida y que son capaces de discriminar entre una condición normal y
anormal. Cuando el relé detecta una condición anormal inicia su acción
(“opera”), generalmente a través de contactos que se cierran o se abren
y que, en forma directa o indirecta, habilitan los circuitos de apertura o
desenganche de los interruptores de potencia.
3.3. Circuitos de control
Conjunto de elementos que interconectan los transformadores de
medida, relés de protección y los interruptores de potencia. Entre estos
elementos se puede mencionar: cables de control, regletas de
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transformadores de Corriente Cargas según norma ANSI C57.13 Definidas a 5
Amp erios , 60 Hertz
Nombre VA Impedancia Factor de Potencia Servicio Preferente
B0.1 2.5 0.1 ohmios 0.9 Medición
B0.2 5 0.2 ohmios 0.9 Medición
B0.5 12.5 0.5 ohmios 0.9 Medición
B0.9 22.5 0.9 ohmios 0.9 Medición
B1.0 25 1.0 ohmios 0.5 Protección
B1.8 45 1.8 ohmios 0.9 Medición
B2.0 50 2.0 ohmios 0.5 Protección
B4.0 100 4.0 ohmios 0.5 Protección
B8.0 200 8.0 ohmios 0.5 Protección
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.
3.4.2. Transformadores de potencial (TP)
Su función principal es la de transformar el voltaje real en un
voltaje adecuado para la alimentación de los equipos de medida y
protección del sistema de potencia en condiciones normales de
uso, la tensión en el secundario es prácticamente proporcional a
la primaria y desfasada, en relación con la misma, un ángulo
aproximo a cero para un sentido apropiado de las conexiones. En
la Figura se observa la representación de un transformador depotencial
Transformador de potencial
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TP ANSI C57.13
Transformadores de Potencial Cargas según norma ANSI C57.13Definidas a 120 Voltios, 60 Hertz
Nombre VA Impedancia Factor dePotencia
ServicioPreferente
W 12.5 1152 ohmios 0.10 MediciónX 25 576 ohmios 0.70 MediciónM 35 411 ohmios 0.20 MediciónY 75 192 ohmios 0.85 MediciónZ 200 72 ohmios 0.85 ProtecciónZZ 400 36 ohmios 0.85 Medición
3.5. Zonificación de protección.
Para definir la protección el sistema eléctrico en estudio se divide en
zonas, que puedan ser protegidas por equipos apropiados (interruptores,
transformadores, etc.) y cuyas zonas pueden ser desconectadas de la
red en un tiempo muy corto, causando la mínima anormalidad en la parte
del sistema que permanece en servicio.
Zona de protección
3.6. Protección Principal
Este criterio se refiere a la propiedad del sistema de protección para
mostrarse insensibles a las condiciones normales de carga y para
condiciones de fallas extremas a las zonas previamente definidas.
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Los relés de protección principal, son aquellos que deben operar tan
pronto ocurre la falla, ordenando la apertura del mínimo número de
interruptores en el menor tiempo posible al establecerse esta protección
se establecen zonas de protección alrededor de cada elemento del
sistema con el fin de abrir todos los interruptores que están asociados a
esa zona si una falla ocurre dentro de ella, es la primera protección que
tiene que actuar.
Lo ideal sería despejar cualquier falla con protecciones principales ya que
se interrumpe la falla a la mayor velocidad posible, desconectando una
porción mínima del sistema de potencia. La protección de respaldo es
lenta (temporizada) y desconecta en algunos casos una porción mayor
del sistema de potencia que la protección principal. Sin embargo, hay
muchas causas que pueden hacer que un cortocircuito no pueda ser
despejado en protección principal y por lo tanto, se necesita tener una
segunda línea de defensa. Algunas de estas causas son:
Desperfectos de los relés o error en su diseño.
Avería en el mecanismo de apertura del interruptor.
Avería en el interruptor propiamente dicho. El interruptor abre pero
es incapaz de interrumpir la corriente de cortocircuito.
Falta de continuidad en los circuitos de control.
Falta de continuidad en los transformadores de medida de los relés.
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3.7. Protección secundaria.
Este dispositivo de protección tiene características de respuesta y
funciones similares o inferiores a las de la protección primaria, puede
actuar igual que esta, tanto en tiempo como alcance, pero su función
principal es servir de apoyo cuando la protección primaria esta fuera de
servicio.
3.8. Protección de respaldo
Es el dispositivo de protección que interviene sólo cuando no actúan las
protecciones primarias y secundarias. Puede ser seleccionada con unas
características de respuesta y funciones similares, diferentes o inferiores
a las protecciones primarias y secundarias. Pueden estar en una misma
ubicación o en la zona de protección siguiente.
Estas protecciones se clasifican como Locales cuando se hallan en la
misma zona que la protección principal, también se conocen como
Secundarias cuando están asociadas al mismo interruptor que la
protección principal. Cuando la protección de respaldo está ubicada en
otra dependencia se califica como Remota.
3.9. Protección Falla Interruptor
Como parte de la protección de respaldo local hoy en día es común
utilizar una protección denominada FALLA INTERRUPTOR, (breaker
failure) para desconectar por medio de un envío de disparo transferido
directo (DTD) todos los interruptores que alimenten la falla en caso de
que el primer interruptor llamado a despejarla no pueda hacerlo.
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En los sistemas de alta tensión es indispensable que cualquier falla sea
despejada en un tiempo muy breve para evitar daños y para preservar la
estabilidad del sistema de potencia. Para lograr este objetivo se duplican
las protecciones primarias y secundarias, se utilizan núcleos secundarios
por separados en los transformadores de medida, contactores de disparo
y baterías de control
Esquema de protección de un interruptor
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BIBLIOGRAFÍA
[1.] Rodolfo Dufo Lopez “ Trabajos y maniobras en alta tensión” Ediciones
Paraninfo 2012
[2.] Jose Mestre Rovira “ Al ta tensión: segur idad en trabajos y maniobras en
centros de transformacion”
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