apuntes- capÍtulo iv - subestaciones industriales

DECANATO DE ESTUDIOS DE POSGRADO

ESPECIALIZACIÓN EN INSTALACIONES ELÉCTRICAS

ASIGNATURA: CT-7234

– INSTALACIONES ELÉCTRICAS –

Apuntes CAPÍTULO IV –

SUBESTACIONES INDUSTRIALES -

Autor: Prof. Ing. Juvencio Molina A

APUNTES – Capítulo IV – Subestaciones Industriales Autor: Ing. Juvencio Molina Página 1 de 117

UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVARUNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR


ESPECIALIZACIÓN EN INSTALACIONES ELÉCTRICASASIGNATURA: CT-7234 – INSTALACIONES ELÉCTRICAS

CONTENIDO

CAPÍTULO IV - SUBESTACIONES INDUSTRIALES 5

4.1.- DEFINICIONES 6

4.1.1 Subestación 64.1.2 Gabinetes de Distribución (Switchgear) 84.1.3 Tableros Principales (Switchboard) 94.1.4 Ducto de Barras 94.1.5 Sección de Transformación 10

4.2 CLASIFICACIÓN Y CARACTERÍSTICAS 11

4.2.1 Clasificación 114.2.2 Características de SE Industriales 194.2.3 Selección y Disposición de Equipos de la Subestación 204.2.3.1 Aspectos Generales 204.2.3.2 Sección de Entrada 224.2.3.3 Sección de Transformación 264.2.3.3.1 Tipos de Transformadores 274.2.3.3.2 Transformadores Secos 284.2.3.3.3 Transformadores Sumergidos en Líquidos Aislantes 484.2.3.3.4 Consideraciones para Dimensionamiento de Transformadores 594.2.3.4 Sección de Salida 61

4.3 CANALIZACIONES Y CABLEADOS 62

4.3.1 General 624.3.2 Canalizaciones subterráneas 624.3.2.1 Bancadas Eléctricas 634.3.2.2 Trincheras de Uso Eléctrico 734.3.3 Sistemas de Cables 86a) Consideraciones y Datos Generales 86b) Construcción de Cables 89b.1. Material Conductor y Dimensiones Normalizadas 89b.2. Material Aislantes y Espesores Disponibles 91b.3. Lugares de Instalación de los Cables, según tipo de Aislamiento 110b.4. Dimensionamiento y Selección del Tipo de Cable 1154.3.4 Conexiones y Terminales para Cables 116

BIBLIOGRAFÍA 119





Lista de Figuras

Fig. 4.1.- Subestaciones con Construcción Abierta................................................11Fig. 4.2.- Subestación Compacta – Construcción Abierta......................................12Fig. 4.3.- Subestación Compacta – Enclosed Frame – Outdoor............................13Fig. 4.4.- Subestación Compacta – Uso Interior.....................................................14Fig. 4.5.- Subestación Compacta – Instalación en Shelter – Uso Exterior.............14Fig. 4.4.- Lay-Out Subestación Compacta – Transformador Oil Inmersed.............16Fig. 4.5.- Subestación Mixta 5 / 7 MVA; 34,5- 4,16 kV..........................................17Fig. 4.6.- Equipos de Instalación de Pórticos Aéreos.............................................22Fig. 4.7.- Equipos Autosoportados - Interruptor de Pedestal - Siemens.................23Fig. 4.8.- Celda ABB modelo UNIGEAR ZS2.........................................................25Fig. 4.9.- Transformador tipo Seco – Sin Cubierta de Protección..........................27Fig. 4.10.- Transformador tipo Tanque Conservador..............................................48Fig. 4.11.- Tanque Conservador.............................................................................50Fig. 4.11.- Rele Buchholz.......................................................................................51Fig. 4.15.- Transformador tipo Tanque Hermético o Sellado..................................56Fig. 4.16.- Transformador tipo Pad Mounted – Frente Muerto...............................56Fig. 4.17.- Transformador tipo Pad Mounted – Frente Muerto –

Compartimiento de Alta Tensión..........................................................57Fig. 4.18.- Corte Típico de Bancada de Baja Tensión............................................71Fig. 4.19.- Detalle Típico de Trinchera de Cables Directamente Enterrados

- Nivel de tensión 15 kV –....................................................................74Fig. 4.20.- Tabla 300.5 CEN – Requisitos de Recubrimiento Mínimo. 0

- 600 Vac............................................................................................75Fig. 4.21.- Tabla 300.50 CEN – Requisitos de Recubrimiento Mínimo,

Mayores de 600 Vac............................................................................76Fig. 4.22.- Vista Transversal de Trinchera de MT – 6,9 kV....................................77Fig. 4.23.- Dimensiones Típicas de Gancho Soporte de Cables en Canal...........81Fig. 4.24.- Canales PortaCables – Típicos CADAFE............................................84Fig. 4.25.- Ejemplos de Instalación de Cables......................................................88





CAPÍTULO IV - SUBESTACIONES INDUSTRIALES





4.1.- DEFINICIONES

4.2.1 Subestación

El diccionario de términos IEEE-100, [1] establece:





En términos generales, una subestación industrial se puede definir como una

instalación en la cual se maneja un paquete de energía eléctrica con propósitos de

alimentar una planta de procesos o una instalación comercial en forma dedicada.

Se diferencia de una subestación de distribución tradicional en que esta maneja

energía destinada a alimentar redes que cubren amplias áreas de suministro,

como es el caso de una ciudad. Pueden ser subestaciones de tipo reductoras,

elevadoras, de maniobra, o combinadas.

