207

9 TÓPICOS PARTICULARES DE ALTA TENSIÓN

9.1 – ASPECTOS GENERALES DE AISLAMIENTO

De acuerdo con la IEC, la coordinación de aislamiento comprende la selección de la

fortaleza eléctrica (electric strength) del equipo y su aplicación en relación con los voltajes

que puedan aparecer en el sistema en que se instalarán dichos equipos, teniendo en cuenta

las características de los dispositivos de protección disponibles, con el propósito de reducir

a un nivel económica y operacionalmente aceptable la probabilidad de que los esfuerzos de

voltaje (voltage stress) impuestos a los equipos causen daños al aislamiento de los mismos

o afecten la continuidad de servicio.

El fin básico de la recomendación IEC es dimensionar al aislamiento en concordancia con

las condiciones operacionales con particular énfasis en extra alto voltaje. Esto significa que

el arreglo de aislamiento tiene que garantizar la seguridad y la confiabilidad y además, ser

lo más económico posible, considerando para propósitos de dimensionamiento únicamente

aquellos esfuerzos a los que los componentes serán realmente sometidos durante su vida

útil. Este proceso ha sido ayudado grandemente por el hecho de que se ha adquirido un

conocimiento extensivo de los diferentes tipos de esfuerzos y la correspondientemente

asequible fortaleza eléctrica del material mediante, por una parte, investigaciones por

analizadores de redes, mediciones en los sistemas de potencia y métodos computacionales

y por la otra, mediante técnicas experimentales mejoradas.

Para la coordinación de aislamiento deben considerarse los siguientes cuatro criterios:

� Esfuerzos de sobrevoltajes

� Fortaleza eléctrica de los componentes.

� Protección de sobrevoltaje

� Grado de seguridad deseado contra los sobrevoltajes

208

Fig. 9.1 – Proceso para coordinación de aislamiento

209

Existe amplia literatura para la obtención de un arreglo económicamente óptimo debido a

que en las recomendaciones IEC no existe un valor de aguante (withstand) único asignado

para cada nivel de voltaje de operación, sino una diversidad de valores. Sin embargo, esto

significa que no hay un método predeterminado de diseño de un sistema, sino más bien, que

la solución óptima, técnica y económica, tiene que hallarse de manera iterativa, observando

todas las posibles alternativas.

Este proceso se muestra en la figura 9.1. Para obtener una solución óptima, deben repetirse

varias veces los diferentes pasos y considerar todas las posibilidades.

9.1.1 - Esfuerzos de voltaje en el sistema

La figura 9.2 indica los diferentes tipos de sobrevoltajes con respecto tanto a su amplitud

como a su duración efectiva.

Fig. 9.2 – Tipos de sobrevoltajes

La cantidad fundamental es el voltaje nominal del sistema Um, es decir, el mayor voltaje

que ocurre en el circuito durante su operación normal.

9.1.1.1 - Sobrevoltajes temporales

Los sobrevoltajes temporales, tipificados por amplitud y duración tienen un doble

significado para la coordinación de aislamiento:

� Pararrayos (surge arrester): selección del voltaje nominal o voltaje de operación al

que se requiere sea limitado el pararrayos.

� Aislamiento externo: determinación de la forma del aislador y la distancia de fuga

(creepage) en presencia de polución.

210

Estos sobrevoltajes, que son de larga duración y ocurren a la frecuencia industrial, son

generalmente causados por:

� Bote de carga :

� De la unidad generador – transformador: aumenta 1,15 a 1,14 p.u, duración

aproximada de 1 segundo.

� De la red: aumenta 1,1 p.u., duración aproximada de 30 segundos.

� Falla monofásica a tierra: aumento de voltaje en fases sanas:

� Con neutro aislado o con compensación de falla a tierra 1,73 p.u.

� Con puesta a tierra sólida: entre 1,2 y 1,4 p.u.

� Efecto Ferranti

� Ferroresonancia

� Fenómenos de resonancia, como por ejemplo, asociados a la corriente inrush que

ocurren cuando se conectan los transformadores sin tener carga.

9.1.1.2 - Sobrevoltaje de maniobra

Existen muchos tipos de sobrevoltajes de maniobra. Para propósitos de coordinación sólo

se consideran los sobrevoltajes relativamente rápidos y generalmente con alta atenuación.

Tanto el fenómeno como la distribución estadística de la amplitud del sobrevoltaje son

ampliamente conocidas hoy en día. Merece especial atención la interrupción de bajas

corrientes inductivas. La mayor o menor habilidad de los diferentes tipos de disyuntores

para interrumpir corrientes antes de que pasen por cero, puede causar sobrevoltajes,

requiriendo su limitación una atención especial. Las mediciones muestran que aún cuando

el disyuntor pueda, bajo ciertas condiciones, interrumpir la corriente bien temprano durante

el proceso de interrupción, la reignición ocurre ya que la rigidez dieléctrica es insuficiente

para soportar el voltaje que aparece entre los contactos. Durante este ciclo repetido de

extinción y reignición, pueden ocurrir sobrevoltajes generadores de esfuerzos sobre los

dispositivos de protección varias veces en sucesión. Esta posibilidad tiene que ser tomada

en cuenta cuando se determine la capacidad de absorción de energía de los pararrayos.

9.1.1.3 - Sobrevoltaje por rayos

211

Fundamentalmente, es imposible prevenir los sobrevoltajes producidos por tormentas. Los

parámetros básicos a considerar en la gerencia de riesgos en las plantas eléctricas son la

frecuencia de las tormentas y la distribución probabilística de las amplitudes y tasa de

aumento de la corriente de choque (surge current).

La frecuencia de las tormentas viene dada por el nivel isoceráunico, es decir, el número de

días al año en que ocurren tormentas. Basado en experiencia, el número de impactos de

rayos a tierra por km2 por año puede calcularse de la siguiente manera:

impactos de rayo a tierra = (0,15 a 0,2) x nivel isoceráunico

Km2 x año

El voltaje por rayo se determina, en el punto de impacto, como el producto de la corriente

impresa por el rayo y la impedancia de choque (impedancia ante el tipo de forma de onda o

surge impedance).

Los factores determinantes en el caso de líneas aéreas son la altura de la estructura, el cable

de guarda y la puesta a tierra de la estructura.

Las ondas viajeras que emanan desde el punto donde impacta el rayo está sujeto a una

atenuación por la resistencia, que depende de la frecuencia, del conductor, de la tierra y por

corona, causando un incremento en el tiempo del frente de onda que es dependiente del

tiempo de viaje, asumiéndose una extensión de este tiempo de entre 0,6 y 1 µseg/km, como

valor grueso de orden de magnitud.

9.1.2 - Fortaleza eléctrica de los arreglos de aislamiento

Además de los esfuerzos de voltaje ocurrentes durante la operación, la fortaleza eléctrica

del aislamiento proporciona la segunda base para el dimensionamiento del aislamiento y

para las especificaciones de las pruebas.

El comportamiento del aislamiento conductor – tierra, es decir, aislamiento entre partes

vivas y muertas del equipo se explicará con referencia a las curvas de la figura 9.3.

212

Fig. 9.3 – Comportamiento de las clases de aislamiento

Estas curvas muestran el voltaje de aguante (withstand voltage) del material graficado

contra la amplitud y duración del voltaje

Los distintos medios de aislamiento pueden dividirse en tres clases:

Clase I: Además de un valor alto para la onda 1,2/50 µseg, el voltaje de aguante es

constante desde las ondas de choque por maniobra hasta la prueba de 1 minuto. Tanto el

aislamiento por aire en el rango de media tensión como el aislamiento en SF6 están

incluidos en esta clase.

Clase II: Además de tener valores muy altos para ondas de frente escarpado, estas curvas

muestran una drástica caída en la región de ondas causadas por maniobras, reasumiendo

subsecuentemente un voltaje de soporte mayor y plano para los aumentos de voltaje a

frecuencia industrial. Este comportamiento es típico de espaciamiento de aire como los

encontrados para voltajes de operación de 300 kV o superiores.

Clase III: Esta clase incluye materiales aislantes líquidos y sólidos, los cuales pueden

considerarse agrupados por tener básicamente un comportamiento similar.

En ambos casos, la fortaleza eléctrica cambia con la duración del esfuerzo de voltaje de

corriente alterna. Por tanto, la vida de servicio requerida es de gran importancia y es

parcialmente responsable de los arreglos de aislamiento. El voltaje de aguante para una

onda 1,2/50 µseg es al menos 1,5 o 1,6 veces el valor pico del voltaje de aguante a

frecuencia industrial. Para tiempos mayores de 0,1 seg, el esfuerzo de voltaje es únicamente

voltaje de corriente alterna.

