ELEMENTOS DE UNA RED DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA

ELEMENTOS DE LA RED

Fundamentos básicos de Los elementos que conforman un Sistemas de Distribución

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ÍNDICE GENERALIDADES DE LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN

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POSTES poste Tipos de Tratamiento de los postes Postes concreto de Longitud dureza y de los postes

4 4 5 5 6

Profundidad

7

CRUCETAS

14 14

Puntales

AISLADORES Materialesutilizadosparaaisladores Aisladores tipo espiga Espigas para aisladores Aisladores de suspensión Aisladores tensión de Aislador carrete de Aisladores de sujeción

17 17 18 21 24 26 27 28

RETENIDAS Fijaciónderetenidasalposteyaislamiento Fijacióndecablederetenidaalavarilladeancla Anclas

30 31 35 37

CORTACIRCUITOS Elección de fusibles de distribución Importanciadeloscortacircuitos Cortacircuito tipo cajón Cortacircuito tipo abierto

40 40 42 43 44

PARARRAYOS Pararrayo tipo válvula Pararrayo tipo expulsión

48 50 51

CAPACITORES

52

REGULADORES

56

RECERRADORES Tipos recerradores de Tiposdecontrolderecerradores

INTERRUPTORES Y CUCHILLAS

59 60 61

62 2

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Interruptores vs cuchillas Interruptores automáticos

64 66

CONDUCTORES

67 69

Selección Conductores forrados Códigodeloscablesconaislamiento

73 73

TRANSFORMADORES placa Datos de Clasificacióndelostransformadores Terminales bujes o (bushings) Cambiadordederivaciones(tapchanger) Montajedetransformadoresconvencionales Polaridaddelostransformadores Conexión de transformadores

REDES DE DISTRIBUCIÓN SUBTERRÁNEAS Seleccióndelconductorparaelsistema Partes de un cable subterráneo Aislamientodecablessubterráneos Tipos terreno de Cablesdirectamenteenterrados Cables enterrados enductos Reglas generales para la instalación de conductores en ductos Cámaras (manholes) Empalmes Transiciones ANEXO BIBLIOGRAFÍA

77 80 81 83 84 86 87 89

94 97 98 100 101 101 102 103 105 109 115 118 130

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GENERALIDADES DE LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN Las partes principales de un sistema aéreo son esencialmente: Postes: que pueden ser de madera, concreto o metálicos y sus características de peso, longitud y resistencia a la rotura son determinadas por el tipo de construcción de los circuitos. Son utilizados para sistemas urbanos postes de concreto de 14, 12 y 11 metros con resistencia de rotura de 1050, 750 y 510 kg respectivamente. Conductores: son utilizados para circuitos primarios el Aluminio y el ACSR desnudos. Estos circ uitos son de 1, 2, 3 y 4 hilos con neutro puesto a tierra. Paralelo a estos circuitos van los conductores de alumbrado público. Crucetas: se utilizan crucetas de madera tratada o de ángulo de hierro galvanizado para 13.2 kV. y 11.4 kV. con diagonales en varilla o de ángulo de hierro (puntales). Aisladores: Son de tipo ANSI 55.5 para media tensi ón (espiga y disco) y ANSI 53.3 para baja tensión (carretes). Herrajes: todos los herrajes utilizados en redes aéreas de baja y mediana tensión son de acero galvanizado. (grapas, varillas de anclaje, tornillos de máquina, collarines, espigas, etc.). Equipos de seccionamiento: el seccionamiento se efectúa con cortacircuitos y seccionadores monopolares para operar sin carga (100 A - 200 A). Transformadores y protecciones: se emplean transformadores monofásicos ·

·

·

·

·

·

·

con los siguie ntes valores de potencia o nominales: 25 - 37.5 - 50 - 75 kVA y para transformadores trifásicos de 112.5 a 1500 kVA protegidos por cortacircuitos, fusible y pararrayos tipo válvula.

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POSTES

TIPOS DE POSTE: 1- MADERA 2- HORMIGÓN 3- ACERO Figura 1. Postes de madera

1. Postes de Pino: Liviano, fuerte, no tan durable como el cedro, mayor tendencia a deteriorarse en la pata (en comparación con el pino y el castaño). 2. Postes de Cedro: Liviano, fuerte y durable. 3. Postes de almendro: extremadamente fuerte y durable, tiende a encorvarse. 4. También hay postes de Roble y de Haya. En general los postes de madera tienen la ventaja de ser más livianos y flexibles que los de hormigón, pero debido a la humedad y las propiedades del suelo tienden a crear cierto hongo que crece a lo interno del poste haciendo que este pierda parte de sus fibras internas (podrirse).

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TRATAMIENTO DE LOS POSTES Ante el hecho de que los postes de madera tienden a podrirse, los mismos suelen ser tratados para reducir el decaimiento de la durabilidad del poste, por lo general se trata la base del poste ya que es la más susceptible al deterioro. Tratamiento A: consiste en sumergir continuamente el poste en Carbolineum caliente (un derivado del alquitrán) por intervalos mínimos de 15 minutos. Tratamiento B: consiste en sumergir el poste continuamente en creosote frío (derivado del petróleo) por intervalos mínimos de 4 horas. En ambos tratamientos se sumerge la parte inferior del poste hasta 1.5 pies sobre la línea de tierra. Figura 2. Comparación entre el periodo de vida de postes de madera tratados y no tratados

POSTES DE CONCRETO Los postes de concreto reforzado son más durables y también más caros y son bastante pesados, sin embargo la vida útil de los mismos es prácticamente ilimitada. Un buen poste de concreto reforzado puede fallar, pero no debería caer al suelo. Los postes de concreto son clasificados según la carga horizontal (tensión) que pueden soportar a dos pies de la parte superior de la siguiente forma:

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LONGITUD Y DUREZA DE LOS POSTES El tamaño de los postes a utilizar depende de las distancias de seguridad que se requieren con respecto al suelo (dependiendo del nivel de voltaje), la cantidad de crucetas que llevara, así como otros equipos que llevara el poste (cuchillas, interruptores transformadores etc.), los postes vienen en longitudes estándar de 25 a 90 pies con aumentos graduales de 5 pies (25, 30, 35, 40 etc.). La dureza del poste estará determinada por los equipos que llevara, así como de las fuerzas del viento que actuaran sobre el mismo. Otro aspecto importante al momento de determinar la dureza que requiere el poste es el punto en el cual estarán anclados los cables (el torque producido por la tensión de los cables varia, haciéndose mayor mientras más sea la altura a la que se anclan).

Figura 3. Efecto de la ubicación de los cables en el poste Otro aspecto que tiende a ladear y quebrar los postes es el peso de los conductores, el espaciamiento que existe entre los postes divide el peso de los mismos entre los postes que sostienen el tramo de conductor, sin embargo si la distribución no es uniforme puede darse el caso de que exista más peso de un extremo, como se aprecia en la figura 3, en los postes del medio la distribución del peso no es igual en ambos extremos (de un lado el vano es largo y del otro corto). Para contrarrestar estas diferencias en peso y tensión se deben utilizar retenidas.

Figura 4. Distribución no uniforme de los postes 7

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PROFUNDIDAD Las condiciones del terreno, el tamaño del poste, el peso y las tensiones que soportara el poste son los factores más importantes al momento de determinar la profundidad a la que será enterrado el mismo, en casos generales se sigue la regla del “10%+2”, lo que significa que el poste debe estar enterrado un 10% de su longitud más 2 pies. TABLA 4 PROFUNDIDAD APROXIMADA A LA QUE DEBEN ENTERRARSE LOS POSTES

Los postes tienden a ir reduciendo su grosor desde la base a la punta, este es un aspecto a tener en cuenta al momento de escoger un poste, ya que dos postes pueden tener la misma longitud pero diferente grosor en la base (y decaimiento del grosor) ante esto se han establecido diferentes “clases” de postes para indicar la dureza del poste en relación al grosor del poste en la base y en el extremo superior, estas clases se expresan en números del 1 al 10(para postes de madera) y en letras de la A hasta la E (para postes de hormigón). A continuación se presentas las tablas con las dimensiones estándar de los postes de madera y de hormigón (para describir un poste, se debe especificar el material del que está hecho, el tamaño del mismo y la clase.

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TABLA 1. DIMENSIONES ESTÁNDAR DE LOS POSTES DE MADERA

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TABLA 2. PESO SOPORTADO POR POSTES DE MADERA

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TABLA 3. DIMENSIONES Y DUREZA DE LOS POSTES DE CONCRETO (ORIFICIO REDONDO)

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Figura 5. Postes de concreto de orificio redondo

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Figura 6. Poste de concreto de orificio cuadrado

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CRUCETAS La madera que usualmente se utiliza para las crucetas es de abeto debido a su durabilidad, pino amarillo de hoja larga y pino noruego también son utilizadas. Para dar la especificación más clara del tipo de cruceta que se desea lo mejor es hacer un bosquejo como el de la figura 7 e indicar las dimensiones solicitadas. Figura 7. Cruceta de madera

La parte superior de la cruceta es un tanto redondeada para que la lluvia se escurra más fácilmente (dándole mayor tiempo de vida a la cruceta) Figura 8 vistas de una cruceta de madera, (a) parte superior redondeada, (b) vista de perfil de la cruceta.

(a)

(b)

Por lo general las crucetas tiene un espacio de 30 pulgadas entres los pines más próximos al centro (esta es la distancia C en la figura 7). Este espacio proporciona una distancia bastante segura para los trabajadores que tengan que treparse al poste. La sección transversal de la crucetas de madera usualmente es de 3.5 X 4.5 pulgadas, la longitud depende de la cantidad de pines, las crucetas para distribución más comunes son de 4, 6 y 8 pines (ver figura 9).

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Figura 9. Dimensiones más comunes para crucetas.

Las crucetas de madera por lo general son tratadas con preservativo para la madera o se dejan curar naturalmente por lo menos durante 3 meses y después se les pasan dos capas de pintura. Cuando se tienen cargas de tensión bastantes grandes (con en remates, o en ángulos pronunciados) se utilizan dos crucetas, una de cada lado del poste, conocidas como doble-crucetas, (ver figura 8 b).

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Figura 10. Vistas de la configuración Doble cruceta PUNTALES Las abrazaderas tienen la función de brindar soporte y estabilidad a las crucetas, se unen a ellas en la parte inferior, en ambos extremos (o en uno solo en el caso de crucetas instaladas de forma excéntrica) por medio de pernos de 4.5 pulgadas, ver figura 11.