Las subestaciones industriales comprenden todos los arreglos y disposiciones de

equipos que permitan el manejo eficiente y seguro de la demanda requerida por la

instalación servida. Esto incluye transformación, interrupción y maniobras, control,

supervisión de las señales y suministro de energía en niveles de tensión primaria o

secundaria.

4.2.2 Gabinetes de Distribución (Switchgear)

Según IEEE-100, [1] .





4.2.3 Tableros Principales (Switchboard)

Según IEEE-1100, [1] ;





4.2.4 Ducto de Barras

En idioma Inglés se conocen como Busway o Cable Bus. Según IEEE-100,[1]

4.2.5 Sección de Transformación

Corresponde al transformador o transformadores. El o los equipo(s) puede(n) ser

de tipo sumergido en aceite o de tipo seco. Puede(n) ser de tanque vivo

(Aisladores y Terminales accesibles de manera directa) o tanque muerto

(Aisladores y terminales inaccesibles o protegidos contra contactos accidentales).





4.3 CLASIFICACIÓN Y CARACTERÍSTICAS

4.2.1 Clasificación

Existen varias formas de clasificar las subestaciones industriales, entre ellas

tenemos:

Construcción Abierta:

Son las subestaciones construidas con aislamiento en aire, disposición de equipos

en patios abiertos, acometidas y salidas en forma aérea o subterránea o

combinación de ambas.

Tienen una disposición prácticamente igual a las tradicionales subestaciones de

distribución, con patios de llegada y salida de líneas aéreas, transformación y

equipos de maniobra y protección dispuestos en un área abierta, interconectadas


NIVEL DE TENSIÓN

ALTA TENSIÓN

MEDIA TENSIÓNCLASIFICACIÓN

DESUBESTACIONES INDUSTRIALES

CONSTRUCCIÓN

HASTA 138 kV.

HASTA 34,5 kV.

ABIERTA

COMPACTA

EXTERIOR

EXTERIOR O

INTERIORO

MIXTA




por barras constituidas por sistemas de conductores desnudos o barras tubulares

instaladas a la intemperie.

En las figura 4.1 se aprecian ejemplos de disposición constructiva de

subestaciones de tipo abiertas.

Fig. 4.1.- Subestaciones con Construcción Abierta





Subestaciones de Construcción Compacta:

Son aquellas en las cuales la metodología constructiva asegura la implantación

empleando la menor área posible.

Se emplean arreglos de transformadores de potencia secos instalados en forma

interior o transformadores sumergidos en aceite, instalados en forma exterior

dispuestos en nichos, conectados de cautiva mediante ductos de barras,

cableados cortos y sistemas ensamblados a celdas y centros de potencia de baja

tensión.

Fig. 4.2.- Subestación Compacta – Construcción Abierta





Fig. 4.3.- Subestación Compacta – Enclosed Frame – Outdoor





Fig. 4.4.- Subestación Compacta – Uso Interior

Ejemplo de Subestación Compacta hasta 24 kV, 1000 kVA.

Tomado de http://www.amt.efacec.pt/en/products.htm



http://www.amt.efacec.pt/en/products.htm



Fig. 4.5.- Subestación Compacta – Instalación en Shelter – Uso Exterior

Modelo PUC 3R





Subestaciones de Construcción Mixta:

Estas combinan la instalación externa de transformador en nicho y el manejo de

las tensiones secundarias mediante celdas de tipo interior, instaladas en el interior

de contenedores (Shelters) o en casas de mando construidas en mampostería. La

interconexión entre los terminales de BT del transformador se realiza mediante

canalizaciones por cable (A la vista o subterráneo) o ductos de barra.





Fig. 4.4.- Lay-Out Subestación Compacta – Transformador Oil Inmersed





Patio de Transformación

Celdas de 4,16 kV – Uso Interior

Fig. 4.5.- Subestación Mixta 5 / 7 MVA; 34,5- 4,16 kV





4.2.2 Características de SE Industriales

Entre las características básicas de una subestación de tipo industrial se tiene:

Normalmente son de tipo reductora de tensión (Down-Step).

Pueden ser de disposición Interior, Exterior o Mixtas.

El nivel de tensión de suministro es determinado por el voltaje de utilización de

la carga. Puede suministrar alimentación en tensiones primarias (Normalmente

media tensión que no requiere transformación) o secundarias (Tensiones

obtenidas en el secundario de un transformador).

Pueden disponer de altas capacidades de manejo de potencia y de cortocircuito.

Estas características dependen de la carga servida. Pueden tener como

tensiones primarias hasta 115, 34,5 ó 13, 8 kV y tensiones secundarias de

13,8, 6,9, 4,16 kV, 480 ó 277 Voltios. La potencia manejada puede ser de

algunos cientos de kVA hasta órdenes de 50 MVA o mayores de capacidad.

La topología se adapta a las necesidades particulares de la instalación servida.

En general, la topología se define en la fase del proyecto de la instalación

servida. Se elabora un estudio técnico-económico que permita establecer la

alternativa topológica que se adapte a los requerimientos de seguridad,

confiabilidad, constructibilidad, mantenibilidad y costos del ciclo de vida

previstos en el proyecto para la planta o la instalación comercial.

El equipamiento se dispone en la forma mas compacta posible, asegurando

mantener los espaciamientos necesarios para mantenimiento y las distancias

de trabajo seguro.

La tecnología de aislamiento y de interrupción usada puede variar de una

instalación a otra. En algunos casos la tecnología puede ser aislamiento en aire

(AIS Substation) o aislamiento en SF6 (GIS Substation). La tecnología de

interrupción, en ambos casos, puede ser en vacío o en SF6.