213

La curva de la gráfica sólo muestra el comportamiento teórico, siendo afectada la curva real

que determina la vida de servicio del aislamiento por una serie de factores, tales como el

arreglo del aislamiento, la forma del electrodo, pureza del aceite, temperatura, presencia de

descargas parciales, estabilidad térmica, etc.

Debe ser posible estimar el voltaje de aguante con la menor cantidad de pruebas sencillas

para poder diseñar el aislamiento económicamente y chequearla subsecuentemente. Para

este fin, la recomendación de la IEC especifica estas tres pruebas para coordinación de

aislamiento:

� Verificación de voltaje de aguante al impulso de rayo (1,2/50 µseg)

� Verificación del voltaje de aguante al impulso de maniobra (250/2500 µseg)

� Verificación del voltaje de aguante a frecuencia industrial.

Estos tres voltajes de prueba se muestran en la misma figura 9.3 con su aproximada

duración de esfuerzo. Está visto que la utilidad de las clases I y III pueden verificarse

mediante las pruebas con los esfuerzos más cortos y más largos, es decir, voltaje de

impulso del rayo y el de frecuencia industrial, dado que la fortaleza de ambas clases

decrece a medida que aumenta la duración del esfuerzo. Sin embargo, para la clase II sería

necesario incluir una prueba de voltaje de aguante al impulso de maniobra en conjunto con

el de impulso de rayo. Aquí no será necesario la verificación del voltaje de corriente alterna

ya que el voltaje de aguante a frecuencia industrial es mayor que el de impulso de

maniobra. Para la clase III, en particular, la prueba de un minuto del voltaje de aguante a

frecuencia industrial permite sólo una determinación aproximada de un número de factores

significativos. Cuando sea necesario tendrán que ejecutarse pruebas adicionales como las

pruebas de descargas parciales para convertidores y transformadores.

9.1.3 - Limitación de los sobrevoltajes

La selección de los componentes, incluyendo los equipos limitadores de sobrevoltajes, se

determinan por factores de seguridad y economía. Se ha hallado que no es suficiente por sí

mismo la limitación de sobrevoltaje de rayos y transitorios, sino que más bien, debe

mantenerse bajo el sobrevoltaje de frecuencia industrial, especialmente en voltajes de

operación elevados (400 kV y más). Esto es ayudado no sólo por una secuencia de

maniobra seleccionada, sino en particular, por compensación en serie o en paralelo de las

líneas. Los resistores de maniobra amortiguan el transitorio, especialmente al momento de

conectar la línea.

214

En los rangos más bajos de voltajes del sistema (por debajo de 37,5 kV) se utilizan los

capacitores de protección para prevenir ondas escarpadas de sobrevoltaje. Puede

proporcionarse una solución adicional superior mediante los pararrayos (surge arresters),

en particular, donde sea imposible prevenir sobrevoltajes en componentes altamente

vulnerables o donde, usándose dispositivos limitadores, puedan sobrepasarse los

sobrevoltajes de maniobra específicos con únicamente bajo grado de probabilidad. El

pararrayos puede asumir también la protección completa en la eventualidad de una falla de

un equipo de la instalación, como por ejemplo, un disyuntor. Mientras originalmente se

empleaba para proteger el aislamiento interno del equipo contra sobrevoltajes de rayo,

ahora los pararrayos son también adecuados para limitar los sobrevoltajes de maniobra.

Existen dos factores básicos que gobiernan la selección de un pararrayos:

El primero es el nivel de protección, representado por el voltaje del pararrayos, el cual no

debe ser excedido ni durante una chispa (sparkover) ni durante la descarga de un

sobrevoltaje. Esto comprende:

� El voltaje de chispa del frente de onda dividido entre 1,15 (este factor tiene en

cuenta el incremento de fortaleza eléctrica en casi todos los medios aislantes cuando

ocurre un frente escarpado).

� El voltaje de chispa de impulso de rayo.

� El voltaje residual a la corriente de descarga nominal.

� El voltaje de chispa de impulso de maniobra para sistemas de alto voltaje.

El segundo incluye el voltaje nominal del pararrayos. Por definición, éste es el máximo

voltaje de corriente alterna permisible en los terminales del pararrayos al que la corriente

que viene con el rayo pueda ser interrumpida. Este concepto se ha flexibilizado debido a la

alta tecnología utilizada en los pararrayos. La máxima capacidad de extinción de un

pararrayos ya no depende de un voltaje nominal dado sino que puede ser relacionado con

un posible sobrevoltaje. Tal pararrayos es capaz, por ejemplo, de limitar sobrevoltajes por

algunas décimas de milisegundos durante operaciones de maniobra y de finalmente operar

(reseal) enfrentando un voltaje del sistema 20% mayor que el valor nominal del pararrayos.

La secuencia en este caso no incluiría más de dos operaciones de maniobra para permitir

suficiente tiempo al pararrayos para enfriarse. Así, la capacidad de operación (reseal) ya no

depende del voltaje nominal, sino de una absorción permisible de energía, la cual a su vez,

es función de la elevación del voltaje del sistema durante o después de la extinción. Es

posible entonces comparar las dimensiones de pararrayos con los sobrevoltajes transitorios

215

que ocurren en las redes de extra alto voltaje. Además, la fabricación de pararrayos

especialmente desarrollados y en particular el control óhmico y capacitivo de la

distribución del voltaje a través de los spark-gaps hace posible confrontar las características

de voltaje de chispa (sparkover voltage) con los requerimientos específicos o con la

coordinación de aislamiento a un alto grado.

9.1.4 - Coordinación de aislamiento, pararrayos

Los valores de aguante se pueden hallar sobre la base de los sobrevoltajes y la posible

fortaleza eléctrica de los diversos arreglos de aislamiento. La figura 9.4 muestra el principio

del procedimiento utilizando un pararrayos. Cuando se está determinando el voltaje de

aguante, deben tenerse en cuenta las características especiales y la data de los diferentes

sistemas de potencia. Se ha encontrado conveniente dividir los voltajes de operación Um en

tres rangos:

� Rango A: 1 kV ≤ Um ≤ 52 kV

� Rango B: 52 kV ≤ Um ≤ 300 kV

� Rango C: 300 kV ≤ Um.

a: parámetros de la red

ULE = Valor pico del voltaje nominal fase –

tierra = upUm .13

2=

Ce = Factor de puesta a tierra

U = Voltajes de aguante (withstand)

b: características del pararrayos

UA = Voltaje nominal del pararrayos

UP = Nivel de protección del pararrayos

Relaciones:

UA = Ce . ULE

CI, CS = Margen de seguridad:

Voltaje de aguante / nivel de protección

Fig. 9.4 - Coordinación de aislamiento con pararrayos

El rango A (figura 9.5) cubre los sistemas típicos de distribución. En dicha figura se

muestra una curva de frecuencia industrial y dos curvas de impulso de rayos para cada

voltaje Um. Los sobrevoltajes de maniobra están cubiertos con el valor de voltaje de

216

aguante de impulso de rayo y de frecuencia industrial. Durante el dimensionamiento del

aislamiento, el énfasis se pone en vencer el voltaje de impulso de rayo. El factor decisivo en

la selección del voltaje de aguante del tipo 1 o del tipo 2 de la figura 9.5, es la situación de

riesgo de daño ofrecido por el sobrevoltaje de rayo. Esto depende del tipo de circuito, es

decir, si la instalación involucrada es parte de un extenso sistema de cables sin contacto

directo con líneas aéreas o conectadas directa o indirectamente vía bushings de cable al

sistema de líneas aéreas.

Mientras más corta es la línea que conecta al pararrayos, mayor será la protección que éste

ofrece.

La reflexión de ondas viajeras en esta conexión puede resultar en incrementos de voltaje en

el equipo protegido. Una primera aproximación de la diferencia entre el nivel de protección

en el pararrayos y el voltaje en el equipo remoto viene dada por

∆U = s. 2 . l (kV)

300

Donde: s = rata de aumento del sobrevoltaje, por ejemplo, 1200 kV/µseg. l = longitud de línea (m) entre el pararrayos y el equipo a ser protegido.

Debería tenerse en mente que la conexión a tierra tiene que ser incluida en la longitud l, si

ésta no tiene otra impedancia al impulso sustancialmente menor.