. Figura 11. Cruceta Sencilla

Figura 12. Puntales estándar

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AISLADORES

Los aisladores son utilizados para aislar, valga la redundancia, los cables conductores de electricidad del resto de la estructura montada en el poste. Los aisladores se pueden clasificar en diferentes tipos, entre ellos tenemos: 1. Espiga 2. Tensión Suspensión 3. 4. Carrete 5. Sujeción Los aisladores tipo espiga y suspensión son los que principalmente se utilizan para aislar los cables primarios, los aisladores de carrete y de sujeción son utilizados principalmente para aislar cables secundarios y los de tensión se utilizan en retenidas. MATERIALES UTILIZADOS PARA AISLADORES Los aisladores principalmente están hechos de vidrio, porcelana y también los ha poliméricos. Para determinar qué tipo de aislador se debe considerar la resistencia mecánica, las propiedades eléctricas del material y el costo. Aisladores de vidrio: Están fabricados por una mezcla de arena silícea y de arena calcárea. El material es más barato que la porcelana; son buenos para aplicaciones con voltajes no muy elevados, los principales problemas de este tipo de aisladores son su fragilidad (hay que tener cuidado en su manejo e instalación para que no se quiebren) y no pueden resistir grandes diferencias de temperatura (se quiebran o astillan a temperaturas muy bajas o muy altas). Aisladores de porcelana: la porcelana es una pasta de arcilla, caolín, cuarzo o alúmina se le da forma, y por horneado se obtiene una cerámica de uso eléctrico. Su estructura debe ser homogénea y para dificultar las adherencias de la humedad y polvo, la superficie exterior está recubierta por una capa de esmalte. La porcelana puede resistir una gran carga de compresión, pero se parte fácilmente ante las cargas de tensión (ver fig ura 13), es por ello que se debe tene r mucho cuidado en que las fuerzas que actúan en los aisladores de porcelana tengan un efecto de compresión y no de tensión.

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Figura 13. Efectos de las fuerzas de compresión y tensión sobre aisladores de porcelana. Algunas de las desventajas de los aisladores de porcelana en relación a los poliméricos es su relación de peso-resistencia (para aumentar un poco su resistencia hay que aumentar mucho más su peso). Una ventaja es el hecho de que los aisladores de porcelana no requieren mayor limpieza y el agua que cae sobre ellos se desliza a través de su superficie sin inconvenientes, mientras que en los poliméricos el polvo, salitre, y otras partículas de contaminación se pueden quedar en la superficie del aislador lo que puede propiciar los efectos de fogonazos (esto se puede evitar al agregar otras capas poliméricas). TABLA 4 VENTAJA RELATIVA AL PESO DE LOS AISLADORES POLIMÉRICOS

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Aisladores poliméricos: en general los aisladores poliméricos pueden reemplazar cualquier aisladores de porcelana, sus características eléctricas son similares, mecánicamente también, excepto que la porcelana debe estar siempre en compresión mientras que los aisladores poliméricos pueden resistir tanto la tensión como la compresión. Aunque económicamente los costos de los materiales poliméricos son bastante similares a los de porcelana, pero la facilidad en el manejo de los mismos es una gran ventaja. Como se menciono arriba (al comentar sobre los aisladores de porcelana), cuando un aislador se moja, especialmente en lugares con contaminación, corrientes de fuga corren a través de la superficie; si estas corrientes son lo suficientemente altas puede que se den fogonazos. Para evitar estas corrientes de fuga el aislador debe mantener la mayor resistencia posible entre los elementos de soporte y las partes energizadas, en este sentido el aislador de porcelana ofrece una ventaja, al tiempo que reduce las pérdidas de energía, como se muestra en la tabla 5. TABLA 5. VENTAJA DE LOS AISLADORES POLIMÉRICOS CON RELACIÓN A LA REDUCCIÓN DE PÉRDIDAS DE ENERGÍA

En términos generales los aisladores poliméricos ofrecen muchas ventajas sobre los aisladores de porcelana, poco a poco se deberá ir reemplazando los mismos.

Figura 14. Aisladores poliméricos 19

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AISLADORES TIPO ES PIGA Los aisladores tipo espiga están diseñados para ser instalados en espigas (pines) que son instalados en crucetas o en la cabeza de los postes (en configuraciones monofásicas). Los aisladores son atornillados en la espiga y posteriormente se instala coloca el conductor en este (sujetado mediante alambre de amarre).

Este tipo de aisladores son construidos como una pieza solida, en su parte superior tienen una ranura en donde se posa el conductor y en su interior tienen bandas de rodadura para atornillarlo a la espiga, ver figura 15.

Figura 15. Aislador tipo espiga

Los aisladores tipo espiga están hechos con diferentes formas y contornos para cumplir con sus funciones. Para voltajes relativamente bajos los aisladores tienen una ranura en la parte superior, para voltajes medios tiene dos ranuras (en la parte superior y en los extremos), para voltajes elevados los aisladores se hacen más fuertes y más largos ya que el espaciamiento requerido es mayor, su construcción se diferencia en el hecho de que contienen dos o tres piezas de porcelana unidas las cuales se conocen como faldas, para mayor referencia ver figura 16.

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Figura 16. Dimensiones de aisladores espiga ESPIGAS PARA AISLADORES Las espigas para aisladores están hechas de madera, acero, o ambos. Los de madera están hechos de roble o algarrobo. La ventaja de las espigas de acero está en que son más fuertes y que para insertarlos en las crucetas de madera se requiere un agujero más pequeño (lo que afecta menos la cruceta). Como es de esperarse las espigas de madera son mucho más baratas que las hechas de acero, en los casos en los cuales se requiere mayor fortaleza de lo que puede brindar una espiga de madera, pero no se desea incurrir en los costos de una de madera, se utiliza la combinación de ambas.

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Figura 17. Espiga para crucetas y aislador instalado en ella.

Figura 18. Espigas para crucetas, I de acero, II con abrazadera, III de madera, IV dimensiones estándar, V adaptador. 22

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Tal como se aprecia en la figura 18 II, las espigas con abrazadera tiene la ventaja de que pueden ser utilizadas en crucetas y no se requieren orificios en la misma, por lo que no se debilita la misma. Así mismo en la figura 18 IV se pueden apreciar las dimensiones de las espigas de madera deben tenerse en consideración ya que a diferencia de las de acero que tienen una tuerca de ajuste en la parte inferior. Las de madera deben tener un ajuste con la cruceta ya que deben encajar perfectamente en ellas, a continuación se presentan tanto la tabla 6, como la figura 19 con las dimensiones más comunes para espigas de madera. TABLA 6 DIMENSIONES ESPIGAS DE MADERA, REFIÉRASE A FIGURA 19

Figura 19. Dimensiones de una espiga de madera

Las espigas de madera son insertadas en las crucetas y posteriormente clavadas para asegurar una unión fija, el clavo no debe ser martillado hasta que quede en la superficie, debe dejarse suficiente espacio para que pueda ser retirado rápidamente con un alicate en caso de ser necesario. 23

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Figura 20. Inserción de espigas de madera en crucetas AISLADORES DE SUSPENSIÓN Los aisladores de suspensión son utilizados para que los cables cuelguen del aislador instalado en la parte frontal de la cruceta (a diferencia del aislador tipo espiga que va sobre la cruceta). Se utilizan en los casos que se tiene voltajes bastante elevados, para los cuales se requerirían aisladores de espiga muy largos, costosos y anchos (lo cual implica crucetas más largas) además en el caso que se requiera mayor distancia de aislamiento solamente se debe agregar más campanas al aislador, otra ventaja de los aisladores de suspensión es el hecho que al estar compuestos de varias campanas (cadena de aisladores como se le conoce)se puede dar mantenimiento a una o varias campanas si necesidad de retirar toda la cadena de aisladores, también son utilizados finales de línea, donde la tensión es muy grande para utilizar un aislador tipo espiga. Una de las desventajas de los aisladores de suspensión es el hecho que al estar en la parte frontal de la cruceta y no en la parte superior, el conductor queda un poco más bajo (más cerca del suelo) por lo que para casos en lo que hay mantener la misma altura se requiere de postes más altos. Los aisladores de suspensión están formados internamente como se muestra en la figura 21.

Figura 21. Aisladores de suspensión 24

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Existen tres tipos de aisladores de suspensión como se ilustra en la figura 22: 1. Gancho y horquilla 2. Bola y encaje 3. Lengua y horquilla

Figura 22. Aisladores de suspensión

En el tipo lengua y horquilla, al momento de armar una cadena de aisladores se utiliza un pasador redondo para mantener la lengua de una unidad en la horquilla de la otra, posteriormente se utiliza una cuña en el extremo del pasador redondo para evitar que se separen los aisladores. En el tipo bola y encaje se elimina la necesidad el pasador redondo, ya que para armar una cadena la bola de un aislador se inserta en el encaje del otro posteriormente se desliza una cuña en el encaje, lo que ocupa suficiente espacio para evitar que se separen los aisladores. Para unir el aislador (o la cadena de aisladores) a la cruceta se utiliza una horquilla para crucetas de acero, para crucetas de madera se utiliza un pero tipo gancho o tipo horquilla como se muestra en la figura 23.

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Figura 23. Instalación de aisladores de suspensión a crucetas

La capacidad de aislamiento de los aisladores de suspensión está determinada por la cantidad de aisladores en la cadena, el diámetro y forma de las campanas. En los lugares donde los aisladores pueden estar expuestos a daño por materiales lanzados hacia ellos (por ejemplo balas o piedras) es preferible utilizar aisladores con campanas de menor diámetro.

AISLADORES DE TENSIÓN Loa aisladores de tensión son utilizados en retenidas para asilar los cables de la parte inferior de los que están anclados al poste (esto por seguridad), están hechos de madera, porcelana o compuestos por hierro y algún tipo de material aislante. Los de madera casi no son utilizados, debido a que si el aislador se quema el cable cae. Los aisladores de porcelana y los compuestos están diseñados de tal forma que si el material aislante falla el cable quede aún unido y no caiga.

Figura 24. Aisladores de tensión hechos de madera 26

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Como se aprecia en la figura 25, los aisladores de porcelana consisten en una pieza de porcelana a la cual se le han perforado dos hoyos en los ángulos correspondientes para que ambos extremos de los cables queden entrelazados de tal manera que la porcelana que los aísla esta en compresión. Este aislador es bastante barato y su uso es el más popular para este tipo de aisladores. En la figura 25 se aprecia la construcción de aisladores compuestos.