4.2.3 Selección y Disposición de Equipos de la Subestación

4.2.3.1 Aspectos Generales

La elaboración de los planos de implantación (Lay-Out) de los equipos de la S/E

requiere el disponer de la información detallada de varios factores:

a) Área disponible para implantación

b) Dimensiones físicas de los equipos mayores, tales como transformadores,

switchgears, sistemas de cables.

c) Planificación del proyecto (Tiempos disponibles para la implantación de la

infraestructura, pruebas y puesta en servicio)

El conocimiento del área disponible corresponde a las definiciones propias de la

planificación del proyecto. La condición ideal para la ubicación de la subestación la

determina el centroide de la carga que será servida, sin embargo muchas

instalaciones, especialmente cuando se trata de ampliación de plantas, esta

disposición ideal es dificultada por factores, tales como la alta concentración de

equipos, interferencias con sistemas de tuberías, áreas con atmósferas

explosivas, etc.

Las dimensiones físicas de los equipos mayores y los pesos de los equipos,

representan los aspectos principales en la implantación de los equipos que

conforman una subestación. La determinación de las capacidades eléctricas de los

equipos se fundamenta en los estudios de carga del proyecto y debe elaborarse

un documento de memoria de cálculo, el cual muestren los criterios de

dimensionamiento, así como los procedimientos de cálculo.

La planificación del proyecto representa otro de los aspectos de mayor importancia

porque es mediante el cual se determinan los tiempos disponibles para lograr la





conclusión electro-mecánica del proyecto. La alimentación eléctrica de una planta

de procesos es uno de los servicios críticos, por lo cual se hace necesario

completar de manera la implantación de la infraestructura requerida por el sistema

eléctrico de potencia.

Una subestación de tipo industrial consta de:

1) Sección de entrada (Sistemas de protección y maniobra).

2) Sección de Transformación

3) Sección de Salida (Gabinetes, tableros, switchgears de salida)

El dimensionamiento de equipos y sistemas, debe considerar los siguientes

componentes:

Equipos de protección y maniobra – Lado Primario

Transformador de potencia

Tableros o Switchgears de media o Baja tensión en Lado Secundario

Servicios Auxiliares

Misceláneos: Sistema de Puesta a Tierra y Protección contra rayos,

Accesos, facilidades de movilización de equipos (Instalación,

mantenimiento), facilidades para contención de aceite, casa de mando,

nichos para alojamiento de transformadores, etc.





4.2.3.2 Sección de Entrada

Dependiendo de la configuración y tipo de subestación la sección de entrada

puede ser aérea o subterránea.

El equipamiento de sección de entrada normalmente consta de:

Seccionamiento

Interrupción (Protección / Maniobra)

La disposición de equipos puede efectuarse en formas tales como:



EXTERIOR

INTERIOR

ABIERTA

CERRADA

Pórticos

Equipos Autosoportados contenidos

Celdas Tipo Metal Clad o Metal Enclosed, uso Exterior a la intemperie

Celdas Tipo Metal Clad o Metal Enclosed, uso Interior

Container – (Shelter)



Sección de Entrada.- AÉREA en Pórticos

Seccionador Monopolar en Poste – S&C

Seccionador Tripolar con Mando Motorizado – S&C

Reconectador S&C

Fig. 4.6.- Equipos de Instalación de Pórticos Aéreos





Sección de Llegada Exterior – Abierta – Equipos Autosoportados

Fig. 4.7.- Equipos Autosoportados - Interruptor de Pedestal - Siemens





Interruptor de Pedestal – Siemens – Características Técnicas





Sección Llegada – Encerrada – Uso Interior

Fig. 4.8.- Celda ABB modelo UNIGEAR ZS2

4.2.3.3 Sección de Transformación

La determinación de la capacidad del equipo de transformación debe estar

fundamentada por el estudio de demanda y el crecimiento proyectado para el ciclo

de vida de la instalación. Esta combinación determina algunos de los criterios de

dimensionamiento que debe aplicar el diseñador:

a) Alimentación para cubrir carga base + Reserva de corto plazo

b) Cubrir carga Base + Reserva para ampliaciones

El criterio a) es válido para subestaciones que disponen de respaldo desde varias

fuentes o desde varios equipos de transformación, por ejm subestaciones





terminales con secundario selectivo o sistemas spot network. El criterio b)

corresponde a subestaciones mayores, que sirven grandes plantas de procesos,

cuya ampliación requiere alta inversión y adicionalmente la intervención de la

subestación implica alto riesgo de impacto en el proceso productivo.

4.2.3.3.1 Tipos de Transformadores

En función a las características de las cargas a ser servidas, así como del entrono

en el cual será dispuesta la subestación, el diseñador debe considerar el tipo de

transformador a utilizar.

Existen varias formas de clasificar estos equipos:

Por su aplicación: Potencia, Distribución, Control, Protecciones, etc.

Por el tipo de Construcción: Seco o Aislamiento Sumergido en Líquidos

Aislantes

Para el suministro de potencia eléctrica, los transformadores fundamentalmente

se clasifican en:



SECOS

TRANSFORMADORES

SUMERGIDOS en LÍQUIDOS AISLANTES

Ventilados

Encapsulados en Resina

Tanque Sellado

Tanque Conservador



4.2.3.3.2 Transformadores Secos

Es necesario tener presente que la opción de usar transformadores secos tiene

limitaciones definidas por elementos tales como potencia máxima a suplir,

condiciones de sobrecarga y tensiones primarias disponibles.

Los transformadores secos son particularmente sensibles a las sobrecargas,

debido a la capacidad de disipación de calor de la cual dispone su sistema de

enfriamiento.