Fig. 9.5 – Voltajes para el rango A Fig. 9.6 – Voltajes para el rango B

217

Este aumento de voltaje ∆V no es proporcional al voltaje nominal y por tanto, es más

notorio en los sistemas de bajo voltaje. Debe tomarse en cuenta que en el rango A de

voltaje, la razón del nivel de aislamiento al nivel de protección (para margen de seguridad,

véase figura 9.4) es al menos 1,4:1 para sobrevoltajes de rayos.

El rango B (figura 9.6) atiende los circuitos diseñados para distribución y transmisión.

Debido a que también en este caso, los sobrevoltajes de rayos pueden afectar las

dimensiones del aislamiento, se dan los voltajes de aguante de impulso de rayos y de

frecuencia industrial. Sólo en casos excepcionales, los sobrevoltajes de maniobra

representan un problema en este rango, ya que son cubiertos por los valores de voltaje de

aguante de impulso de rayos y de frecuencia industrial.

Aquí debe recordarse que las redes no son operadas únicamente con bobinas de supresión,

sino también con una puesta a tierra del neutro de baja impedancia. La forma en que se trate

con el neutro implica que con puesta a tierra monopolar, los incrementos de voltaje

transitorios en las fases sanas puede tener diferentes valores. En las redes con

compensación de falla a tierra o punto neutro aislado, los terminales de la estrella de los

transformadores generalmente tienen los mismos valores de aguante que las entradas de las

fases y están protegidos por pararrayos. En el evento de una falla a tierra, el voltaje en el

neutro se aproxima al de fase. Así, el voltaje nominal seleccionado para el pararrayos del

punto de la estrella debería ser cerca del 60% del más alto voltaje fase-fase del sistema,

procedimiento éste nacido tras años de experiencia.

En muchos casos, no todos los puntos neutros de las estrellas de los transformadores de una

subestación están puestos a tierra con la intención de reducir la corriente de cortocircuito

monofásico de las redes sólidamente puestas a tierra con altas potencias de cortocircuito.

Aquí, la elección del voltaje nominal se basa en el valor de aguante del aislamiento

reducido del neutro de la estrella. En caso de una falla, el neutro no puesto a tierra alcanza

un valor que no excede el 40% del voltaje fase-fase del sistema, siempre que se mantengan

las condiciones de puesta a tierra sólida para el sistema.

Una excepción es el caso ( que debe evitarse en lo posible) de un transformador operado

con un neutro no puesto a tierra, que puede aislarse de la red cuyo neutro alcanza

aproximadamente el voltaje de fase en caso de falla a tierra.

El rango C (figura 9.7) ilustra el intento de adaptar todas las especificaciones futuras tan

cerca como sea posible de los esfuerzos operacionales reales, por razones económicas.

218

Fig. 9.7 – Gráfica de voltajes para el rango C

Esto lleva a las siguientes consideraciones:

Los esfuerzos ocasionados por sobrevoltajes de maniobra no son ya cubiertos por los

valores usuales de aislamiento de los rangos A y B. En el rango de entre 300 y 420 kV para

Um, existe una región en la que los sobrevoltajes de maniobra sirven para dimensionar el

aislamiento externo. La introducción de la prueba de voltaje de impulso de maniobra en

lugar de la prueba a frecuencia industrial también será útil para el aislamiento interno

cuando, además del reducido esfuerzo de voltaje de frecuencia industrial, se pueda verificar

una capacidad adecuada de aislamiento, por ejemplo, mediante una prueba de descargas

parciales.

Se hace una distinción básica entre la coordinación de instalaciones y equipos protegidos

por pararrayos y aquellos que quedan fuera del rango de protección de los mismos. Estos

últimos tienen que basarse en los posibles esfuerzos por sobrevoltajes de maniobra para

propósitos de un arreglo práctico de aislamiento externo. Hay dos métodos para seleccionar

los valores de aislamiento:

El método convencional consiste en seleccionar el voltaje nominal de impulso de maniobra

sobre la base del valor más alto esperado de sobrevoltaje de maniobra. Éste debería estar,

entonces, por arriba por un adecuado margen. Debido a que el sobrevoltaje de maniobra

más alto usualmente se obtiene a partir de la experiencia y sólo se determina más

precisamente en casos especiales para un punto dado en la red o para una operación de

maniobra dada, mediante análisis de redes o mediciones, este margen de seguridad no sólo

debe dejar espacio para la incertidumbre en su determinación sino para la dispersión en la

fortaleza del aislamiento.

219

En la práctica se ha encontrado satisfactorio un margen de seguridad de 1,15 a 1,25 (Cs en

figura 9.4).

El método estadístico toma en cuenta el hecho de que no existen valores absolutos para los

sobrevoltajes de maniobra o para la fortaleza eléctrica, sino que ambas son funciones

estadísticas de distribución que dependen del voltaje.

Similarmente al margen utilizado en el método convencional, el método estadístico tiene

como criterio de dimensionamiento al factor de riesgo R, el cual puede calcularse desde la

probabilidad de ruptura y la densidad probabilística de sobrevoltajes. Para instalaciones de

420 kV el orden de magnitud es R<10-3, lo que significa que probablemente habrá una

ruptura por cada 1000 operaciones de maniobra. Basado en la experiencia acumulada, es

suficiente trabajar con el método convencional.

El dimensionamiento y la coordinación de los equipos e instalaciones con aislamiento

interno se basa en la capacidad de protección de los pararrayos. En el rango C, la razón del

nivel de aislamiento al nivel de protección es de 1,15:1 (Cs en figura 9.4) para sobrevoltajes

de maniobra. Como el tiempo de aumento del frente de onda de los sobrevoltajes de

maniobra es sustancialmente más largo que los tiempos de tránsito local en instalaciones,

puede asumirse que el pararrayos cubrirá un amplio rango de voltajes de maniobra.

Esto significa que el despliegue de efectos desde el pararrayos a la velocidad de la luz luego

de que ésta haya respondido al evento, es suficientemente rápido como para prevenir un

aumento del voltaje a niveles superiores al nivel de protección. Sin embargo, en el caso de

sobrevoltajes por rayos la situación es bastante diferente. Considerando los posibles

aumentos muy escarpados en el voltaje, el margen de seguridad entre el voltaje de aguante

y el nivel de protección de 1,2 parece ser muy estrecho. Este margen de seguridad y por

ende, el espaciamiento (clearance) de protección local, puede ampliarse tanto desde el

punto de vista del aislamiento, donde los valores de aguante al impulso de rayos están

considerablemente por arriba de aquellos impulsos de maniobra, como desde el punto de

vista del pararrayos que, al ocurrir el sobrevoltaje de rayo hace posible una reducción en el

nivel de respuesta con la ayuda de medidas constructivas especiales.

9.2 - DISPOSICIÓN FÍSICA DE LAS SUBESTACIONES

9.2.1 - Coordinación de aislamiento

220

El aislamiento de los aparatos instalados en los sistemas se clasifican por su aptitud de

aguantar estadísticamente con un coeficiente de seguridad conocido, la aplicación repetida

de ondas de choque de rayo y ondas de choque de maniobra a valores especificados en las

normas (IEEC 71.1), en correlación con los valores normales del sistema. La buena

utilización de los aparatos, habida cuenta de las características propias del sistema en el que

están instalados, implica la colocación de dispositivos apropiados: sistema de guarda,

pararrayos o descargadores, destinados a limitar a un nivel permisible los valores de las

sobretensiones susceptibles de que les sean aplicadas.

Es importante, por tanto, disponer los aparatos unos con relación a otros de manera de

conservar la coordinación. Esta implica la instalación de manera que las distancias en el

aire que separa sus partes bajo tensión de las estructuras metálicas puestas a tierra y de las

partes bajo tensión que las separan de otros polos de aparatos, puedan soportar al menos las

mismas tensiones en todas las circunstancias. (Ver tablas 9.1)

También implica la instalación de descargadores o de pararrayos en lugares definidos por

sus características y aquellas de los aparatos que proteger.

El personal de explotación, por otra parte, debe poder trabajar y circular en la subestación.

En los lugares en que el personal debe intervenir, es necesario que su distancia a las partes

bajo tensión sea de al menos una distancia de aislamiento a masa, incluyendo la amplitud

de los movimientos que deba realizar con sus extremidades. (figuras 9.8 y 9.9)

Fig. 9.8 – Altura de seguridad

Una subestación es por tanto construida para disponer los aparatos de manera de realizar el

esquema eléctrico a unas distancias unos de otros, tales que los aislamientos en el aire

221

respecto a la masa y entre fases, sean rigurosamente respetadas y que sean posibles las

intervenciones dejando el máximo número posible de circuitos bajo tensión.