Figura 25. Aislador de tensión hecho de porcelana

Figura 26. Aisladores de tensión compuestos

AISLADOR DE CARRETE Los aisladores de carrete son utilizados para aislar cables secundarios y el neutral a un costado de los postes, los mismos pueden ser instalados en racks (cremalleras) o individualmente por medio de abrazaderas como se muestra en la figura 27.

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Figura 27. Aisladores tipo carrete El uso de los aisladores tipo carrete ha disminuido desde la llegada del cable pre ensamblado. AISLADORES DE SUJECIÓN Los aisladores de sujeción desempeñan la misma función que los aisladores de carrete, con la diferencia que es más difícil darle mantenimiento que los de tipo carrete por lo que su uso ha disminuido considerablemente.

Figura 28. Aisladores de sujeción para una sola línea y Composición de una cremallera para aisladores de sujeción 28

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Los racks o cremalleras son instalados a un costado del poste y pueden estar hechos para llevar 3 o 4 aisladores tipo carrete o aisladores de sujeción para voltajes de 480 V o menos.

Figura 29. Uso de las cremallera en sistemas de distribución

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RETENIDAS A pesar de todo el cuidado que se pone en la planeación, en plantar el poste de la manera adecuada, a la profundidad adecuada etc. Existen situaciones en las cuales los conductores fuerzan al poste en una dirección, lo cual tiende a inclinarlo, esto se da debido a muchos factores, entre ellos: el viento, caída de alguna línea al suelo, espaciamiento no uniforme entre postes, ángulos bastante pronunciados, terreno con gran inclinación y en finales de línea. Ante estas situaciones de tensión los postes deben ser reforzados para mantenerlos en su posición sin inclinarse es ahí donde entra en acción el uso de retenidas. Existen muchos tipos de retener un poste en su posición normal, como se muestra en la figura 30, la más utilizada es con la retenida tipo ancla.

Figura 30. Formas de retener un poste En esencia las retenidas consisten en: · · ·

Acoplamiento al poste (puede ser mediante abrazaderas) Cable de retenida (puede contener uno o dos aisladores) Anclaje a tierra

Los principales eleme ntos en una retenida tipo ancla se muestran en la figura 31. Y consisten en: el cable, abrazaderas, anclas y aisladores de tensión (aunque estos no son necesarios en sistemas firmemente aterrizados), varillas (las cuales unen la 30

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retenida al ancla) y por seguridad también se instalan protectores a las retenidas. La retenida está firmemente anclada al poste por medio de abrazaderas y pernos.

Figura 31. Composición de una retenida

FIJACIÓN DE RETENIDAS AL POSTE Y AISLAMIENTO Tal como se mencionó anteriormente en sistemas firmemente aterrizados, no es absolutamente necesario el uso de aisladores de tensión en retenidas, sin embargo por seguridad es recomendable el uso de los mismos (A parte de que este tipo de aislador no es muy costoso). Los aisladores de tensión son instalados uniendo el cable 31

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de retenida fijado al poste y el que está fijado al ancla, ambos comprimiendo la porcelana del aislador de tensión, para evitar que los cables de retenida se deslicen se utilizan cables de amarre para retenidas y abrazaderas tal como se muestra en la imagen a continuación.

Figura 32. Fijación de aisladores de tensión Para fijar la retenida al poste existen varios métodos, entre ellos están la fijación con cuerda amarrada alrededor del poste por medio de cuñas y pernos, por medio de pernos de ojo y dedales (tanto curvos como rectos) y con cuerdas enrolladas al poste y fijadas por medio de placas y ganchos. Estos métodos se ilustran en la figura 32.

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Figura 33. Métodos de sujeción de retenidas a postes En los casos en los cuales el cable de retenida debe envolverse alrededor del poste se utilizan ganchos de retenida para evitar que el cable se deslice hacia abajo, el cable de retenida no está enrollado directamente al poste, para ello se utilizan placas o cuñas que evitan que la retenida afecte la madera.

Figura 34. Ganchos y pernos para retenidas

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Figura 35. Placas utilizadas para la fijación de retenidas al poste Las abrazaderas para retenida son utilizadas para asegurar ambos extremos de la retenida, estas abrazad eras pueden ser de 2, 3 y 4 pernos dependiendo el uso que se les dé.

Figura 36. Abrazaderas para retenidas

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Un poste puede llevar una o más retenidas, dependiendo de los ángulos en los cuales haya tensiones que tiren del poste, así como de la magnitud de estas tensiones. En la figura 37 podemos ver un poste con doble retenida, se utilizan dos retenidas para contrarrestar la tensión ejercida en el poste por lo cables que lleva cada una de la crucetas instaladas en el mismo.

Figura 37. Poste con doble retenida

FIJACIÓN DE CABLE DE RETENIDA A LA VARILLA DE ANCLA El ojo de la varilla de retenida debe sobresalir sobre la tierra, dependiendo del espacio que se tenga se pueden utilizar una varilla para dos retenidas, aunque lo más típico es una varilla para una retenida, en la figura 38 se aprecian ambas opciones.

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Figura 38. Métodos de fijar la retenida al ancla Por el bienestar y seguridad del publico es de suma importancia la instalación de protectores para retenidas (especialmente en área bastante transitadas), este protector cubre la parte inferior de la retenida expuesta y a la que el público puede entrar en contacto. Los principales propósitos del protector son los siguientes: 1. El protector hace que la retenida sea más visible y evita que los peatones se tropiecen ella. 2. En caso decon que una persona tropiece con la retenida se evita que la misma produzca cortes o raspones a la persona. 3. Ofrece una protección extra al cable de retenida que puede ser golpeado por vehículos. En la figura 39 se aprecia la instalación del protector de retenida.

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Figura 39. Protector para retenida

La varillaigual debea esta lo más posible la pata del poste o por lo menos una distancia un cuarto de lejos la longitud deldeposte. ANCLAS La efectividad de un ancla es determinada por su habilidad para mantener el cable de retenida en tensión. Anteriormente se utilizaban troncos (principalmente pedazos de postes viejos), se enterraban y cumplían la función de ancla para la retenida. Inicialmente este método proveía un ancla bastante solida, sin embargo las condiciones del terreno deterioraban la madera (aunque a un ritmo relativamente lento), la verdadera razón para dejar esta práctica fue que se requería cavar un agujero los suficientemente grandes para enterrar un pedazo de tronco, lo cual era costoso y tedioso.

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Figura 40. Uso de Troncos como anclas para retenidas Hoy en día los fabricantes ofrecen una gran variedad de anclas para retenidas, las cuales varían dependiendo del tipo de terreno y otras particularidades, las figuras 41 y 42 muestran algunos ejemplos de las anclas que podemos encontrar en la actualidad.

Figura 41. Tipos de Anclas

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Figura 42. Tipos de Anclas y su instalación Adicional a las retenidas convencionales también se pueden utilizar retenidas tipo violín (acera) o postes. El detalle y análisis de cuando utilizar una retenida y qué tipo de retenida utilizar no se abordará en este documento, sin embargo podemos indicar que existe una gran bibliografía al respecto (incluyendo la utilizada en el presente texto). 39

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CORTACIRCUITOS Y FUSIBLES Las fallas en los sistemas de distribución se clasifican, de acuerdo con su naturaleza, en temporales o permanentes. Una falla temporal se define como aquella que puede ser liberada antes de que ocurra algún daño serio al equipo o a las instalaciones. Una falla que en un inicio puede ser de naturaleza temporal puede convertirse en permanente si no se despeja rápidamente. Si un circuito de distribución fuera instalado sin el equipo de protección de sobrecorriente, las fallas podrían causar una falta de suministro de energía a todos los consumidores servidos desde el alimentador. Esto trae como consecuencia una reducción en los niveles de confiabilidad (continuidad del servicio) que son inaceptables. Para incrementar el nivel de confiabilidad en el suministro de energía eléctrica existen dos opciones: 1. Diseñar, construir y operar un sistema de tal forma que el n úmero de fallas se minimice. 2. Instalar equipo de protección contra sobrecorrientes de tal forma que re duzca el efecto de las fallas. Los circuitos están diseñados para un cierto tipo de voltaje y para una corriente nominal, dentro de los parámetros del diseño se contempla una corriente máxima. Si por algún motivo el amperaje aumenta sobre ese límite y permanece durante demasiado tiempo podría quemar los cables, equipos y ocasionar fallas severas al sistema, para evitar esto a lo largo del circuito se establecen ciertos puntos en los cuales se instalan fusibles (un punto “débil” que abre el circuito al momento de una sobre corriente). El fusible es el dispositivo de sobrecorriente más común y económico en sistemas de distribución. Es también uno de los más confiables pues prestan servicio sin mantenimiento por muchos años. El principio en el cual están basados los fusibles es muy simple: al pasar una corriente a través de un cable, este se calienta. Dependiendo del tamaño del cable y la magnitud de la corriente se producirá mayor o menor calor, utilizando esta propiedad se puede diseñar una pieza de metal tal que se derrita a una temperatura especifica (al derretirse la pieza se dice que el fusible se “quemo”). Función de un cortacircuito es interrumpir y disponer de un ambiente dieléctrico para prevenir el restablecimiento del arco cuando la corriente pasa por cero.

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El proceso se puede resumir de la siguiente forma: 1. Detección: calentamiento y fusión. 2. Iniciación del arco: separación. 3. Manipulación del arco: alargamiento, presurización. 4. Interrupción de corriente: corriente cero.

refrigeración,

desionización,

Un fusible funciona correctamente si cumple las siguientes funciones: 1. Detectar las condiciones difíciles de proteger. 2. Interrumpir la falla rápidamente. 3. Coordinase con otros dispositivos de protección para minimizar el número de usuarios afectados por la acción del fusible ELECCIÓN DE FUSIBLES DE DISTRIBUCIÓN En fusibles de distribución, la selección depende de la filosofía de protección que se aplique al sistema, en general, los fusibles K (rápidos) desconectan al sistema de fallas en menos tiempo y coordinan mejor con los relevadores. Los fusibles T (lentos) soportan corrientes transitorias mayores (corrientes de arranque de motores, etc) y coordinan mejor con otros fusibles de la misma clase o diferentes. Para escoger el tamaño mínimo del fusible se debe de considerar sólo lafría. máxima carga normal del lugar de la instalación sino la corriente arranqueno y carga Existen las siguientes clases: • En tubo de fibra (encerrado y de intemperie). • Sin portafusible (listón a la intemperie). • Limitadores de corriente: usados en interiores, para proteger transformadores de gabinete, equipos encerrados donde se requiere limitación de energía. Todos son empleados en sistemas de distribución, diferenciándose principalmente en su capacidad interruptiva y tensión de aplicación. Los fusibles inmersos en aceite tienen aplicación principalmente en instalaciones subterráneas, siendo necesario en ciertas ocasiones instalarlos en equipos sumergibles.