Fig. 4.9.- Transformador tipo Seco – Sin Cubierta de Protección





Características Eléctricas y Mecánicas de los Transformadores Secos

a) DEFINICIONES (Según NEMA ST-20)

Enfriamiento

Según [5] , el enfriamiento de los transformadores secos se definen como:

5.1 Cooling classes of transformers

a) Ventilated self-cooled: class AA;

b) Ventilated forced-air-cooled: class AFA;

c) Ventilated self-cooled/forced-air-cooled: class AA/FA;

d) Nonventilated self-cooled: class ANV;

e) Sealed self-cooled: class GA.





Los tipos de transformadores secos se definen como:

COMPOUND-FILLED TRANSFORMER

A transformer in which the windings are enclosed with an insulating fluid which may

be combined with solid inert electrical insulating materials, and becomes solid, or

remains slightly plastic, at normal operating temperatures.

The shape of the compound-filled transformer is determined in large measure by

the shape of the container or mold used to contain the fluid before solidification.





DRY-TYPE TRANSFORMERS

A transformer in which the windings are in a gaseous or dry compound insulating

medium.

GAS-FILLED TRANSFORMER

A sealed transformer, except that the windings axe immersed in a dry gas which

is other than air or nitrogen.

GROUNDING AUTOTRANSFORMER

A zig-zag connected transformer intended primarily to provide a neutral point for

grounding three-phase, 3-wire ungrounded systems.

INDOOR TRANSFORMER

be protected from the weather.

INSULATING TRANSFORMER

A transformer which, because of its construction, must A transformer used to

insulate one circuit from another.

ISOLATING TRANSFORMER

A transformer inserted in a system to separate one section of the system from

undesired influences of other sections.

NONVENTILATED TRANSFORMER

A dry-type transfomer which is constructed as to provide no intentional circulation

of external air through the transformer, and operating at zero gauge pressure.

OUTDOOR TRANSFORMER

A transformer of weather-resistant construction suitable for service without

additional protection from the weather.

SEALED TRANSFORMER

A dry-type transformer with a hermetically sealed tank.





SHIELDED TRANSFORMER

Type I-A transformer having electrical insulation and electrostatic shielding

between its windings such that it can provide isolation between parts of the system

in which it is used. It is suitable for use in a system that requires a guard for

protection against common-mode interference.

Type II-A transformer having electrical insulation and metallic shield (barrier)

between its windings such that it can provide isolation between parts of the

system in which it is used, The metallic shield (barrier) shall have sufficient

current wing capacity to withstand fault currents, without causing electrical

insulation breakdown between the input and output circuit(s)

VENTILATED TRANSFORMER A dry-type transformer which is so constructed

that the ambient air may circulate through its enclosure to cool the transformer

core and windings

b) Sistemas y Clases de Aislamiento

Temperature is a major factor affecting the life of dry- type transformers

through thermal degradation of their insulation systems. Atmospheric and/or

environmental conditions, such as moisture, chemical contamination,

mechanical and electrical stress, and the use of incompatible materials in

the insulation system may increase the rate of thermal degradation of

materials and contribute to early failure. The temperature limits for dry-type

transformers should be so chosen that the transformers will have a

satisfactory life under usual operating conditions. In addition, permissible

emergency temperature limits and corresponding ratings may be

established, including the duration and frequency of the emergency

operations to which these limits apply.





Clases de Temperatura de los Sistemas de Aislamiento

Según [6] :

The limiting temperatures of 105ºC, 130°C, 150°C. 185ºC, 200°C and 220°C

are approved for 55°C, 6OºC, 80ºC, 115°C, 130ºC, and 150°C average

winding rise materials, respectively, only when used in the insulation

systems of apparatus within the scope of this standard. These temperatures

should not be confused with the values used for identification and

classification of the materials themselves.

105ºC Insulation System for 55ºC Average Winding Rise Transformers:

Component insulating materials found suitable, from experience or test,

for 105°C hottest spot insulation systems are: (1) cotton, silk, paper, and

similar organic materials when impregnated; (2) molded and laminated

materials with cellulose filler, phenolic resins, and other resins of similar

properties; (3) films and sheets of cellulose acetate and other cellulose

derivatives of similar properties; (4) vamishes (enamel) as applied to

conductors. Other materials or combinations of materials may be included

in this insulation system if, by experience or accepted tests, they can be

shown to be capable of operation at 105°C.

130ºC Insulation System for 60ºC Average Winding Rise Transformers:


for 130°C hottest spot insulation systems are: impregnated paper, nylon,

polyester film, polyester glass, epoxy and phenolic glass. Other materials or

combinations of materials may be included in this insulation system if, by

experience or accepted tests, they can be shown to be capable of operation

at 130°C.

150ºC Insulation System for 80ºC Average Winding Rise Transformers






for 150°C hottest spot insulation systems are polyester, modified silicone

and epoxy. A small proportion of 105°C rise materials may be used for

structural purpose only. Glass fiber or magnet-wire insulations are included

in this insulation system. These may include supplementary organic

materials, such as polyvinyl acetal or polyamide films. Other materials or


experience or accepted tests. they can be shown to be capable of operation

at 150°C.



for 185°C hottest spot insulation systems are materials or combinations of

materials such as silicone, silicone glass, silicone rubber, and ester-imide.

Other materials or combinations of materials, not necessarily inorganic,

may be included in this insulation system if by experience or accepted

tests, they can be shown to be capable of operation at 185°C.




materials such as Amide-imide overcoated ester-imide, and amide-imide

overcoated polyester. Other materials or combinations of materials may be

included in this insulation system if, by experience or accepted tests, they

can be shown to be capable of operation at 200°C








materials such as silicon elastomer, mica, glass fiber, aramid fiber, etc., with

suitable bounding substances such as appropriate silicon resins. Other

materials or combinations of materials may be included in this insulation

system if, by experience or accepted tests, they can be shown to be

capable of operation at 220°C.