Fig. 9.9 – Espacios para circulación de personal

Tabla 9.1.a. – Correlación entre niveles de aislamiento y distancias mínimas en el aire

fase - tierra

Tensión nominal de aguante a las ondas de

rayos (kV)

Distancias mínimas en el aire entre fase y

tierra (mm)

40 60 60 90 75 120 95 160 125 220 145 270 170 320 250 480 325 630 450 900 550 1100 650 1300 750 1500

222

Tabla 9.1.b. – Correlación entre niveles de aislamiento y distancias mínimas en el aire

fase - tierra

Tensión de aguante a las ondas (kV) Distancias mínimas en el aire entre fase y tierra (m)

Tensión nominal de aguante a las ondas de rayos

Tensión nominal de aguante a las ondas de rayos

Conductor – Estructura metálica

Punto – Estructura metálica

(650) 750 1,4 1,5 (650) 850 1,5 1,7 750 850 1,6 1,9 750 950 1,7 1,9 850 950 1,8 2,4 850 1050 1,9 2,4 950 1050; 1175 2,2 2,9 1050 1175; 1300; 1425 2,6 3,4 1175 1300; 1425; 1550 3,1 4,1 1300 1425; 1550; 1800 3,6 4,8 1425 1550; 1800; 2100 4,2 5,6 1550 1800; 1950; 2400 4,9 6,4

Tabla 9.1.c. – Correlación entre niveles de aislamiento y distancias mínimas en el aire

entre fases

Nivel de aislamiento y valores de distancias mínimas entre fases en el aire

Tensión nominal de aguante a las ondas de rayos fase – fase (cresta)

Distancia nominal entre fases en el

aire

kV mm 20 60 40 60 60 90 75 120 95 160 125 220 145 270 170 320 250 480 325 630 450 900 530 1100 650 1300 750 1500 850 1700 950 1900 1050 2100

223

Tabla 9.1.d. – Correlación entre niveles de aislamiento y distancias mínimas en el aire

entre fases

Nivel de aislamiento y valores de distancias mínimas entre fases en el aire

Tensión nominal de aguante a ondas de maniobra

Distancias mínimas entre fases en el aire para las disposiciones:

Valor de cresta Conductor – Conductor paralelo

Bajante - Conductor

kV m m

1175 2,4 2,8 1300 2,7 3,2 1425 3,1 3,6 1550 3,5 4,1 1675 3,9 4,6 1800 4,3 5,2 1950 4,9 5,9 2100 5,6 6,8 2250 6,3 7,7 2400 7,1 8,8 2550 7,9 10,0

9.2.2 - Influencia de los aparatos utilizados

9.2.2.1 - Seccionadores

Los seccionadores y la manera como se realiza la ruptura (apertura de sus contactos) tiene

una importancia esencial en la arquitectura de la subestación (ver figura 9.10). En efecto,

frecuentemente sus cuchillas permanecen bajo tensión, cualquiera sea la posición que

ocupan, es decir, interrumpiendo o estableciendo el circuito.

En los estudios de dimensionamiento de subestaciones, estos aparatos intervienen como si

sus partes bajo tensión ocuparan todo el volumen recorrido por las cuchillas. Es a partir de

este volumen que se dimensionan las distancias de aislamiento mencionados arriba.

Los tramos son más anchos cuando las cuchillas bajo tensión se desplazan en un plano

horizontal y son más estrechas, aunque sus conexiones serían mas altas, cuando las

cuchillas se desplazan en el plano vertical.

Para reducir el volumen bajo tensión, las cuchillas de ciertos seccionadores se repliegan

como en los seccionadores pantógrafos. Esta disposición particularmente compacta se

pueden obtener cuando estas cuchillas vienen a cerrar sobre terminales fijos directamente

sobre la conexión o sobre el aparato a conectar.

224

Fig. 9.10 – Volúmenes de instalación de diferentes tipos de seccionadores

9.2.2.2 - Disyuntores y transformadores de corriente

La buena utilización de los transformadores de corriente y de los disyuntores dependen de

las condiciones de propagación de tensión que resultan del cebado entre cuchillas de los

seccionadores en el curso de la maniobra o la que se restablece entre los bornes del

disyuntor. De hecho esta condición generalmente se satisface cuando la inductancia del

circuito baja más allá de un mínimo.

Conviene por tanto prever una distancia suficiente de una parte, entre seccionadores y

transformadores de corriente y de otra parte, entre el disyuntor y el divisor de tensión

capacitivo, transformador de tensión y circuito de acoplamiento (ver figura 9.11).

225

A) Generación de corriente de alta frecuencia durante maniobras de seccionadores

b) Influencia de reactancias y capacitancias localizadas sobre la tensión de recuperación

Fig. 9.11– Influencia de los seccionadores y de los transformadores de medida

9.2.3 - Área de terreno

9.2.3.1 - Anchura

El ancho mínimo de la banda de terreno necesaria para instalar un tramo trifásico se define

en función de las dimensiones:

• de la pieza conductora bajo tensión que sea más ancha, teniendo en cuenta las

amplitudes posibles de sus piezas.

• de las distancias de aislamiento entre fases y a masa,

• del ancho de las estructuras metálicas ubicados entre los conductores, de las

distancias de trabajo necesarias en el mantenimiento.

Estas distancias elementales se articulan entre ellas de la manera indicada en la figura 9.12.

Otros criterios, tales como el valor del campo eléctrico a tierra o a la superficie de

conductores de geometría dada, conducen generalmente a anchuras mayores en las

subestaciones de muy alta tensión.

226

Fig. 9.12– Determinación del ancho de instalación necesario para un tramo trifásico

La determinación de las amplitudes de movimiento de piezas bajo tensión amerita reflexión

y examen. Según el caso, ella corresponde al ancho recorrido por una cuchilla bajo tensión

de un seccionador (ver figura 9.10) y a la vez, a la longitud de un aparato dispuesto

transversalmente (ver figura 9.13) o a la amplitud máxima esperada para las oscilaciones

de la cabeza de los aparatos o de los conductores. También, en el caso de cables tendidos,

esta amplitud esperada dobla el valor de la flecha máxima. En los instantes siguientes a la

eliminación de un cortocircuito, los conductores pueden, restituyendo la energía

almacenada durante la duración del mismo, ocupar cualquier posición hacia el interior del

volumen generado alrededor de la línea recta que une los anclajes (figura 9.14). Este

fenómeno debe tomarse en cuenta para las conexiones sometidas a recierre rápido.

227

Fig. 9.13– Disposición en forma de malla

Fig. 9.14– Volumen ocupado por el movimiento de conductores desnudos

Las anchuras necesarias para instalar los diferentes tramos trifásicos se definen entonces en

función de los aparatos y en función de la distancia entre anclajes de conductores.

En una subestación para una tensión dada, el ancho necesario para la instalación de un

juego de barras es generalmente diferente de la requerida para una derivación, dado que, en

este último caso, la anchura el tramo vendrá determinada por la mayor de las anchuras

necesarias, sea ésta la de los aparatos cercanos al suelo o la de los conductores tendidos en

la parte superior.

La asociación sobre el terreno de las anchuras correspondientes a estos distintos tramos

para conformar el esquema de la subestación define la longitud mínima del juego de barras.

228

9.2.3.2 - Longitud

La longitud mínima de la banda de terreno necesaria para instalar los aparatos previstos

para el esquema es igual a la suma de las longitudes de los aparatos y de las distancias a

dimensionar entre ellos que permitan su correcta explotación.

Estas distancias implementan la separación entre partes bajo tensión y masas de aparatos

vecinos instalados a niveles ligeramente diferentes. Estas distancias deben permitir las

intervenciones al abrir los seccionadores de la sección considerada (ver figura 9.15).

Fig. 9.15– Determinación de longitud de instalación para una serie de equipos

De todas maneras es necesario también tener en cuenta las longitudes que garanticen la

eficacia de los dispositivos instalados para protección contra las sobretensiones y de las

longitudes determinantes de los valores suficientes de inductancia entre los aparatos

generadores de frentes de onda o de reflexión de tensiones y aquellos cuyas características

son sensibles a la severidad y al valor de amplitud de esos frentes de onda.

Las anchuras de los tramos trifásicos y las longitudes de series de aparatos definen las

superficies elementales que, dispuestas para conformar el esquema y teniendo en cuenta el

sentido de salida de las líneas respecto al juego de barras y las anchuras previstas para las

pistas de circulación, determinan la superficie mínima necesaria para instalar la subestación

(ver figura 9.16).