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De la selección adecuada de un fusible, cualquiera que sea su tipo dependerá del éxito que se tenga en su aplicación. De manera general, para una correcta selección, es necesario conocer: 1. 2. 3. 4. 5.

Tensión del sistema. Nivel de aislamiento. Máxima corriente de cortocircuito en el lugar de instalación. Relación X / R. Máxima corriente de carga (incluyendo tasa de crecimiento).

6. Tipo de sistema (aéreo o subterráneo) en delta o en estrella multiaterrizado. Estos factores permitirán establecer la tensión, corriente de operación y capacidad interruptiva que deberá tener el fusible seleccionado. IMPORTANCIA DE LOS CORTACIRCUITOS La importancia de utilizar cortacircuitos consiste en el hecho que ante una sobre corriente opera abriendo el circuito y despejando la falla, de tal forma que la parte afectada queda sin suministro pero el resto del circuito continúa energizado sin mayores problemas (todo esto dependiendo de donde sea la falla). Como se aprecia en la siguiente figura cuando operan los cortacircuitos solamente se des energiza un tramo del circuito dejando el resto del mismo operacional.

Figura 43. Aplicación de cortacircuitos en circuitos de distribución Las características de operación de los cortacircuitos son: 1. Combina un elemento sensor y de interrupción en una sola unidad. 2. La operación del mismo depende de la magnitud y duración de la corriente que fluye a través de él. 3. Es un dispositivo monofásico, operara solamente ante una sobre corriente en la fase en la que se instala. 4. Después de operar debe ser reemplazado. 42

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Los cortacircuitos no son instalados en todos los postes ni cualquier parte del sistema, son instalados en puntos específicos que dependen de las características del circuito y de la distribución de la carga. Adicionalmente (como se ve en la figura 43, se instalan entre las líneas primarias y los transformadores para protegerlos de daños en casos de fallas en el sistema. CORTACIRCUITOS TIPO CAJÓN Los cortacircuitos tipo cajón consisten en un cortacircuito montado en una cajón con una tapa, de tal forma que cuando se cierra el cajón (por medio de la tapa), el fusible une dos contactos (uno en la parte superior y otro en la de abajo). Para abrir el cortacircuito se jala la tapa hacia afuera lo cual hace que el fusible se desconecte (ya que está fijado a la tapa).

Figura 44. Cortacircuito tipo cajón El elemento fusible está encerrado en un tubo de fibra, una vez el fusible se quema por el paso de una la corriente excesiva el arco que se crea ataca la fibra, lo que produce un gas que disipa el arco eléctrico. Es por esta razón que a este tipo de fusibles se les llama fusibles de expulsión. El uso de este tipo de cortacircuitos generalmente se limita a circuitos que operan debajo de los 5 KV. CORTACIRCUITO TIPO ABIERTO Este tipo de cortacircuito es en esencia el mismo que el de tipo cajón, a excepción de que el tubo de fibra está expuesto en lugar de encerrado en un cajón de porcelana. Este arreglo permite la interrupción de corrientes mayores, por lo que es utilizado en

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sistemas que operan a voltajes mayores de 5 KV. Las figuras 45 a 47 muestran ejemplos de cortacircuitos. En general los cortacircuitos se componen de tres elementos: 1. Un mecanismo de operación. 2. Sistema de extinción de arco. 3. Un esquema de detección de corriente.

Figura 45. Partes que componen un cortacircuito

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Figura 46. Variedades de cortacircuitos 45

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Figura 47. Cortacircuito tipo abierto

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Figura 48. El cortacircuito y sus componentes

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PARARRAYOS Las descar gas atmosf éricas son las fuente s más frecuentes de sobre voltajes en los sistemas de distribución. Los voltajes producidos por estas descargas viajan como olas a través de las líneas hasta llegar a los equipos eléctricos, los altos voltajes inducidos por estas descargas pueden perforar el aislamiento de los equipos y dañarlos (aparte del peligro que representan para las personas). Los pararrayos son utilizados para drenar estos voltajes excesivos y mantener en un nivel seguro los voltajes que llegan al equipo. Para que un pararrayo ofrezca una protección satisfactoria, debe cumplir con las siguientes funciones: 1. El pararrayo no debe permitir el paso de corriente a tierra mientras el voltaje se mantenga en niveles normales de operación. 2. Cuando el voltaje aumente por encima de los niveles normales de operación, hasta un valor determinado durante el diseño, debe proveer un camino a tierra para la disipación de la energía sin que se incremente el voltaje en el circuito. 3. Tan pronto el voltaje se haya reducido por debajo de los parámetros establecidos para la acción del pararrayo, debe detener el flujo de corriente a tierra y resellarse para aislar el conductor. 4. La integridad física de los pararrayos no deben verse afectada por las descargas y deben ser capaces de repetir su acción tan frecuentemente como sea necesario. Los pararrayos, al igual que los cortacircuitos, son elementos monofásicos que actúan únicamente en la fase en la que están instalados. De acuerdo al NEC (National Electric Code), se requiere que la conexión entre el pararrayo y el conductor primario, asó como la conexión entre el pararrayo y tierra debe ser de cables de cobre no menor a calibre No.6 y la conexión debe ser tan cortas y directas como sea posible evitando tanto como se pueda cualquier dobles en los cables (especialmente curvaturas pronunciadas). Existen muchos tipos de pararrayos, sin embargo todos tiene un espaciamiento en serie y un elemento resistivo, lo único que cambia es la construcción de sus mecanismos y el tipo de elemento resistivo que utilizan, en la figura 49 se aprecia el funcionamiento básico de un pararrayo, mientras que en la 50 se presentan algunos de los tipos de pararrayos.

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Figura 49. Funcionamiento básico de un pararrayo

Figura 50. Distintos tipos de pararrayos 49

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PARARRAYO TIPO VÁLVULA Este tipo de pararrayo consiste en un cilindro de porcelana rellenado con un material adecuado con electrodos en ambos extremos, cuando se tiene un exceso de voltaje, una chispa salta por el espacio de aire y la onda de energía producida por la descarga fluye a través del material que rellena el pararrayo hasta llegar a tierra. A medida que disminuye el exceso de voltaje la capacidad resistiva del material aumenta de tal forma que no fluirá más energía hacia tierra.

Figura 51. Pararrayo tipo válvula

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PARARRAYO TIPO EXPULSIÓN En este tipo de pararrayos hay dos espacios de aire que proveen un puente para el drenaje del exceso de voltaje, uno externo y el otro interno. El segundo espacio de aire, se encuentra entre dos electrodos internos y está dentro de un tubo de fibra que sirve para aplacar la línea de energía cuando pasa. Cuando pasa la descarga a través de este tubo se crea gases no conductores que extinguen el arco eléctrico y restablece la barrera de resistencia para futuras descargas.

Figura 52. Pararrayo de tipo expulsión

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CAPACITORES

Los capacitores brindan muchos beneficios a los sistemas de distribución, entre ellos tenemos: · · · ·

Corrección del factor de potencia Incrementan la capacidad del sistema Reducción de las pérdidas de energía Amortiguación en las oscilaciones de energía.

Corrección del factor de potencia: mantener el factor de potencia cercano 1 es una ventaja económica considerable para las compañías eléctricas, así como para los consumidores. La inductancia es el elemento que baja el factor de potencia (está presente principalmente en las cargas de compañías industriales, fabricas etc.), la capacitancia contrarresta los efectos de la inductancia y mantiene el factor de potencia cercano a 1. Una de las razones por las cuales es importante mantener el factor de potencia cercano a 1 es que la potencia está compuesta por la potencia real y por la potencia reactiva, las compañías eléctricas cobran por la potencia real, por lo que se debe contrarrestar el efecto inductivo de las cargas del sistema por medio de bancos de capacitores. Incremento en la capacidad del sistema: la aplicación de bancos de capacitores reduce la corriente inductiva sistemas de y esto carga aparente del sistema (KVA), por lo en quelos incrementa la energía, efectividad del reduce sistemalapara aceptar cargas adicionales. Los capacitores en serie se utilizan típicamente para aumentar la capacidad de transporte de energía de los conductores. Reducción de las pérdidas de energía: la instalación de capacitores puede reducir el flujo de energía necesario para suplir una carga específica, por lo que al reducir la corriente se reducen las pérdidas de energía (proporcionales al cuadrado de la corriente). Amortiguamiento en las oscilaciones de la energía: los capacitores pueden amortiguar las oscilaciones de energía que experimentan algunos sistemas debido a que son muy extensos. El mejor punto para instalar un banco de capacitores depende de las consideraciones de costos. Pequeñas unidades pueden ser instaladas a cargas individuales o puede utilizarse capacitores mayores e instalarlos en un punto del primario como se muestra en la figura a continuación. 52

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Figura 53. Ubicación de capacitores en sistemas de distribución Se obtienen mejores resultados instalando bancos de capacitores a cada carga que lo requiera individualmente, ya que se reduce la corriente por todo el trayecto desde la fuente hasta la carga, sin embargo el costo de instalación de capacitores de esta manera será muy alto en comparación con la instalación de un banco de capacitores en un punto intermedio del sistema. Al momento de diseñar los sistemas, se debe tomar en consideración los ahorros en el costo de operación que brindan los capacitores para cargas individuales contra los altos costos iniciales. Los capacitores usualmente consisten en dos conductores separados por algún material aislante, entre los materiales que se utilizan pueden estar hechos de laminas de papel de aluminio separadas por papel impregnado en aceite o materiales aislantes sintéticos.

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Figura 54. Capacitor típico Los capacitores son instalados en crucetas o plataformas de soporte y son protegidos con pararrayos y cortacircuitos, típicamente se instalan en bancos de capacitores que pueden ir de 300 a 3600 KVAR en cualquier sistema de voltaje hasta 34.5 KV. La mayoría de los bancos de transformadores en sistemas de distribución están instalados en la configuración estrella aterrizada, en este tipo de conexión los bancos y demás equipos están a potencial de tierra, lo cual brinda mayor seguridad al personal operativo. La conexión estrella aterrizada hace que la operación de los cortacircuitos sea más rápida en caso de falla de los capacitores.