Over 220ºC Insulation System for Over 150°C Average Winding Rise

Transformers


for over 220°C hottest spot insulation systems are mica, porcelain,

glass, quartz, and similar inorganic materials. Other materials or


experience or accepted tests, they can be shown to have the required

thermal life at temperatures over 220°C

Límites de Temperatura de los Devanados para Transformadores de

Operación Continua. Según [6] :

The average winding temperature rise of dry-type transformers above the

ambient temperature, when measured by the change of resistance

method and tested in accordance with the applicable provisions of ANSI

C37.12.91, shall not exceed the values shown in Table 3-3.





La máxima temperatura permitida, en los distintos puntos del transformador

serán las indicadas en la tabla 3-4 de [6] .

Las cláusulas 3.19.1 y 3.19.2 de [6] , establecen en 65 ºC la máxima

elevación permitida de la temperatura sobre la superficie del cerramiento del

transformador. Es permitida una elevación de la temperatura superficial

mayor a los 65 ºC, pero nunca superior de los 80 ºC si se cumplen las

siguientes condiciones:

El equipo se encuentra resguardado en un cuarto especialmente

diseñado para ese fin.

La temperatura interna del cuarto no exceda los 65 ºC.

El equipo de transformación debe disponer de señalizaciones

apropiadas al caso y en la disposición física del equipo deben

respetarse las distancias se separación indicadas en la figura 3-2 de [6] .





c) Placa Característica

La sección 3.25 de [6] establece las siguientes consideraciones para la disposición

de la placa característica del equipo de transformación.





d) Definiciones de Rating

Los kVA de potencia se definen para una operación continua y de forma que no

se supere 150 ºC de elevación de la temperatura en el devanado. (Clase de

aislamiento 220°C de temperatura límite)

Según [5] , the Transformers shall be capable of

a) Delivering rated output in kVA at 5% above rated secondary voltage, without

exceeding the limiting temperature rise, when the power factor of the load is 80%

or higher;

b) Operating at 10% above rated secondary voltage at no load without exceeding

the limiting temperature rise.

c) Fulfilling the foregoing requirements for rated voltage, rated frequency, and rated

kVA for any tap.





The maximum continuous transformer operating voltage should not exceed the

levels specified in ANSI C84.1-1995.

NOTE: System conditions may require voltage transformation ratios involving tap

voltages higher than the maximum system voltage for regulation purposes.

However the appropriate maximum system voltage should be observed under

operating conditions.

Los tamaños de los transformadores secos, según [4] , son los siguientes:

Transformadores Autoenfriados (Clase AA): 750, 1000, 1500, 2000, 2500, 3750,

5000, and 7500 kVA.

La clase de voltaje se muestra en la tabla siguiente

Designación de los Ratings de Voltajes de los Devanados





A long dash (-) shall be used to separate the voltage ratings of separate windings.

A slant (/), or X shall be used to separate voltages obtained by delta or Y

connections, by the use of taps, or by series-parallel connection in the same

winding.

Designación de Voltaje

Según [6]





Designación de Voltajes para Transformadores Trifásicos.

Sección 3.26.2 de [6]

a. E shall indicate a winding which is permanently delta connected for

operation on an E volt system.

Example: 480.

b. E1 Y shall indicate a winding which is permanently Y connected without a

neutral brought out (isolated) for operation on an E1 volt system.

Example: 208Y.

c. E1Y/E shall indicate a winding which is permanently Y connected with a

fully insulated neutral brought out for operation on an E1 volt system, with E

volts available from line to neutral.

Example: 208Y/120.

d. E/E1Y shall indicate a winding which may be delta connected for operation

on an E volt system, or may be Y connected without a neuual brought out

(isolated) for operation on an E1 volt system.

Example: 120/208Y.

e. E/E1Y/E shall indicate a winding which may be delta connected for

operation an on E volt system, or may be Y connected with a fully insulated

neutral brought out for operation on an E1 volt system, with E volts available

from line to neutral.

Example: 120/208Y/120.

f. E1GrdYE shall indicate a winding with reduced insulation which is

permanently Y connected, with a neutral brought out and effectively

grounded for operation on an E1 volt system with E volts available from line

to neutral. Example: 208GrdY/120.





g. E/E1GrdY/E indicate a winding having reduced insulation which mabye

delta connected for operation on Ean v olt system, mora y be connected Y

with a neutral brought out and effectively grounded for operation on an E1

volt system, with E volts available from line to neutral.

Example: 120/208GrdY/120.

h. ExE1 shall indicate a winding, the sections of which may be connected in

parallel to obtain one of the voltage ratings (as defined in items 1 through

5)of E, or may be connected in series to obtain one of the voltage ratings

as defined in items1 through 5) of E1.

Examples: 120 x 240 - 208Y/120 x 4 16Y/240

e) Niveles de Aislamiento





f) Desplazamiento Angular

The angular displacement between low-voltage Terminal voltages of three-phase

transformers with ∆-∆ connections shall be 0 degrees. The angular displacement

between high-voltage and low-voltage terminal voltages of three-phase

transformers with ∆-Y connections shall be 30 degrees, with the low voltage

lagging the voltage as shown in the next figure.





g) Niveles de Ruido





h) Pruebas

La tabla 4-1 del documento [6] establece las siguientes tipos de pruebas, definidas

como:

Pruebas de Rutina:

Son realizadas por el fabricante en la factoría y tienen como objetivo verificar el

funcionamiento del transformador, según lo establecido en el diseño.

Pruebas de Diseño:

Pruebas realizadas por el fabricante sobre una muestra suficiente de

transformadores y tamaños para demostrar el cumplimiento de los requerimientos

de las normas. Estas pruebas se repiten solo si el diseño del transformador ha

cambiado, lo cual modificará la confiabilidad de la predicción de resultados d e

pruebas.