229

Fig. 9.16– Área necesaria para la instalación de una subestación

9.2.3.3 - Fases asociadas / fases mixtas

En una configuración de fases asociadas como la mostrada en la figura 9.12, las

derivaciones o tramos pueden realizarse simétricamente de una parte y otra del juego de

barra. Cuando la instalación comprende dos o más juegos de barras dispuestos en un

mismo plano, las derivaciones provenientes de estas barras están orientadas hacia un solo

lado debido a esas dobles o triple conexiones que se requieren. De esta asimetría proviene

una mala utilización de terreno cuando las líneas y los transformadores están dispuestos de

una parte y otra de los juegos de barras ya que queda inhabilitado el terreno ubicado detrás

de la derivación (figura 9.17.a)

Es posible, no obstante, imbricar los diferentes juegos de barras de manera de ensamblar

fases homólogas sobre las mismas bandas de terreno, restableciendo una simetría que

permita realizar la disposición de las derivaciones del tipo back-to-back (ver figura 9.17.b).

230

a) Fases asociadas b) Fases mixtas

Fig. 9.17– Comparación entre disposiciones de fases de las barras

Los polos de los seccionadores de conexión a barras se sitúan ahora sobre diagonales

paralelas por debajo de las fases correspondientes de los juegos de barras. Esta disposición,

conocida como de “fase mixtas” ha sido aplicada en muchas partes del mundo y permite

una mejor utilización del terreno y un acortamiento del juego de barras.

9.2.4 - Altura

La altura de una instalación depende de la cantidad de tendidos de conductores que se

cruzan en un mismo punto. Estos tendidos se disponen de forma que en todo momento

queden separados por lo menos la distancia de aislamiento entre circuitos diferentes.

La definición de la altura de las piezas bajo tensión conectadas a estos circuitos también

exige cuidado. Ella corresponde, según el caso, a la altura de una pieza bajo tensión de un

aparato del tramo o a la longitud de un brazo de seccionador de apertura vertical (figura

9.10) o también a la flecha máxima presentada por un conductor tendido (ver figura 9.14).

En las instalaciones, los aparatos y los conductores que se unen materializan generalmente

la parte inferior del tramo. Los juegos de barras, aquellos que no están dispuestos

directamente sobre columnas de seccionadores, se instalan transversalmente por encima de

los equipos. Las disposiciones conocidas como “en malla” no implican estos dos niveles

(figuras 9.13 y 9.18).

231

Fig. 9.18– Alturas según disposición de fases para configuración en malla

Se requiere además un tercer nivel situado por encima de los juegos de barras para reenviar

las derivaciones hacia los aparatos rodeados por los juegos de barras: disyuntor,

seccionador de línea, transformadores de medida. Sin embargo, no existe una regla al

respecto y se pueden diseñar numerosas variantes (ver figuras 9.19 y 9.20).

Fig. 19.a) Determinación de la altura - Seccionadores a 2 columnas

Fig. 19.b) Determinación de la altura - Seccionador de cierre vertical

Fig. 19.c) Determinación de la altura - Seccionador pantógrafo

232

Fig. 9.20.a) Tres niveles de conexión con conductores tendidos – Seccionadores perpendiculares a las barras – Barras a nivel intermedio

Fig. 9.20.b) Dos niveles de conexión con conductores tendidos – Tipo “malla”. – Seccionadores paralelos a las barras – Barras en el nivel superior

Fig. 9.20.c) Tres niveles de conexión – Barras tubulares soportadas por los seccionadores en el nivel inferior

233

Fig. 9.20.d) Tres niveles de conexión, barras tubulares soportadas por seccionadores en el nivel inferior

Fig. 9.20.e) Tres niveles de conexión, barras tubulares soportadas por seccionadores en el nivel inferior (alternativa)

Fig. 9.20.f) Dos niveles de conexión, cables tendidos o tubos en “malla”. Seccionadores pantógrafos se cierran en las barras al nivel superior

234

Fig. 9.20.g) Disposición de fases mixtas – Dos niveles de conexión, barras tubulares soportadas por los seccionadores en el nivel inferior

Fig. 9.20.h) Disposición de fases mixtas – Dos niveles de conexión en malla, barras tubulares en la parte superior

Fig. 9.20.i) Esquema de anillos múltiples – Dos niveles de conexión, barras tubulares en el nivel inferior

235

La altura mínima de las piezas bajo tensión de la parte más baja del tramo viene impuesta

por las reglas de seguridad. Dicha altura permite la circulación por entre la subestación (ver

figura 9.8). Otros criterios como el valor máximo del campo eléctrico a tierra o a la

superficie de los conductores conduciría generalmente en las subestaciones de muy alta

tensión a ubicar los tendidos de conductores a alturas mayores.

9.2.5 - Influencia de los conductores

Las dimensiones de los conductores que materializan el arreglo de operación se seleccionan

para transportar una determinada corriente y además, soportar sin alteración la intensidad

máxima de corriente de cortocircuito susceptible de circular. En muy altas tensiones, estas

dimensiones también deben ser suficientes para no permitir descargas visibles por efecto

corona.

Los tipos de conductores intervienen en la arquitectura de las subestaciones por las

reacciones ejercidas sobre los soportes y por la amplitud de su propio movimiento.

9.2.5.1 - Tubos

Siempre que puedan dilatarse libremente, los tubos ejercen reacciones moderadas sobre los

soportes, lo que es favorable para realizar las conexiones entre equipos. De todas maneras,

su rigidez hace difícil su uso en regiones sísmicas. Por razones de resistencia mecánica, sus

soportes deben estar bien cercanos y por esta mismas razones, los diámetros relativamente

importantes no permiten generalmente descargas por efecto corona.

9.2.5.2 - Conductores desnudos

Los conductores ejercen sobre los anclajes una tracción cuyo valor es función de su peso,

de su vano y de la flecha tolerada. La utilización par la conexión directa entre los aparatos

instalados a un mismo nivel exige atención porque es necesario permanecer siempre dentro

de los límites de esfuerzos prescritos por las normas. Anclados entre pórticos, su

flexibilidad mecánica se adapta bien a las instalaciones propensas a sismos. La flecha

presentada por la acción del peso propio, como se ha indicado anteriormente, representa la

mitad del movimiento lateral posible de la conexión.

236

La superficie lateral del conductor es menos regular que la de los tubos y a secciones

iguales, su diámetro siempre es inferior, por tanto, en las subestaciones de muy alta tensión

es necesario utilizar haces compuestos de varios conductores en paralelo por fase para

evitar la aparición de descargas visibles por efecto corona.

9.3 - CONDUCTORES Y CONEXIONES

9.3.1 - Tipos de conductor

Las barras principales de la subestaciones normalmente son realizadas mediante

conductores desnudos trenzados o mediante tubos. A continuación se presenta una tabla

con el resumen de ventajas y desventajas de cada uno:

Tabla 9.2. – Comparación entre tipos de conductores

CONDUCTOR DESNUDO TUBO

Ventajas:

� Es más económico.

� Se obtienen claros más largos

Ventajas:

� Permite que las barras se ubiquen a una altura moderada, reduciendo las exigencias en cuanto a los soportes.

� Igual resistencia a la deformación en todos los planos

� Reduce la necesidad de soportes.

� Reduce las pérdidas por efecto corona y por efecto superficial.

� Alta capacidad relativa de conducción por unidad de área

Desventajas

� Obliga a que las barras sean instaladas a un nivel superior.

� Existen mayores pérdidas por efecto corona y por efecto superficial.

� No presentan una superficie de contacto uniforme para la realización de los conectores

Desventajas:

� Más costoso

� Requiere gran número de juntas debido a la limitación en las longitudes de fabricación y transporte.

En niveles de media tensión también puede resultar conveniente el uso de pletinas como

material para las barras y las conexiones, ya que los valores de corriente son mayores y las

237

pletinas presentan una buena ventilación debido a la mayor superficie de radiación por

unidad de área, especialmente si se instalan en posición vertical.

9.3.2 - Material del conductor

Los materiales utilizados para la fabricación tanto de los conductores trenzados como de los

tubos son el cobre y el aluminio. Para el caso de los conductores trenzados se emplean

también ciertas aleaciones de aluminio que mejoran el comportamiento mecánico.

Ventajas del cobre:

� Alta conductividad.

� Buena resistencia mecánica.

� Gran ductilidad y facilidad para permitir procesos como el estañado, plateado, etc.

� Buena conductividad térmica.

� No se oxida fácilmente

Ventajas del aluminio:

� Para la misma capacidad de corriente, pesa la mitad de lo que pesa el cobre.

� Alta resistencia a la corrosión atmosférica.