Figura 55. Métodos comunes de conexión de bancos de capacitores 54

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(a)

(b) Figura 56. (a) y (b) Banco de capacitores montados en un poste 55

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REGULADORES DE VOLTAJE El voltaje en las líneas de distribución de gran extensión generalmente cae a medida que se va extendiendo y alimentando cargas en el camino, para evitar que los niveles de voltaje caigan se utilizan reguladores de voltaje (los cuales tratan en todo momento de mantener el voltaje en la línea en un nivel establecido). Así como para subir el voltaje en los puntos donde cae por debajo de los valores permitidos, los reguladores de voltaje también actúan para bajar el voltaje si este sube demasiado. El principio de funcionamiento de los reguladores de voltaje es similar al de los transformadores, a través de las derivaciones (taps), en esencia un regulador de voltaje es un auto transformador con muchas posiciones para variar la relación de voltaje. Los reguladores de voltaje para distribución son monofásicos, por lo que donde se tengan sistemas trifásicos deberá instalarse un regulador por cada fase. La gran mayoría de los reguladores de voltaje están diseñados para corregir los niveles de voltaje dentro de un rango de ± 10%, esto quiere decir que pueden corregir los niveles de voltaje cuando este decae 10% de su valor normal o cuando sube 10% por encima. Los reguladores tienen 32 posibles posiciones de los taps, con una variación de voltajes de 5/8 por cada paso. Si los embobinados internos del regulador están conectadas en serie el regulador puede utilizars e dentro de un rango de ± 10%, cuando están conectados en paralelo la capacidad del regulador aumenta un 160%, pero el rango de regulación disminuye a ± 5%. Adicional a los componentes de autotransformador, un regulador de voltaje otros dos componentes, llamados: mecanismo de cambio de posiciones del tap y el mecanismo de control. Los reguladores de voltaje están equipados con los accesorios y controles necesarios para que los cambio de posición del tap sean automáticos y bajo carga, que responden a un control sensor de voltaje para mantener un nivel de voltaje en la salida que ha sido predeterminado al momento de su instalación. La operación de los reguladores de voltaje requiere de transformadores de potencial y de corriente (PT’s y CT’s) que proveen la señal de entrada al regulador, con estas señales de voltaje y corriente los mecanismos de control del regulador determinan el nivel de voltaje y el ancho de banda para poder ajustar los parámetros de resistencia y reactancia. El regulador de voltaje arriba descrito es conocido como “step-Type” o de paso, otro tipo de regulador conocido con “induction-Type” o de inducción, cumple con el mismo objetivo pero sin el uso de taps, en su lugar hace rotar la bobina primaria de tal forma que cambia su posición en relación a la bobina secundaria. En las figura a

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continuación de aprecia un regulador de voltaje, su modelo esquemático y una vista del gabinete de control.

Figura 57. Diagrama esquemático de un regulador de voltaje

Figura 58. Vista de la estructura de montaje de un regulador de voltaje.

Figura 59. Controles de un regulador de voltaje

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Figura 60. Vista interna de un regulador de voltaje y sus partes.

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RECERRADORES El restaurador es un aparato que al detectar una condición de sobrecorriente interrumpe el flujo de corriente, y una vez que ha transcurrido un tiempo determinado cierra sus contactos nuevamente, energizando el circuito. Si la condición de falla sigue presente, el recerrador repite la secuencia de cierre-apertura un número de veces más (4 como máximo). Después de la cuarta operación de apertura, si persiste la falla el recerrador queda en posición Lockout (abierto definitivamente). Si por el contrario la falla es transitoria y se elimina después de su primera, segunda o tercera el recerrador se r establece a la posición srcina l y queda listo para llevar a operación, cabo otro ciclo de operaciones. En el diseño de esquemas de protección con restauradores se deben considerar las características de las redes e instalaciones de los clientes como: 1. Prevenir que fallas transitorias se conviertan en permanentes. 2. El suministro se debe reanudar tan pronto como sea posible para disminuir los inconvenientes a los usuarios. 3. El tiempo de apertura debe ser tal que permita al dieléctrico recobrar sus propiedades aislantes, evitando que el arco se reinicie en el punto de falla. 4. El tiempo que la línea esté desenergizada debe ser tal que los motores de inducción sigan girando durante el período de interrupción. 5. Se debe proporcionar un elemento de detección de fallas a tierra en el recerrador. 6. La duración de la interrupción debe ser lo suficientemente grande para asegurar que los controles de los motores síncronos los desconecten antes de que se restablezca el servicio. Los recerradores se instalan usualmente en los siguientes puntos del circuito: 1. En la SE que alimenta los circuitos primarios. 2. Sobre la troncal para seccionar e impedir que salga de servicio todo un circuito cuando se presenta una falla en un extremo del mismo. 3. En puntos donde se tienen las derivaciones importantes.

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Figura 61. Recerrador de aceite monofasico TIPOS DE RECERRADORES Recerradores de bobina en serie: detecta la sobrecorriente por medio de una bobina solenoide serie. La energía de disparo se obtiene de la bobina en serie y ésta a su vez del circuito primario. La fuerza para cerrar los contactos se obtiene de resortes que se cargan después de una operación de disparo. Recerradores de bobina paralela: detectan la sobre corriente por medio de CT’s montados internamente, o por medio de relevadores. La energía para el disparo no se obtiene directamente del circuito primario sino de una batería que se puede cargar del circuito primario por medio de CT’s o PT’s. La fuerza para abrir los contactos se obtiene de resortes cargados durante la operación de recierre. La fuerza para cerrar los contactos se obtiene de resortes cargados por un motor, de una alimentación del primario o de una bobina solenoide. Los recerradores pueden ser monofásicos o trifásicos, Los monofásicos son más confiables que los trifásicos. 60

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Los monofásicos se usan para proteger líneas monofásicas (ramas o derivaciones de un sistema trifásico) y también para aislar cargas monofásicas. Los trifásicos se usan donde la desconexión de las tres fases es requerida para cualquier falla permanente. También se usa para prevenir fallas monofásicas de grandes motores. Si el circuito primario trifásico está conectado en Y se pueden usar cualquiera de los dos. Si el circuito primario trifásico está conectado en delta, el uso de 2 recerradores monofásicos es adecuado para proteger el circuito contra fallas monofásicas y trifásicas. TIPOS DE CONTROL DE RECERRADORES 1. Control hidráulico integrado: es usado en todos lo recerradores monofásicos y recerradores trifásicos de capacidades nominales pequeñas. Con este tipo de control, una sobre corriente es causada por una bobina de disparo que es conectada en serie con la línea. Cuando la sobrecorriente fluye a través de la bobina, un émbolo es atraído en la bobina para abrir los contactos del recerrador. La corriente mínima de disparo para este tipo de recerrador es dos veces la nominal. 2. Control ele ctrónico: es más flexible, más fácilmente ajustado y más seguro. Permite cambios de tiempo, niveles de corrientes de disparo y las secuencias de operación del recerrador sin desenergizar o desmontar el mismo. La corriente de línea es censada por CT’s especiales. El nivel mínimo de disparo es independiente del valor nominal del recerrador. En la figura 63, podemos ver como (por medio de recerradores y cortacircuitos) fallas en ramales no afectan al resto del circuito (gracias a los cortacircuitos) y fallas en el troncal después del recerrador B, no afectan las cargas antes de este punto. El recerrador A evita que fallas en el troncal antes de B afecten los equipos en la subestación

Figura 62. Diagrama de un sistema de distribución protegido con recerradores y cortacircuitos. 61

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INTERRUPTORES Y CUCHILLAS Los interruptores son equipos mecánicos encargados del cambio de estado de un circuito eléctrico (abierto-cerrado, cerrado-abierto), que pueden ser operados constantemente. No necesariamente de operación rápida, estos dispositivos son capaces de interrumpir corrientes bajo condiciones normales del circuito. Los interruptores usualmente pueden ser de tres tipos: de aceite, gas (SF6) y aire. Esta clasificación se basa en el medio que utilizan para la interrupción de arco eléctrico. Tal como su nombre lo indican los interruptores de aire son aquellos cuyos contactos se abren al aire. Los interruptores de aire pueden ser operados de diversas maneras, algunos desde tierra por medio una vara aislada, otros (los más comunes) por medio de un acoplamientos que operan al manipular una manivela en la parte inferior del poste. Muchos interruptores cuentan con un tubo de fibra para la interrupción del arco, al igual que en los pararrayos el tubo de fibra produce un gas que ayuda a extinguir el arco eléctrico.

Figura 63. Vistas de un interruptor 62

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Figura 64. Vista detallada del mecanismo de un interruptor (a) general, (b) unidad de interrupción del arco eléctrico

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INTERRUPTORES VS CUCHILLAS Los interruptores y las cuchillas son en apariencia y operación muy similares, la principal diferencia está en que las cuchillas no pueden ser operadas con carga (primero hay que interrumpir el flujo de corriente). Otra diferencia es que los interruptores (aparte de interrumpir el suministro) se utilizan para la interconexión de circuitos, de tal forma que aíslan partes de un circuito (en las que se encuentra la falla), haciendo que otro circuito alimente la carga. Algo muy importante a tener en cuenta al momento de interconectar un circuito por medio de interruptores es cerciorarse que ambos circuitos están en fase.

Figura 65. Vista de la operación de cuchillas seccionadoras (diconect switch) e interruptores (circuit braker). Las cuchillas pueden ser monopolares o multipolares, dependiendo de la cantidad de fases que tengan que abrir al mismo tiempo y en un solo movimiento. Algunas cuchillas se montan de forma que la hoja de la cuchilla abre hacia abajo. La desconexión por medio de cuchillas provee un aislamiento visual, lo que significa que significa que cuando el circuito está abierto se puede observar la cuchilla del interruptor y esta se “ve” desconectada.

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Figura 66. Vista de una cuchilla seccionadora

Figura 67. Cuchilla instalada en un poste.

El propósito de las cuchillas es aislar una sección del circuito de tal forma que sea seguro realizar trabajo ensea ellaloymás parapequeña poder operar los interruptores, de tal forma que la sección desenergizada posible.