Pruebas de Prototipo:

Pruebas que se realizan en los prototipos de los transformadores, en partes y

componentes para probar el cumplimiento de las normas. Al lograrse el

cumplimiento satisfactorio de las pruebas de prototipo, las características

funcionales obtenidas podrán usarse en unidades de otros tamaños y diseños sin

repetirse las pruebas.

Ejemplo de Dimensiones Aproximadas de Transformadores Secos

Tomado de Catálogo GE EPO 555 – Ventilated Dry-Type Transformers





4.2.3.3.3 Transformadores Sumergidos en Líquidos Aislantes

Los transformadores sumergidos en aceite, usados en aplicaciones de

subestaciones industriales pueden ser de Potencia o del Tipo Distribución.

En las consideraciones típicas para definir a los equipos, se establece como

transformador de distribución aquel con potencia de hasta 500 kVA, [2] , sin

embargo para alimentación de grandes sistemas industriales es posible encontrar

transformadores de hasta 50 MVA y tensión primaria de hasta 34,5 kV, los cuales

también podrían ser catalogados como transformadores de distribución.

Normalmente, transformadores con potencias mayores de 20 MVA y tensiones

primarias de 69 kV y superiores, se clasifican como de Potencia.

Existen varios tipos de transformadores sumergidos en aceite.

Principalmente se identifican dos tipos.

[1] Transformadores de Tanque Conservador

[2] Transformadores de Tanque Sellado

Cualquiera de los transformadores en [1] o [2] , constructivamente pueden ser de

varios tipos:

De pedestal o Pad-Mounted

Tipo Estación Unitaria

Tipo Subestación Abierta

Tipos Spot-Network





[1] Transformadores de Tanque Conservador

Diseño ABB

Fig. 4.10.- Transformador tipo Tanque Conservador

Este transformador tiene como característica el disponer de un tanque adicional a

la cuba (tanque principal), denominado tanque conservador. La función de este es

permitir la expansión del aceite de la cuba, originado por cambios de la

temperatura operacional o ambiente.

Los transformadores de tanque conservador disponen de otros elementos y

accesorios para asegurar su funcionalidad y mantener su condición operacional.

Muchos de estos elementos son comunes para todos los tipos de transformadores

inmersos en líquidos aislantes. Las distintas soluciones adoptadas y tipos de





accesorios dependen de las características de la máquina como ser: potencia,

tensión, tipo de refrigeración, lugar de instalación (interior o intemperie).

En este punto se mencionan solamente los accesorios normales comunes a los

transformadores de distribución y de potencia inmersos en aceite con refrigeración

natural para uso a la intemperie.

a. Tanque Conservador y Rele Buchholz

Como consecuencia de la reducción de la carga o de la eventual desconexión del

transformador de la red, el aceite se enfría variando su volumen

proporcionalmente a su coeficiente de dilatación cúbica (igual a 0,0008 l/°C),

produciéndose de este modo un descenso del nivel del aceite y la entrada de una

cantidad de aire no despreciable.

Esto facilita la oxidación del aceite y la inevitable incorporación de humedad que

degradan sus cualidades dieléctricas.

Para evitar estos inconvenientes se utiliza en los transformadores un depósito

separado de la cuba, denominado conservador de aceite, que está conectado con

el aire exterior y unido a la cuba mediante un tubo de comunicación.

Con el empleo del conservador la superficie de aceite en contacto con el aire

resulta muy pequeña y se encuentra a una temperatura inferior a la del interior de

la cuba.

La capacidad del conservador se determina teniéndose en cuenta las

temperaturas máximas y mínima de trabajo del transformador.

En la Figura 4.11 se muestra una de las formas constructivas utilizadas montado

sobre la cuba por medio de ménsulas y provisto de: nivel de aceite de lectura

directa con señalización eléctrica de alarma por nivel mínimo; tapones para

llenado de aceite (a); descarga de fondo (b); válvulas de interceptación; cáncamo

de levantamiento; entrada de hombre para inspección (c).



http://www.ing.unlp.edu.ar/sispot/libros/cme/vol-01/2capit1/cmc01-46.jpg



Obsérvese la cámara de expansión del interruptor del conmutador bajo carga

(cuando existe) separada de aquella para el aceite del transformador, con lo que

se asegura la estanqueidad necesaria para evitar el paso de productos de

carbonización, que se van formando en la cámara de interrupción, al resto del

transformador.

Fig. 4.11.- Tanque Conservador

Algunos constructores utilizan para grandes transformadores en el tanque

conservador, una membrana elástica que impide el contacto del aceite con el aire

ambiente.

Los resultados confirman la eficiencia de este sistema y se tienen datos que

indican para esta clase de transformadores, que después de 10 años de servicio,

el contenido de agua del aceite no excede de 15 partes por millón (temperatura del

aceite 60 °C) con un valor medio de 10 ppm, comparado con el contenido de

humedad de 1,5 a 2 veces mayor para los transformadores con conservadores

convencionales con respiración mediante un secador de silicagel.





Es conveniente programar el tratamiento de secado (con interrupción del servicio),

cuando el contenido de agua excede 30 ppm.

La membrana es también efectiva para mantener una baja concentración de gases

disueltos en el aceite evitando de este modo los problemas que provocan la

presencia de burbujas de gas en el aceite.

Como medio de protección ante falla internas (Fallas en el aislamiento interno), se

dispone en la tubería que une ambos tanques de un relé denominado Buchholz, el

cual tiene por finalidad detectar la formación de burbujas de gas que se producen

en condiciones anormales de funcionamiento (cortocircuito entre chapas

magnéticas, arcos, sobrecargas excesivas).