� Reduce el efecto corona.

En primer término, la selección del cobre o del aluminio puede depender del país de que se

trate. Por ejemplo, en Venezuela, donde tenemos una importante industria de aluminio

existirá la tendencia a utilizar ese material.

Por otra parte, también influye en la selección del material el nivel de tensión de la obra.

Esto ocurre por diversas razones:

� La necesidad de reducir el efecto corona en las subestaciones de muy alto nivel de

tensión.

� Las exigencias de aislamiento de las subestaciones de muy alta tensión determinan los

mayores espaciamientos requeridos para los distintos equipos de alta tensión

aumentando así, no sólo las cantidades de materiales, sino las exigencias mecánicas

sobre las estructuras soporte.

238

� El material para las conexiones entre conductores y entre equipos y conductores es el

mismo del material seleccionado para el conductor. Por tanto, existe un impacto

económico a medida que aumenta el nivel de tensión dado que los conectores de cobre

son apreciablemente más costosos que los de aluminio.

Es por ello, que para subestaciones de muy alto nivel de tensión, existe una preferencia por

el aluminio en razón de las ventajas descritas arriba.

9.3.3 - Conectores de alta tensión

Los conectores son las piezas encargadas de conectar los conductores entre sí o los

conductores con los terminales de los equipos de alta tensión.

Estos elementos tienen la particularidad de que no son productos de consumo masivo y

además, existe una inmensa variedad de modelos si consideramos las muchísimas variantes

de diseño físico, tipo de conductor, material del conductor y los equipos mismos. Esto hace

que el proceso de fabricación sea orientado a gran variedad de productos con cantidades

limitadas lo que obliga al diseñador a la definición temprana de la lista de conectores con la

finalidad de evitar retrasos en los lapsos de suministro de dichos elementos.

Entre las características exigidas a un conector de calidad están las siguientes:

� Alta conductividad eléctrica, para disminuir las pérdidas de potencia en la conexión.

� Baja resistencia de contacto.

� Baja elevación de temperatura.

� Buena resistencia mecánica para soportar sin deformación los esfuerzos causados por

cortocircuitos, viento y expansión térmica.

� Permitir una trayectoria de corriente lo más corta posible.

� Evitar corrosión galvánica cuando su función sea conectar piezas de cobre con piezas

de aluminio.

En cuanto a la forma de realizar la conexión, los conectores pueden ser:

� Apernados.

� A compresión.

� Por soldadura

239

En lo referente a los materiales utilizados normalmente son de cobre, aluminio o aleaciones

especiales con propósitos específicos bien sea de orden eléctrico o mecánico.

9.3.3.1 - Formas de los conectores

Entre los factores claves para la determinación de la forma del conector están los

siguientes:

� Forma del terminal de los equipos. Usualmente son planchas de aluminio o pines de

cobre.

� Nivel de tensión.

� Capacidad exigida de corriente

� Tipo de conductor (conductor desnudo, tubo, pletina)

� Diámetro de los conductores.

� Material de los elementos a conectar.

� Número de conductores por fase.

� Disposición geométrica del haz de conductores.

� Ángulo que forman los elementos a ser conectados

� Longitud de la conexión.

En la figura 9.21 puede observarse unos ejemplos de conectores para distintas funciones.

9.3.3.2 - Conexiones con tubos

Cuando se trate de conformar físicamente una barra formada por tubos, el diseñador debe

tener especial cuidado en la escogencia de los conectores para poder permitir la expansión

térmica y para evitar la transmisión de esfuerzos mecánicos hacia los aisladores soporte.

Los cambios en la temperatura del conductor tubular debido a las condiciones de operación

o a temperaturas estacionales afectan la longitud total de una barra continua. Un aumento

de temperatura incrementará la longitud total de la barra, mientras que un descenso en la

temperatura hará decrecer la longitud. En barras largas con derivaciones rígidas hacia los

equipos, deben tomarse previsiones para evitar daños en los terminales de los equipos y

para reducir el esfuerzo sobre los aisladores soporte. Deben utilizarse combinaciones de

diversos tipos de conectores tales como los acoples longitudinales flexibles de la barra,

conectores soporte de barra del tipo deslizante, conexiones flexibles para las derivaciones,

240

todos con el propósito de permitir una expansión y contracción libres de la barra y por

tanto, proteger la barra, sus soportes y los terminales de los equipos.

a) Conector de acople de tubos sobre aislador soporte b) Conectores tipo T para conductor desnudo

c) Conector de derivación en ángulo d) Conector de acople longitudinal de tubos

Fig. 9.21 – Diversos tipos de conectores

9.3.3.3 - Aplicación de las juntas de expansión

El conector de expansión es un conector especial que tiene una o varias piezas conductoras

flexibles que facilita la conducción eléctrica al tiempo que permite libertad suficiente al

tubo para que los esfuerzos sean absorbidos por el conector sin ser transferidos al siguiente

elemento de conexión. En el caso de que se trate conexiones asociadas a equipos de alta

tensión, siempre será recomendable que el conector de expansión se ubique en el terminal

del equipo.

241

En tramos cortos donde el servicio no sea severo y sólo se encuentran variaciones normales

de temperatura, ordinariamente no se utilizan las juntas de expansión. Esto también aplica

para pletinas de sección rectangular de menos de 20 m de longitud. Los pequeños cambios

en la longitud de la barra son compensados por un ligero movimiento lateral de la barra

entre los soportes y por un ligero movimiento de los soportes mismos.

Cuando sea posible, es deseable instalar un conector fijo cerca del centro de una barra corta

y permitir una libre expansión y contracción en los extremos mediante el uso de conectores

deslizantes. En la figura 9.22, pueden observarse un modelo de conector deslizante y otro

de conector de expansión.

a) Conector terminal de expansión de plancha a tubo b) Conector deslizante sobre aislador soporte

Fig. 9.22 – Conectores especiales para conexiones entre elementos rígidos

9.3.3.4 - Método de soporte de barras

A continuación se muestran métodos típicos para el soporte de barras. Los esquemas que se

presentan en las diversas figuras muestran juntas de expansión combinadas con conectores

soporte, pero esta combinación puede ser un conector soporte deslizante o conector soporte

fijo con una junta de expansión adyacente.

Soporte fijos únicamente en el centro ( figura 9.23.a):

Este método se aplica para barras de hasta 20 m de longitud y es típico en vanos cortos para

eliminar las juntas de expansión. El desplazamiento del tap o derivación, dependerá de la

distancia a que se encuentre respecto al conector soporte fijo central.

242

a) Soporte fijos únicamente en el centro

b) Soporte fijos solamente en un extremo

c) Soportes fijos en ambos extremos

d) Soportes fijos en puntos intermedios

e) Soportes fijos en el centro y en ambos extremos

9.23 Diversos métodos de unión de barras

Soporte fijos solamente en un extremo ( figura 9.23.b):

Este se utiliza cuando la situación obliga a que un extremo tenga que ser del tipo fijo. Las

conexiones rígidas a los equipos se realizan usualmente en el extremo fijo. El

desplazamiento de las derivaciones será considerable cerca del extremo y dependerá de la

longitud de la barra, requiriéndose en muchos casos, instalar una derivación flexible.

Soportes fijos en ambos extremos ( figura 9.23.c):

Este caso requiere una junta de expansión intermedia cuando el vano de la barra sea de

longitud moderada y las derivaciones no se encuentren muy separadas de los terminales

fijos.

243

Soportes fijos en puntos intermedios ( figura 9.23.d):

Este método de soportar la barra es similar al anterior, pero con soportes deslizantes

adicionales a ambos extremos de la barra. De esta manera, se hace posible la tenencia de

vanos más largos. Sin soportes rígidos en los extremos, se reducen los esfuerzos de torsión

sobre estos soportes causados por el movimiento lateral de una barra flexible. El

desplazamiento de las derivaciones será poco en las cercanías de los soportes fijos. Las

conexiones localizadas cerca de la junta de expansión pueden requerir que sean del tipo

flexible.

Soportes fijos en el centro y en ambos extremos ( figura 9.23.e):

Este método se aplica en barras muy largas.. Con los soportes fijos en los extremos, se

pueden realizar conexiones rígidas hacia los equipos en ambos extremos de la barra. Aún

cuando no se muestran en la figura, se pueden utilizar también conectores intermedios del

tipo deslizante. La junta de expansión puede realizarse en un punto de soporte, tal como

muestra la figura 9.23.e.