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INTERRUPTORES AUTOMÁTICOS Los mecanismos de interrupción pueden ser operados automáticamente, el término “automáticamente” significa que su operación no requiere del personal en campo, están diseñados para que se efectué de forma automática por medio de un sistema automático o SCADA (supervisión, control y adaptación de datos). Para esto, los interruptores deben ser adaptados con motores operadores, sensores de corriente y voltaje, unidades remotas de control (RTU’s) y sistemas de comunicación que permitan la operación remota. Los interruptores pueden diseñarse de forma tal que puedan serdeoperados automáticamente manualmente caso de que se den problemas comunicación, sin embargoo también existenen interruptores diseñados específicamente para su operación automática.

Figura 68. Sistema de interrupción vía SCADA 66

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CONDUCTORES El tamaño de los conductores utilizados en líneas de transmisión varía dependiendo del nivel de voltaje del sistema, la cantidad de conductores en un poste depende del sistema (monofásico, bifásico o trifásico), así como de la cantidad de circuitos que pasan en el poste. Los materiales más utilizados en los cables conductores son el cobre, aluminio y acero debido a que tienen una muy buena relación de económica y capacidad conductiva. La plata es un conductor mejor que el cobre, sin embargo debido a su alto costo y debilidad mecánica, no es un material práctico para su uso. Ante esto el cobre se ha convertido en el conductor ideal y de hecho todos los otros conductores son comparados a este para determinar que tan bueno y práctico pude ser su uso. Es una práctica usual indicar el tamaño de los cables por medio del calibre del mismo, el calibre identifica el diámetro específico del cable; el calibre para cables eléctricos está identificado por un número determinado por la American Wire Gage (AWG), este estándar asigna a los cables más pequeños números grandes y viceversa, por ejemplo: el diámetro de un cable # 36 es 0.0050 pulgadas o 5 milésimas de pulgada (mils), mientras que un cable # 8 tiene un diámetro de 0.125 pulgadas o 125 mils. En la figura 69 se aprecia el patrón de medida de la AWG. Como se aprecia en la tabla 7 la AWG no es el único estándar para designar los calibres de los cables (sin embargo es el que se utiliza en cables eléctricos es el AWG). Ha sido demostrado que es más conveniente hablar en términos del área de la sección transversal de los cables, en lugar de su diámetro. Antes esto se ha utilizado el termino circular mil (milésima de pulgada circular), la cual es el área de un circulo que tiene un diámetro de 1 mil. Debido a que esta es una unidad de medida circular para conocer el área de la sección transversal de un conductor únicamente hay que elevar al cuadro su diámetro, por ejemplo: el área de la sección transversal de un cable con un diámetro de 1 mil es 1 circular mil (cmil), mientras que el área de la sección transversal de un cable con un diámetro de 3 mil es 9 circular mil (cmil). En el caso de conductores mayores de 0000 (4/0), el calibre está expresado en circular mils, por ejemplo 350,000 cmil, 500,000 cmil o 500 mcm (esta abreviación mcm indica miles de circular mils).

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Figura 69. Patrón del American Wire Gage TABLA 7 NOMBRES, ABREVIACIONES Y USOS DE LOS PRINCIPALES CALIBRES DE CABLES Y HOJAS DE METAL

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En la tabla 8 se presentan algun as de las propiedades de los conduc tores de cobre y aluminio (los más utilizados). TABLA 8 PROPIEDADES DE LOS CONDUCTORES

SELECCIÓN Para la selección de un conductor se debe tener en cuenta las siguientes consideraciones: ·

Consideraciones eléctricas: tamaño (capacidad de corriente), tipo y espesor de la aislación, nivel de tensión (baja, media o alta), capacidad dieléctrica, resistencia de aislación, factor de potencia.

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·

·

·

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Consideraciones térmicas: compatibilidad con el ambiente, dila tación de la aislación, resistencia térmica. Consideraciones mecánicas: flexibilidad, tipo de chaqueta exterior, armado, resistencia impacto, abrasión, contaminación. Consideraciones químicas: aceites, llamas, ozono, luz solar, ácidos.

La selección del calibre o tamaño del conductor requerido para una aplicación, se determina mediante los siguientes factores: · · ·

Corriente requerida por la carga Caída de tensión admisible Corrientes de cortocircuito

El problema de la determinación de la capacidad de conducción de corriente es un problema de transferencia de calor. Ya sea en condiciones normales de operación, como en sobrecargas y en cortocircuito. Por tal razón algunos autores definen estas características en conceptos de temperaturas. En general hemos visto que los conductores pueden ser de diversos materiales como: · · · ·

Cobre Aluminio Acero Ortos

Estos pueden estar desnudos o tener una protección extra (cobertura) aislante que sirve para que aumentar la capacidad conductiva, así como proteger el cable. Conductores de cobre: Se utiliza en tres formas o tipos, estirado en frio (duro), estirado semifrío (medio duro) y recocido (suave); el cobre estirado en frio es el más duro y es utilizado principalmente en líneas de transmisión, alambre de cobre recocido es el más sueva de los tres y por lo tanto el más débil es por ello que su uso se ha limitado principalmente para alambres de amarre en aisladores y para el cableado interno en viviendas. Conductores de aluminio: las ventajas del aluminio sobre el cobre es su peso (mucho más ligero) que es aproximadamente un tercio del peso del cobre, aunque es un material más débil y conduce un 6 0% a 80% de lo que podría conducir un cable de cobre. Es por ello que (a excepción de vanos cortos) no se utiliza solo, usualm ente se utilizan conductores de aluminio con un núcleo de acero ACSR (Aluminum Conductor Steel Reinforced). Este cable tiene mucha más fuerza y se utiliza para las líneas de distribución. 70

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TABLA 9. COMPARACIÓN ENTRE EL COBRE Y EL ALUMINIO (Utilizando al cobre como patrón)

Conductores de acero: el acero se raramente utilizado en (usualmente se utiliza para reforzar otros conductores), sin embargo si se requiere reducir los costos de construcción en casos aislados y muy específicos el acero ofrece ciertas ventajas; debido a que el acero es entre tres y cinco veces más fuerte que el cobre se pueden utilizar vanos más largos (lo que requiere menos postes y soportes), sin embargo el acero solamente conduce una decima parte de lo que conduce el cobre y se oxida rápidamente. Conductores Copperweld o Alumoweld : el acero tiene la desventaja de no ser durable y no se buen conductor, por otro lado tiene la ventaja de ser fuerte y barato; estas ventajas han hecho atractivo el desarrollo de cables de acero revestido en cobre o revestido en aluminio, para darle al cable de acero la conductividad y durabilidad requerida se aplica un recubrimiento de cobre en su superficie exterior, las propiedades conductivas de este cable de acero se pueden incrementar al aumentar este revestimiento de cobre o aluminio. Este tipo de cable es conocido como Copperweld o Alumoweld (dependiendo del material del recubrimiento) y es utilizado en retenidas así como en líneas rurales (donde las líneas son más largas y las corrientes más bajas). A medida que los conductores se alargan, también se hacen más rígidos. El doblar un conductor largo y rígido puede dañar el conductor. Por esta razón práctica se desarrollaron los conductores con hebras. Un conductor en hebras consiste en un grupo de cables enrollados para formar un solo conductor. Mientras más cables conformen el conductor mayor será la flexibilidad del mismo; usualmente todas las hebras son del mismo material. Usualmente los cables en hebras consisten en grupos 71

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de 6 cables enrollados alrededor de un cable central, por ejemplo un conductor de 7 hebras consiste en 6 hebras enrolladas alrededor de un cable en el centro; al enrollar 12 hebras más sobre este conductor de 7 hebras se forma un conductor de 19 hebras, sobre estas 19 hebras se enrollan 18 hebras más para formar un conductor de 37 hebras y así sucesivamente.

Figura 70. Vista de la sección transversal de conductores formados por hebras Todos los alambres de un conductor trenzado, excepto el alambre del núcleo, forman hélices continuas de longitud ligeramente mayor que el eje o núcleo. Esto causa un incremento ligero en el peso y en la resistencia eléctrica y una ligera disminución en la resistencia a la tensión y algunas veces afecta la inductancia interna en comparación teórica con un conductor de iguales dimensiones pero formado por alambres rectos paralelos al eje. Como las longitudes de los alambres de las capas superiores de un cable tienen una longitud mayor que el alambre central, el incremento de la resistencia por efecto del cableado para fines prácticos se puede considerar como:

En donde kc es el factor de cableado y los valores correspondientes se muestran en la tabla 10 TABLA 10. INCREMENTO DE LA RESISTENCIA POR EL EFECTO DE TRENSADO

Las resistencias de los conductores se dan normalmente en Ω/km en los catálogos de conductores.

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CONDUCTORES FORRADOS Los conductores en las líneas de distribución pueden estar desnudos o forrados. Los conductores instalados en ubicaciones donde pueden estar en contacto con otras superficies deben ser cubiertos con polietileno de alta densidad u otro material plástico que resista la abrasión. Esta cubierta generalmente no es suficiente para soportar el nivel de voltaje al cual operan las líneas de distribución por lo que deben ser instalados sobre aisladores de todas formas. El principal objetivo de aislamiento es para proteger al conductor de daños mecánicos y deben ser tratados como si estuvieran desnudos. CÓDIGO DE LOS CABLES CON AISLAMIENTO Las marcas de fábrica que se ponen en la superficie de los cables aislados indican: · · ·

·

·

·

Calibre del conductor Rango de voltaje máximo Código de aislamiento (R para termoset, T para termoplástico, X para cadena cruzada de termoset de polietileno) Código de temperatura máxima (H para 75°C, HH para 90°C, ninguna marca para 60°C) Índice de ubicación (se utiliza una W para indicar que el conductor es apropiado para ubicaciones húmedas y secas) Abreviación para la envoltura (por ejemplo N para nylon, aunque esta marca es opcional)

Figura 71. Identificación de cables aislados

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TABLA 11 IDENTIFICACIÓN DE LOS CÓDIGOS DE AISLAMIENTO EN CABLES ELÉCTRICOS COMUNES

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TABLA 12 GUÍA DE APLICACIÓN PARA MATERIALES ELÉCTRICOS CONDUCTORES

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TABLA 13 CAPACIDAD DE CONDUCCIÓN DE DOS Y TRES CONDUCTORES AISLADOS PARA RANGOS ENTRE 0 Y 2000 VOLTIOS

TABLA 14 FACTORES DE CORRECCIÓN DE TEMPERATURA

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TRANSFORMADORES Los Transformadores pueden considerarse como los equipos más importantes de un sistema de distribución, sin ellos sería imposible distribuir energía de manera eficiente a grandes distancias. La función de los transformadores de distribución es reducir el voltaje desde los niveles de distri bución primaria (13.2, 7.6, 7.2, 4.16 y 2.4 KV) a los niveles de distribución secundaria (480, 277, 240, 208 y 120 V). La mayoría de los transformadores de distribución consisten en un núcleo magnético, en el cual están enrollados dos o más bobinas separadas, un tanque en el cual están inmerso este núcleo con sus espiras; el tanque se rellena con algún tipo de material para el aislamiento y la refrigeración (generalmente aceite), y finalmente los bushings (terminales o bujes) que sirven de medio de conexión entre los conductores y las bobinas, tanto primarias como secundarias. Los transformadores de distribución pueden ser convencionales (diseñados para su instalación en postes y estructuras de soporte) o de gabinete (este tipo de transformador no se detallara en este documento), en las figuras 72 y 73 se pueden apreciar las partes de un transformador convencional.