Existen dos formas de accionamiento para el relé Bucholz.

Alarma: Cuando existen fallas incipientes se producen un pequeño volumen de

burbujas de aire las cuales accionan una primera posición de los contactos del relé

activándose la condición de alarma, sin desconectar el transformador.

Disparo: Para fallas severas se produce un alto volumen de burbujas, las cuales

activan el relé en la posición de disparo y se produce la desconexión del

transformador.

Fig. 4.11.- Rele Buchholz





b. Aisladores Pasa-Tapa

Los aisladores para tensiones de 13,8 kV y 34,5 kV son de porcelana atravesados

longitudinalmente por un perno pasante que sirve para conectar el extremo del

devanado con el borne de conexión del transformador a la red.

Las normas especifican sus dimensiones y además las distancias mínimas en aire

entre las partes metálicas bajo tensión correspondientes a bornes de fases

distintas y entre ellos y masa.

Para tensiones superiores a los 33 kV se utilizan aisladores tipo a condensador de

trenza extraible

Fig. 4.12.- Aislador Pasatapa de

Transformador

El aislamiento principal está constituido por papel de celulosa pura impregnado de

resina fenólica adecuadamente tratada, mientras que la protección contra los

agentes atmosféricos está constituida por una porcelana de color oscuro. Un

aceite especial de alta viscosidad llena el espacio entre la porcelana y el

aislamiento principal.

A pedido estos aisladores pueden tener:

a) toma capacitiva (dispositivo para la medición de descargas parciales).





b) transformador de corriente.

c. Termómetro

Termómetro a cuadrante que indica la temperatura de la capa superior del aceite,

ubicado a altura de hombre (para su lectura), con contactos de alarma y disparo.

Ambos contactos son regulables a los valores deseados de la temperatura del

aceite.

Sobre la tapa en la parte superior (más caliente), dos vainas (termopozos) para la

introducción de termómetros de control de la sobretemperatura del aceite durante

la prueba de calentamiento.

d. Secador SilicaGel

Fig. 4.13.- Secador de SilicaGel

Secador de aire de silicagel con válvula de reingreso de aire





e. Conexión para Bomba de Vacío y Filtrado de Aceite

Conexión para bomba de vacío utilizada para los procesos de secado y

regeneración del aceite en la cuba.

Conexiones para filtrado del aceite ubicadas en posiciones

diametralmente opuestas.

Dispositivo para extracción de muestras de aceite para su control.

Entre las técnicas de control adoptadas para evaluar el estado de los

transformadores sin interrupción del servicio, que tienen por finalidad relevar

defectos incipientes de la unidad con el fin de prevenir fallas imprevistas, podemos

mencionar:

Anualmente un ensayo de rigidez dieléctrica de una muestra de aceite.

Para intervalos de tiempos mayores, 3 a 5 años, ensayos de laboratorio

para controlar el envejecimiento del aceite (acidez, tensión interfacial,

tangente delta) y la presencia de contaminación (humedad).

El análisis cromatográfico de los gases disueltos en el aceite. A partir de

datos estadísticos, este análisis permite obtener significativas informaciones

basándose en que distintos gases se liberan en condiciones de

funcionamiento, normales o anormales como causa de la descomposición

del aceite y de los materiales aislantes sólidos.

f. Tapón de descarga de fondo.

g. Bornes de puesta a tierra de la cuba.

h. Válvula de sobrepresión (desahogo) para evitar deformación de la cuba en

caso de falla.

i. Ruedas de desplazamiento orientables Figura 4.14, con o sin pestaña.

j. Cuatro placas de apoyo para gatos.

k. Cuatro ganchos de levantamiento para el transformador lleno de aceite.



http://www.ing.unlp.edu.ar/sispot/libros/cme/vol-01/2capit1/cmc01-49.jpg



l. Ojales de arrastre y de anclaje.

m. Placa de características que sirve para identificar el constructor, la máquina,

la norma bajo la cual ha sido construida, identificar el tipo, sus

características nominales, y en particular es recomendable, cuando se

justifica, una tabla que indique las corrientes nominales de cada

arrollamiento en correspondencia con cada tensión. Otros datos útiles para

el transporte, montaje, utilización y mantenimiento. Por ejemplo los pesos

del aceite, núcleo y arrollamientos y del transformador completo.

Además es conveniente indicar, cuando corresponde, si la cuba es apta para el

levantamiento del transformador completo de aceite, como así también la altura

mínima del gancho de izaje de la grúa.

A pedido del cliente el transformador puede tener otros accesorios, tales como:

Relé de imagen térmica, reductores de corriente, descargadores de sobretensión

etc. que deberán ser claramente solicitados en la especificación técnica

correspondiente.

Fig. 4.14.- Secador de SilicaGel

Fig. 4.15.- Transformador tipo Tanque Hermético o Sellado

Fig. 4.16.- Transformador tipo Pad Mounted – Frente Muerto





Fig. 4.17.- Transformador tipo Pad Mounted – Frente Muerto – Compartimiento de Alta Tensión





4.2.3.3.4 Consideraciones para Dimensionamiento de Transformadores

a) Subestaciones Unitarias:

Los transformadores tendrán valores nominales de auto–enfriamiento (0A) 65ºC

enfriados por ventilador (FA) 65ºC. Inicialmente, cada transformador se

dimensionará de manera tal que su clasificación 65ºC enfriado por ventilador, sea

igual o mayor que la demanda total máxima de la subestación (KVA) como se

indica en los diagramas unifilares, multiplicada por un factor, típicamente de 1,20.