9.4 - CONEXIONES EN MUY ALTA TENSIÓN

La interconexión entre centrales de producción, la instalación de grupos generadores cuya

potencia es más y más elevada y la adopción de esquemas de barras en las subestaciones

que no permiten el desacople de circuitos en explotación contribuyen a incrementar las

intensidades normales y las corrientes de cortocircuito.

Por otra parte, la distancia entre las centrales de producción de fuerte capacidad y los

centros de consumo hace que los valores de tensión de las líneas de transporte sean cada

vez mayores.

Los fabricantes ofrecen aparatos capaces de transitar e interrumpir esas corrientes y de

soportar tales niveles de tensión. Los instaladores, por tanto, deben tener conocimiento para

instalar en obra entre esos aparatos las conexiones que tengan al menos las mismas

capacidades de transporte y fortaleza eléctrica, sin reportar cargas mecánicas inaceptables

sobre los terminales de los equipos.

244

9.4.1 - Conexiones desnudas en subestaciones. Sus definiciones.

Los conductores de las subestaciones deben responder a solicitaciones

� De resistencia al campo eléctrico

� Térmicas por el transporte de corrientes normales y de cortocircuito

� Mecánicas (peso propio, vibraciones , esfuerzos electrodinámicos, etc)

Prácticamente, los conductores siempre son fabricados en aleación de aluminio, tubos o

conductores flexibles, según el caso.

Las aleaciones de aluminio tienen, en efecto, una serie de ventajas: su precio, su liviandad

que facilita la puesta en sitio y su buena conductividad eléctrica, es necesario hacer notar

también su buena resistencia mecánica y la relativamente baja atenuación de estas

características con el envejecimiento. Prácticamente, los conductores en aleación ligera

requieren de poca técnica de conexionado: son fáciles de instalar y de poner a punto.

Los conectores utilizados, igualmente en aleación de aluminio, están diseñados para

mantener una presión de contacto casi uniforme a pesar de los ciclos de calentamiento

sufridos.

Las superficies a conectar, convenientemente libres de trazas de oxido, se aprietan una

contra la otra siendo protegidas, además, por una capa de grasa neutra contentiva de

partículas metálicas en suspensión que contribuye a mejorar la calidad del contacto.

9.4.1.1 - Resistencia de los conductores al campo eléctrico

Los estudios de Peer han demostrado que las descargas se producen dentro del aire cuando

la intensidad del campo eléctrico en la superficie de un conductor alcanza un límite

disruptivo.

Este valor es función del radio del conductor cargado y de la densidad del aire, es decir, de

la presión atmosférica. También depende del estado de la superficie de los conductores,

cuya regularidad siempre se altera a causa de asperezas, sucio o gotas, de suerte que las

descargas pueden producirse en esos puntos que alcanzan aisladamente el umbral crítico.

Estas descargas, cuyo carácter aleatorio constituye un “ruido de fondo”, son emitidas dentro

de la banda de frecuencias radiofónicas que ellas perturban.

245

Por último, en tiempos de rocío, las gotas depositadas sobre los conductores son afectadas

por el campo eléctrico superficial y vibran a una frecuencia harmónica de la frecuencia

industrial produciendo un ruido acústico cuya intensidad, que es función del valor del

campo, puede llegar a ser inconveniente.

Las pérdidas y las perturbaciones de las descargas aparecen para valores del campo

eléctrico superficial que son necesarios de determinar. Prácticamente, el umbral tolerable

definido experimentalmente está en el orden de 15 kV/cm.

Las piezas metálicas de los aparatos, sus conexiones y las armaduras de las cadenas de

aisladores se diseñan de manera que, en condiciones de uso, el campo perturbador que ellas

emiten son inferiores a un umbral dado, por ejemplo, 2500 µV, siendo ésta una medida

siguiendo el método recomendado por el Comité Internacional Especial de Perturbaciones

Radiofónicas (CISPR). La medida de este campo forma parte de las pruebas tipo de estos

materiales.

El conocimiento del campo eléctrico promedio en la superficie de los conductores

instalados en una determinada disposición ha sido objeto de muchos estudios, tanto teóricos

como experimentales: teóricos, para saber expresar el campo eléctrico en función de la

geometría de las piezas conductoras presentes y experimentales, para conocer la dispersión

estadística introducida por la naturaleza de los conductores, su ambiente y las condiciones

meteorológicas.

Expresado de manera simplificada, las relaciones que definen el valor del campo eléctrico

superficial son de la forma:

V = k. 2 C.v

R

Siendo:

V = tensión simple del sistema R = radio del conductor

C = capacidad lineal del conductor dentro del sistema considerado K = coeficiente que considera la dispersión estadística.

Esta relación indica que para una determinada tensión, el campo superficial es proporcional

a la capacidad lineal del sistema e inversamente proporcional al radio del conductor.

246

En las subestaciones, los radios de los tubos utilizados como conductores son siempre

suficientes para limitar el campo superficial a un valor aceptable. No sucede lo miso

cuando los conductores son del tipo desnudo trenzado. Los instaladores, entonces, reducen

la capacidad lineal disponiendo conductores de una misma fase en paralelo de manera de

formar un haz.

9.4.1.2 - Resistencia térmica de los conductores

Las secciones transversales de los conductores deben ser suficientes para que en las

condiciones de temperatura ambiente, de irradiación solar y de reenfriamiento más

desfavorables, la temperatura superficial resulte inferior a:

� una temperatura convencional de 75° C a 80° C cuando circula la corriente nominal

a través de la conexión, con el fin de dejar la posibilidad de un calentamiento

suplementario debido a una corriente de cortocircuito.

� una temperatura de fusión cercana a 200° C (fenómeno de fusión y recristalización

que entraña modificaciones de características mecánicas pero también de

resistividad) cuando la máxima corriente de cortocircuito susceptible de circular por

la conexión por un período al menos equivalente a la duración de resistencia al

cortocircuito del material (en general 1 segundo).

9.4.1.3 - Resistencia mecánica de los conductores

Las conexiones soportan esfuerzos mecánicos debido a fuerzas que se ejercen

• En el plano vertical: el peso propio y eventualmente una sobrecarga debido al hielo.

• En el plano horizontal: una sobrecarga debido al viento y en caso de cortocircuito, a

fuerzas electrodinámicas.

El peso propio y valores convencionales de sobrecarga se distribuyen uniformemente y se

aplican dentro del cuadro de hipótesis climáticas reglamentarias. Para ciertas hipótesis de

carga, a las solicitaciones estáticas precedentes, se le superponen las solicitaciones

dinámicas provocadas por un cortocircuito. La fuerza electrodinámica expresada en función

del tiempo que transcurre después de la falla, comprende, en primera aproximación, un

valor constante y un valor sinusoidal de doble pulsación a la de la corriente. Estas fuerzas

247

aplicadas a un sistema de conexiones, conocida la masa, la amortiguación y la dureza,

permiten definir el movimiento en función del tiempo durante la duración de la falla y por

consecuencia, las solicitaciones resultantes. Este método permite estudiar también las

solicitudes que aparecen durante un recierre sobre una falla no eliminada.

Este enfoque puramente teórico se complica con el hecho de que la carga oscilante se

reporta sobre los aisladores y sobre los bajantes, que a su vez participan en el movimiento.

La solución rigurosa de este problema, para conexiones con tubos o conductores flexibles,

exige el uso de softwares especializados. De todos modos y a pesar de su complejidad, este

estudio es útil porque es generador de economía. En efecto, en razón de la duración

limitada del fenómeno y de la baja frecuencia propia de las conexiones en muy alta tensión

(algunos hertz para los tubos y fracciones de hertz para los conductores flexibles) vista ya

la de la fuerza electrodinámica, las solicitudes dinámicas reales, aunque elevadas, son

notoriamente inferiores a las que se obtendrían suponiendo el esfuerzo electrodinámico

constante. Se utiliza métodos de cálculo dinámico similar para el cálculo de solicitudes

suplementarias debido a los sismos.

9.4.2 - Conexiones en tubos

En régimen permanente, los tubos se comportan como vigas. Los conectores que los fijan

sobre los aisladores se disponen para permitir su libre dilatación, que alcanza el 2% de su

longitud, siempre asegurando la continuidad eléctrica. Siguiendo la tecnología estos

conectores, los extremos de los tubos pueden considerarse simplemente apoyados,

articulados o apresados, según los esfuerzos se ejerzan verticalmente y/u horizontalmente,

de modo que es posible encontrar la combinación que conlleve a solicitudes más reducidas

(ver punto 9.3.3.4).