Figura 72. Componentes básicos de un Transformador de distribución

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N° 1 3 9 14 16 17 18 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 31 32

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37 38 39 40 41 43

DESCRIPCIÓN Soporte Para colgar Tapón de drenaje y Válvula de muestreo Cambiador de derivaciones para operación externa con sistema de bloqueo mecánico Registro de mano Ganchos para levantar Transformador Conexión del tanque a tierra Conector del tanque a tierra conector de Baja Tensión a tierra Puente de Baja Tensión-Tierra Válvula de alivio de sobrepresión Boquillas de Alta Tensión Boquillas de Baja Tensión Placa de datos Protector de Boquillas de Baja Tensión Dato estarcido fe la capacidad e identificación de boquillas Cuerpo del tanque Tapa del tanque aro de cierre Tapa-Tanque Tornillo de aro ACCESORIOS PARA TRANSFORMADORES AUTO PROTEGIDOS Pararrayos de Ocidos Metálicos Palanca de interruptor de baja tensión Indicador de sobrecarga (Luz Roja) Fusible tipo boquilla (dentro de las boquillas de alta tensión Interruptor de Baja Tensión (Sumergido en el aceite en el interior) Puente de boquilla Alta tensión pararrayos

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Puente de pararrayos a tierra

Figura 73. Partes de un Transformador 78

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Figura 74. Dimensiones típicas de un transformador convencional (* las dimensiones están dadas en mm).

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DATOS DE PLACA Los datos de placa de un transformador brindan toda la información necesaria para la debida operación y mantenimiento del mismo. La capacidad de los transformadores está limitada por el aumento máximo permisible de la temperatura durante la operación; el calor generado en un transformador está determinado por la corriente y el voltaje. El parámetro de mayor importancia en los datos de placa es el rango de potencia (KVA) del transformador, el cual indica la mayor potencia para la cual el TX está diseñado para operar bajo condiciones normales. Otros datos que podemos encontrar placa del los voltajes primario de y secundario, la frecuencia,en loslaajustes deltransformador cambiador de son: derivaciones, el aumento temperatura permitido y los requerimientos de enfriamiento. Dependiendo del transformador la placa puede contener otros datos de interés.

Figura 75. Datos de placa básicos de un Transformador de distribución

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CLASIFICACIÓN DE LOS TRANSFORMADORES Los Transformadores utilizados en la distribución aérea se pueden clasificar en: 1. Convencionales. 2. Completamente auto-protegidos. 3. Auto-protegidos. Los transformadores ilustrados en las figuras X XX y XXX son transformadores de tipo auto-protegidos, esto significa que están equipados con elementos de protección contra descargas atmosféricas y sobrecorrientes, estos pueden ser de dos tipos, a saber: completamente auto protegidos (CSP por sus siglas en ingles) o autoprotegidos (SP por sus siglas en ingles), estos últimos únicamente traen protección contra descargas atmosféricas.

Figura 76. Partes de un Transformador monofásico, Auto-protegido. 81

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Figura 77. Partes de un Transformador Trifásico

Figura 78. Transformador auto-protegido 82

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Existen otras clasificaciones de los transformadores (en el presente documento solamente se hará mención a algunas de ellas), entre ellas son: 1. De acuerdo al método de enfriamiento Auto refrigerado por aire (de tipo seco). Refrigerado por aire forzado (de tipo seco). Inmerso en líquido, auto enfriado. Inmerso en aceite, combinación entre auto-refrigerado y refrigerado forzado. · · · ·

Inmerso en aceite, refrigerado con agua. Inmerso en aceite, refrigerado con aceite forzado Inmerso en aceite, combinación entre auto-refrigerado y refrigerado con agua. 2. De acuerdo al aislamiento entre los devanados Devanados aislados entre sí. Auto-transformadores. 3. De acuerdo al número de fases Monofásicos. polifásicos. · · ·

· ·

· ·

TERMINALES O BUJES (BUSHINGS) En el tanque de todo transformador convencional se encuentran acoplamientos llamados bushing (terminales boquillas o bujes) tanto primarios como secundarios (también llamados de alta y de baja). Un bushing es un revestimiento aislante para los agujeros en el tanque de todo transformador por donde debe pasar el conductor para conectarse con las bobinas del transformador, los bushings primarios son siempre más grandes que los secundarios, y pueden estar ubicados a los lados del tanque o en la parte superior.

Figura 79. Bushing instalados en la parte lateral de un transformador 83

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Los bushings de porcelana solida son utilizados para voltajes hasta 15 KV. Un conductor solido corre a través de la pieza de porcelana . El conductor es un cable de cobre aislado. La tapa del bushing tiene soportes que permiten que los cables de línea se conecten a las bobinas del transformador. El montaje debe estar diseñado de tal forma que los cables que corren en el bushing se puedan para permitir el retiro y reemplazo del bushing. CAMBIADOR DE DERIVACIONES (TAP CHANGER) A menudo es necesario variar el voltaje en la en los devanados (primarios) del transformador, esto para permitir que ante un cambio en el voltaje primario el voltaje secundario se mantenga en un rango constante. Uno de los métodos utilizados para cambiar la relación de vueltas de un transformador es por medio del cambiador de derivaciones (TAP changer) sin carga.

Figura 80. (a) Vista de un No-Load tap changer, (b) alambrado interno típico de un transformador con tap changer. Un Transformador equipado con un cambiador de derivaciones sin carga debe ser desconectado del circuito para poder operar el tap changer. El mecanismo de ajuste opera inmerso en el aceite dentro del tanque del transformador, en transformadores pequeños se debe retirar la tapa del mismo y operar una manija para hacer el cambio, para transformadores más grandes la manija se extiende hasta quedar en el exterior del tanque (de forma tal que no hay que remover la tapa para hacer la operación) 84

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Si se necesita hacer cambios en la relación de vueltas del transformador sin que este se desconecte hay que utilizar cambiadores de derivación con carga, estos involucran auto-transformación y un arreglo elaborado de conmutadores. Los cambiadores de derivación pueden ser operados automáticamente si se diseñan con circuitos de control adicionales. Los tap changers automáticos son principalmente utilizados en reguladores de voltaje y transformadores de potencia.

Figura 81. Tap changer conectado a la bobina de un transformador.

Figura 82. Diagrama del ajuste de la relación de vueltas de un transformador 85

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MONTAJE DE TRANSFORMADORES CONVENCIONALES Los transformadores convencionales hasta capacidades de 75 KVA se instalan casi siempre en postes. El cómo se instalan los transformadores es un asunto de considerable importancia, si se tiene en cuenta que deben mantenerse en servicio continuo en medio de vientos fuertes, lluvias, frío etc. Los transformadores por lo general tienen dos agarraderas soldadas directamente en la carcasa y por medio de pernos se insertan en el poste, también se pueden utilizar abrazaderas en el poste. Una consideración importante es que los transformadores no deberían instalarse en poste que sostienen líneas que los tensan en tres o más direcciones. Cuando debido al tamaño o la cantidad de transformadores, estos no se puedan instalar directamente en un poste, se pueden construir plataformas elevadas para instalarlos en ellas (como en el caso de reguladores de voltaje).

Figura 83. Montaje de transformadores convencionales en postes (si no es de tipo auto-protegido, requiere la instalación de elementos de protección)

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Figura 84. Transformados montado directamente en el poste POLARIDAD DE LOS TRANSFORMADORES Las terminales de un transformador son los puntos en los cuales el circuito exterior se conecta al circuito interno del transformador, de acuerdo a los estándares NEMA y ASA, los devanados de alta se deben identificar con las letras HV o H, mientras que los devanados de baja se identifican con las letras LV, x, y o z en orden decreciente, dependiendo del la cantidad de devanado. El estándar en las terminales de alto voltaje es que la terminal H1 siempre está en la misma posición para todos los transformadores. Las terminales de los transformadores están marcadas para identificar el lado de alta y baja, así como la polaridad del mismo. La polaridad de un transformador es un indicador de la dirección del flujo de corriente a través de los devanados de alta en relación al flujo de la corriente en el devanado de baja en cualquier instante. E otras palabras la polaridad del transformador se refiere a la dirección relativa de los voltajes inducidos entre los terminales de alta y baja.

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La polaridad de un transformador monofásico puede ser aditiva o sustractiva. Por definición la polaridad es aditiva, si al conectar las terminales adyacentes del transformador y excitarlo, un voltímetro en las terminales del lado opuesto marca la suma de los voltajes de alta y baja, como se muestra en la figura 85 (a). Para polaridades negativas el voltímetro en las mismas condiciones deberá marcar la diferencia entre el voltaje de alta y el de baja, como se muestra en la figura 85 (b).

(a)

(b)

Figura 85. Polaridad de un transformador Con las marcaciones de las terminales estandarizadas (siempre en el mismo lugar) podemos indicar que: si la termina H1 está diagonalmente opuesta a la terminal x1, la polaridad es aditiva, mientras que si la terminal H1 está directamente opuesta a x1, la polaridad es sustractiva. Al momento de conectar transformadores, en especial bancos de transformadores, se debe verificar la polaridad individual de os transformadores. Para ello existen varias pruebas posibles. Si se trata de un transformador individual, se debe conectar el mismo tal como se muestra en la figura 86 (a). Y hacer pruebas sucesivas con un voltímetro, si el voltaje entre las terminales de alta y baja es la suma del voltaje de alta y el de baja, ña polaridad del transformador es aditiva, de lo contrario será sustractiva. Si se van a conectar dos transformadores y se conoce la polaridad de uno de ellos, se pueden conectar las terminales de alta y de baja como si fueran a operar de forma paralela y poner un fusible en una de las terminales secundarias como se muestra en la figura 86 (b). Si los dos transformadores tienen la misma polaridad, no fluirá corriente y el fusible no se quemara, si por el contrario, tienen polaridades opuestas, las terminales harán corto y el fusible se quemara (el fusible debe ser lo suficientemente pequeño para que el transformador no sufra durante esta prueba).

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(a)

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(b)

Figura 86. Prueba de polaridad en transformadores. CONEXIÓN DE TRANSFORMADORES En las figuras a continuación se presentan las conexiones estándar para transformadores.

Figura 87. Conexiones de un transformador monofásico

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Conexiones para bancos de transformadores se presentan a continuación, existen otras conexiones como la conexión Scott, las cuales no se presentan en este documento.

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Las conexiones que se mostraron anteriormente son para polaridades aditivas, para transformadores con polaridades negativas, las conexiones son similares.

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TABLAS DE INTERÉS CONCERNIENTES A TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN TABLA 15 CORRIENTE DE PLENA CARGA DE TRANSFORMADORES.

TABLA 16 VALORES TÍPICOS DE IMPEDANCIA EN TRANSFORMADORES TRIFÁSICOS

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TABLA 17 DESEMPEÑO DE TRANSFORMADORES MONOFÁSICOS CON ACEITE COMO AISLANTE (PARA VOLTAJE NOMINAL DE 13.2 KVA).

TABLA 18 RANGOS DE TEMPERATURA EN SISTEMAS DE AISLAMIENTO DE TRANSFORMADORES

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REDES DE DISTRIBUCIÓN SUBTERRÁNEAS Son empleadas en zonas donde por razones de urbanismo, estética, congestión o condiciones de seguridad no es aconsejable el sistema aéreo. Tiene las siguientes ventajas: Mucho más confiable ya que la mayoría de las contingencias mencionadas en las redes aéreas no afectan a las redes subterráneas. · · ·

Son más estéticas, pues no están a la vista. Son mucho más seguras. No están expuestas a vandalismo.

Tienen las siguientes desventajas: Su alto costo de inversión inicial. Se dificulta la localización de fallas. El mantenimiento es más complicado y reparaciones más demoradas. Están expuestas a la humedad y a la acción de los roedores. · · · ·

Los conductores utilizados son aislados de acuerdo al voltaje de operación y conformados por varias capas aislantes y cubiertas protectoras. Estos cables están directamente enterrados o instalados en bancos de ductos (dentro de las excavaciones), con cajas de inspección en intervalos regulares. Un sistema subterráneo cuenta con los siguientes componentes: Ductos: que pueden ser de asbesto cemento, de PVC o conduit metálicos con diámetro ·

·

·

·

mínimo pueden de 4 pulgadas. Cables: ser monopolares o tripolares aislado en polietileno de cadena cruzada XLPE, de polietileno reticulado EPR, en caucho sintético y en papel impregnado en aceite APLA o aislamiento seco elastomérico en calibres de 500 - 400 - 350 - 250 MCM, 4/0 y 2/0 AWG en sistemas de 13.2 kV, 7,6 y 4,16 kV. A pesar de que existen equipos adecuados, resulta difícil y dispendioso localizar las fallas en un cable subterráneo y su reparación puede tomar mucho tiempo, se recomienda construir estos sistemas en anillo abierto con el fin de garantizar la continuidad del servicio en caso de falla y en seccionadores entrada - salida. Los cables a instalar en baja tensión son aislados a 600 V con polietileno termoplástico PE-THW y recubierto con una chaqueta protectora de PVC y en calibres de 400 - 350 297 MCM 4/0 y 2/0 AWG generalmente. Cámaras: que son de varios tipos siendo la más común la de inspección y de empalme que sirve para hacer conexiones, pruebas y reparaciones. Deben poder alojar a 2 operarios para realizar los trabajos. Allí llegan uno o más circuitos y pueden contener equipos de maniobra, son usados también para el tendido del cable. La distancia entre cámaras puede variar, así como su forma y tamaño. Empalmes uniones y terminales: que permiten dar continuidad adecuada, conexiones perfectas entre cables y equipos. 94

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A pesar de que existen equipos adecuados, resulta difícil y costoso localizar las fallas en un cable subterráneo y su reparación puede tomar mucho tiempo, se recomienda construir estos sistemas en anillo abierto con el fin de garantizar la continuidad del servicio en caso de falla y en seccionadores entrada - salida.

TABLA 19 REACTANCIA INDUCTIVA XL EN /M DE CABLE MONOPOLARES SUBTERRÁNEOS

La inducción y consecuentemente, la reactancia inductiva de cables en paralelo de una misma fase debe ser igual para todos, puesto que de ella depende la distribución de la corriente en ellos; por ejemplo, en un sistema con 2 cables en paralelo es de esperarse que cada uno conduzca la mitad de la carga; si el sistema no tiene una reactancia inductiva uniforme esto ocasionará que uno de los cables conduzca una carga mayor que la proyectada, ocasionando envejecimiento prematuro de los aislamientos y como consecuencia, fallas. Se obtiene una distribución completamente uniforme de la corriente sólo cuando se utilizan cables de 3 conductores, puesto que de esa manera se elimina la influencia inductiva de los cables próximos. 95

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En el caso de cables monopolares en paralelo que están dispuestos en configuración plana, si los cables de una misma fase están agrupados y tendidos uno junto al otro, figura 88 (a), se obtiene un coeficiente de inducción muy irregular. Es mejor agrupar los cables de distintas fases en sistemas y hacer que las separaciones entre los cablesd pertenecientes a un sistema sea menor que las distancias D entre los propios sistemas. El orden de las fases dentro de un sistema es igualmente de gran importancia. En concordancia con el número de sistemas trifásicos se recomienda la sucesión de fases de la figurason 88 (b). Con esta disposición, los coeficientes paralelos fase prácticamente iguales, mientras que en de lasinducción fases A, de B los y Ccables difieren entre en sí. una Sin embargo, esto es menos perjudicial que la diferencia en inducción de cables de la misma fase. En la figura 3.8 c se tiene un ejemplo de distribución que cumple con las condiciones de agrupar cables de distintas fases en sistemas y también conservar la separación entre sistemas D >>d mayor que la que existe entre cables; pero es desfavorable pues, en este caso, difieren no sólo los coeficientes de inducción entre las fases A B C, sino también, los de los cables paralelos en una misma fase.

Figura 88. Agrupación de cables monopolares en paralelo En el caso de cables en ductor, puede suceder que, además de tener cables en configuración plana, se tengan más ductos en posición vertical. En esta situación se recomienda agrupar a los cables como se muestra en la figura 89 El coeficiente de inducción de los cables conectados en paralelo es prácticamente uniforme si se adopta esta disposición.

Figura 89. cables dispuestos en ductos 96

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SELECCIÓN DEL CONDUCTOR PARA EL SISTEMA Para seleccionar el tipo de conductor subterráneo en sistemas de distribución primaria es necesario tener en cuenta lo siguiente: La disposición más adecuada y económica de la instalación. Las condiciones en que va a funcionar la instalación, tales como las relativas a humedad y temperatura, y las relacionadas con la necesidad de proveer los conductores con protecciones mecánicas. Las características de la demanda en relación con la densidad de carga y su factor de crecimiento. · ·

·

Estos factores influyen en las decisiones sobre la ruta de los circuitos y sobre las provisiones que deba contemplar el diseño para ampliaciones futuras. ·

Los efectos electromecánicos bajo condiciones de cortocircuito.

La consideración de los aspectos anteriores debe conducir hacia la selección del tipo de construcción más apropiada de los conductores, su conformación y aislamiento. Los cables subterráneos pueden construirse de tal forma que un cable lleve un solo conductor o varios, como se aprecia en la figura 90.

Figura 90. Tipos de cables (a) con un solo conductor, (b) con múltiples conductores. 97

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PARTES DE UN CABLE SUBTERRÁNEO Los cables subterráneos deben estar cubiertos por una funda, la cual los proteja de daños mecánicos durante la instalación, de humedad, gases, químicos y otras sustancias que pueda haber en el terreno donde estar instalados y que pueden ocasionar el deterioro del conductor.

Figura 91. Cable subterráneo A parte de la funda, los cables subterráneos tienen aislamiento, el cual en la mayoría de los casos consiste en plástico, aunque para aplicaciones particulares se utilizan compuestos minerales de caucho. Para mayor protección se utiliza papel aislante impregnado en aceita, enrollado alrededor del conductor antes de aplicar la funda aislante. Alrededor del conductor se encuentra una cinta aislante semiconductora con el propósito de eliminar distorsiones del campo eléctrico producidas por las asperezas de los hilos conductores de la última capa del conductor. Sobre el aislamiento se utiliza otra cinta semiconductora para homogenizar las distorsiones del campo eléctrico, que no fueron confinadas por la primera cinta instalada sobre el conductor. Sobre la cinta aislante del aislamiento hay una malla metálica, la cual es una capa conductora (la cual se aterriza) para obtener una mayor eficiencia del aislamiento, ya que el campo eléctrico se distribuye uniformemente alrededor de conductor. Cuando los cables son instalados directamente, usualmente se fabrica con una armadura metálica; esta consiste en cable de acero galvanizado enrollado alrededor de la funda aislante, la función principal de ésta armadura es proteger al cable de daños mecánicos. Para cables submarinos (aquellos sumergidos en grandes extensiones de agua), aparte de la funda protectora, con envolturas de un unaescudo mangaprotector de fibrasmás alquitranadas, y la armadura metálicase es protegen más voluminosa para ofrecer eficaz.

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Figura 92. Cable submarino

Figura 93. Partes que constituyen un cable subterráneo

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AISLAMIENTO DE CABLES SUBTERRÁNEOS Para el aislamiento de los cables subterráneos se pueden utilizar los siguientes materiales: · · ·

XLPE: polietileno reticulado. EP – Etileno propileno (EPR – caucho de etileno propileno) PVC – Policlorulo de vinilo

En las siguientes tablas se presentan algunas de las propiedades de estos materiales

TABLA 20 CARACTERÍSTICAS COMUNES DE AISLAMIENTO EN CABLES DE POTENCIA

TABLA 21. TEMPERATURA MÁXIMA PARA CONDUCTORES CON AISLAMIENTO SECO Temperatura Máxima °C Tipo de Aislamiento Seco Servicio permanente cortocircuito t