En el caso de las conexiones en tubos, la elasticidad de los aisladores soporte y de sus

soportes metálicos intervendrán de modo que la oscilación resultante corresponderá a la

superposición de las oscilaciones del tubo y de sus soportes. Estos movimientos se ejercen

en oposición sobre conductores paralelos por los que circula la corriente de falla. Es

necesario entonces, a su vez, asegurarse que la distancia entre fases al momento de la

oscilación es aún suficiente para soportar la sobretensión de maniobra que puede aparecer

durante un recierre.

248

9.4.3 - Conexiones en conductores desnudos

Al momento de un cortocircuito los conductores de un haz de conductores son el asiento

de dos familias de fuerzas:

� Por una parte, las fuerzas de atracción entre conductores del haz que prácticamente

conducen a los conductores a unirse, según la proximidad de los separadores. Ello

resulta en un acortamiento de la conexión, por tanto de su flecha y un cruzamiento

de la tracción.

� Por otra parte, las fuerzas de repulsión entre fases que actúan sobre la conexión

acortada.

La combinación de los dos movimientos conduce a un incremento importante de la tracción

sobre los anclajes. Todo sucede, en efecto, como si una conexión más corta (efecto pinch)

fuera más pesada (efecto de repulsión). Este incremento de la tracción puede evitarse, de

todas maneras, aumentando la elasticidad de la conexión mediante un tensor trabajando a

compresión y reduciendo el acortamiento mediante la instalación de un número menor de

espaciadores. Cuando los conductores en el haz unen dos aparatos vecinos, el efecto pinch

puede suprimirse disponiendo la conexión en forma de omega (seno en el cable) de manera

que la distancia entre terminales sea más pequeña que la longitud de los conductores.

El cálculo del aumento de la tracción debido al efecto pinch depende de las condiciones

iniciales y de la distancia entre espaciadores. El incremento máximo para una fuerza de

atracción dada tiene lugar cuando los conductores de un haz no pueden entrar en contacto.

La solución precisa de este problema requiere también de herramientas computacionales.

Luego de un cortocircuito, se libera la energía que ha provocado el incremento de la

tracción mecánica y los conductores, relajándose como resortes, pueden ocupar cualquier

posición en el interior del volumen alrededor del eje que une sus anclajes. En estas

condiciones, la distancia entre anclajes de cables en el haz debe ser tal que la distancia entre

conductores de fases diferentes, cuando los haces están en conjunción, sea suficiente para

soportar la sobretensión que pueda aparecer en el momento de un recierre. Prácticamente,

ésta conlleva a ubicar los anclajes de fases vecinas a una distancia correspondiente a la

distancia indicada aquí arriba aumentadas dos veces el valor de la flecha horizontal

249

presentada por los conductores en cortocircuito (flecha que será superior a la flecha vertical

estática).

La conexión en tubos o en conductores flexibles tendidos están sometidas a vibraciones de

origen eólico o eléctrico. Debe verificarse que la frecuencia de estas vibraciones estén muy

alejadas de las frecuencias propias de las conexiones a fin de evitar destrucciones

consecuencia de los fenómenos de resonancia.

9.4.4 - Cadenas de aisladores

El paso de una corriente de cortocircuito elevada en la piezas metálicas de elementos

aisladores sócate – bola puede provocar su destrucción.

Los ensayos han demostrado que los aisladores resisten 1 segundo de corrientes de:

� 20.000 A para los pines de diámetro de 16 mm (norma de 10 T)

� 30.000 A para los pines de diámetro de 20 mm (norma de 15 T)

Para duraciones mayores o intensidades más elevadas, es necesario proteger las cadenas

mediante sistemas de cebado de cuerno y raqueta montados en los extremos y unidos

mediante conductores de sección suficiente, respectivamente a los conductores del haz y a

los puentes (cuellos) de manera de cortocircuitar las piezas articuladas.

El arco cebado inicialmente a lo largo de la cadena, puede reportarse sobre el dispositivo

cuerno – raqueta si éste último está colocado en la trayectoria del gas ionizado que se

produce.

Esta solución, por tanto, no se aplica a las cadenas horizontales o inclinadas. De todas

maneras, son preferibles cadenas dobles en paralelo porque ellas limitan la cantidad de

aisladores y por ende, los incidentes debido a polución.

9.5 - APANTALLAMIENTO

Sabiendo que los rayos impactan preferentemente al electrodo más alto en la zona de

ocurrencia, el procedimiento de apantallamiento lo que persigue es instalar electrodos con

conexión a tierra ubicados en un nivel superior al de los conductores y equipos de una

determinada instalación. En el caso de las líneas la solución viene por la instalación de un

250

conductor longitudinal conocido como conductor de guarda que está conectado a tierra a

través de las mismas torres. Desde el punto de vista de aislamiento, es claro que este

conductor de guarda deben mantener una separación (clearance) respecto de los

conductores de las fases para prevenir descargas a éstos últimos. Este conductor de guarda

proporciona una protección a todo lo largo de la línea generando una pantalla como la

presentada en la figura 9.24, la cual muestra una vista transversal de la figura imaginaria

parcial que representa dicha pantalla.

Fig. 9.24 – Área de protección bajo un conductor de guarda

El parámetro más importante de este apantallamiento lo constituye el denominado ángulo

de protección θ, que es el ángulo que forma con la vertical la línea imaginaria que une al

conductor de guarda con el conductor de fase, ya que se ha demostrado en la práctica que

mientras menor es el referido ángulo, mayor será el nivel de protección contra los rayos.

Esto implica que para una determinada disposición de conductores de las línea la forma de

disminuir el ángulo consiste en elevar el conductor de guarda lo cual trae un efecto de

diseño sobre las torres que acarrearía mayores costos. Esto conlleva a que la ubicación

adecuada de los conductores de guarda es un compromiso entre la efectiva protección

contra los rayos y un diseño económico de las estructuras soporte de las líneas. La

experiencia con líneas en funcionamiento han arrojado 30 ° como valor de referencia del

ángulo θ para obtener una buena protección.

Ahora bien, para el caso de líneas de muy alta tensión en las que, por razones económicas,

se utiliza una disposición horizontal de los conductores de fase, la solución económica

viene mediante la instalación de dos conductores de guarda paralelos, lo cual genera una

Área de protección

Conductor de fase Conductor de guarda

2222

251

superposición de las figuras individuales de las respectivas pantallas, para convertirse en

una figura tipo paraguas como la indicada en la figura 9.25. Este último modelo es el que se

adopta para el caso de las subestaciones, ya que en ellas los tendidos presentan disposición

horizontal. La diferencia principal, más no relevante, es que en las subestaciones, por

razones estructurales, los conductores deberán instalarse en castilletes ubicados sobre las

columnas de los pórticos, lo que implicaría que los conductores de guarda quedarán

ubicados por fuera del conjunto de los conductores de las fases.

Fig. 9.25 – Área de protección bajo dos conductores de guarda paralelos

Dado que en las subestaciones existen tendidos que se cruzan entre sí en forma

perpendicular conformando determinada área no precisamente longitudinal, como en las

líneas de transmisión, el apantallamiento o red de guarda en una subestación está

constituido por un conjunto de conductores que cubren la superficie de las instalaciones a

cierta altura por encima de todos los demás elementos estructurales y conductores, con

disposiciones tales que todos los materiales queden dentro de la zona de protección.

Es importante tener en cuenta que, por razones económicas y de confiabilidad, no es

conveniente que existan cruces entre conductores de guarda sobre el área de la subestación.

Esto conlleva a que no sea totalmente precisa la aplicación de algún método de cálculo para

la determinación correcta del conductor de guarda. Por ejemplo, el modelo electro-

geométrico permite determinar la posición a darle a los conductores de guarda para que su

eficacia contra los rayos sea óptima. Aún cuando este modelo es imperfecto, permite

afrontar el problema de la protección de manera coherente.

En los casos en que no se aplique rigurosamente los métodos de cálculo para la

determinación del apantallamiento, se pude recurrir a valores referenciales de separación

Conductores de guarda

Área de protección

252

vertical entre los conductores de guarda y los de fases, que han sido definidos con base en

la experiencia práctica. Estos valores pueden observarse en la Tabla 9.3.

Tabla 9.3. – Separación Recomendada entre conductor de guarda y conductor de fase

Tensión de servicio (kV) Separación vertical (m)

33

66

115

138

220

380

500

700

0,75

1,45

2,30

2,75

4,50

7,00

9,00

13,00

En la figura 9.26 puede observarse una fotografía con un aspecto del anclaje de varios

tendidos del conductor de guarda sobre un castillete de un pórtico de una subestación.

Fig. 9.26 – Detalle de fijación del conductor de guarda