Este método de dimensionamiento provee una contingencia de 20% y asegura

que la pérdida de uno o de los dos transformadores no cause una interrupción

prolongada. Debido a que durante la fase de diseño, es común que se añadan

cargas adicionales y que estas aumenten en tamaño, el criterio de contingencia

inicial de 20% puede resultar afectado. Siempre que el incremento de cargas no

resulte en una reducción de la contingencia inicial de 20% a menos de 5%, el

diseño se considera aceptable





b) Efectos de Armónicos en Transformadores – Factor K:

Las pérdidas en transformadores, normalmente se asumen como pérdidas con carga y pérdidas sin carga. Las pérdidas con carga (pérdidas por Impedancia) se subdividen en pérdidas pro efecto Joule, pérdidas por fugas electromagnéticas y pérdidas por corrientes de Eddy.

Los armónicos tienen influencia en los distintos tipos de pérdidas, de acuerdo a las relaciones siguientes.

Corrientes de Eddy: Tienden a ser proporcionales al cuadrado de la corriente de carga y de la frecuencia.

Componentes DC de la corriente de carga: Normalmente las señales armónicas disponen de una componente en CC, la cual tiene como efecto aumento de la corriente de magnetización con un ligero aumento de las pérdidas en el núcleo del transformador y un aumento considerable en el nivel de ruido producido por el equipo.

En transformadores sumergidos en líquidos aislantes, la presencia de señales de corriente con valor de distorsión armónica mayor al 0,05 pu tiene una importante contribución en el aumento de las pérdidas totales y en la tasa de elevación de la temperatura en el tope del aceite (Top Oil Rise), especialmente las pérdidas originadas por el flujo magnético errante (Spray Loss Flux).

Las consideraciones prácticas para determinar la capacidad de carga equivalente aplicable a transformadores sometidos a regímenes de cargas no sinusoidales se indican en la norma ANSI /IEEE C57.110. [7]

El amplio uso de equipos estáticos de rectificación en cargas industriales servidas por pequeños y medianos transformadores de potencia, ha resultado en un incremento dramático y sostenido del contenido armónico de las corrientes de carga manejada por estos equipos. Es común encontrar que han sido superadas las condiciones de servicio, establecidas por ANSI/IEEE C57.12.00 y ANSI/IEEE C57.12.01., las cuales limitan el factor de distorsión armónico de corriente a 0,05 pu. El incremento en el contenido de distorsión armónico de la onda determina un incremento en las pérdidas por corrientes de Eddy y en las partes estructurales del equipo enlazadas por el flujo de campo armónico, en consecuencia se establece una mayor temperatura de operación del equipo.





La relación entre armónicos y pérdidas por corrientes de Eddy se establece mediante el hecho de que

Los transformadores no se diseñan específicamente para suministrar alimentación a cargas no lineales, por lo cual en muchos casos cuando el contenido armónico supera los límites base se requiere especificar condiciones especiales de servicio, lo cual se traduce en

El factor con el cual debe diseñare un transformador de potencia para soportar el efecto térmico generado por la contaminación armónica en el ambiente en el cual será operado es establecido por la norma ANSI /IEEE C57.110.

(1)

K : factor Kh : Órden del armónicoIh : Corriente de cada componente armónica

4.2.3.4 Sección de Salida

Para las subestaciones industriales la sección de salida corresponde a los

dispositivos cuya función es establecer la interfase entre el lado de baja tensión

del transformador y las cargas servidas.

Aunque existen múltiples variantes, normalmente las secciones de salida para

SE(s) que sirven plantas industriales consisten en celdas agrupadas (switchgear)

o Centro de Control de Motores (CCM). Esta consideración aplica también para

muchos servicios dedicados, como por ejemplo el caso de alimentación a motores

de media tensión en forma cautiva.





4.4 CANALIZACIONES Y CABLEADOS

4.3.1 General

Los medios conductivos entre las distintas secciones que componen la

subestación pueden implementarse mediante sistemas de conductores aéreos,

cables o mediante barras dispuestas, a la vista o en ductos de barras.

Los sistemas aéreos comprenden los conductores desnudos y barras tubulares

dispuestos en pórticos o instalados sobre aisladores de soporte.

Los sistemas de cables pueden instalarse en forma subterránea o la vista. En

forma subterránea, el cable puede disponerse directamente enterrado en

trincheras, en conduit dispuesto en bancada o mediante canales portacables.

La disposición a la vista normalmente comprende la instalación de cables en el

interior de conduits instalados superficialmente, así como cables dispuestos en

bandejas portacables.

Los sistemas de ductos de barras se definen para uso exterior o interior. Consisten

fundamentalmente en un arreglo metálico que envuelve al conjunto de barras

conductoras y les brinda protección mecánica. Debido a lo altos costos que

representa el uso de sistemas de ductos de barras, normalmente su uso esta

limitado a distancias cortas y en uso interior.

4.3.2 Canalizaciones subterráneas

En esta categoría se incluyen los sistemas de cables directamente enterrados en

trincheras, los dispuestos en bancadas y los que se instalan en canales

portacables dispuestos bajo el nivel cero del suelo.

Para el caso de canalizaciones subterráneas hasta 600 Vac, los medios de

construcción y los materiales deben cumplir los requerimientos de recubrimento

establecidos por el CEN artículo 300.5 y tabla 300.5.





El CEN define como recubrimiento la distancia (en mm o pulgadas) medida entre

el punto superior de la superficie de cualquier conductor, cable tubería o

canalización enterrada y el punto superior de la superficie terminada.

4.3.2.1 Bancadas Eléctricas

Aspectos Constructivos

a) Apertura de Zanjas

Antes de iniciarse cualquier excavación, los remposables del trabajo (Ejecutor e

Inspección) deberán realizar una inspección conjunta con el objeto de verificar la

ruta que seguirá la bancada de ductos eléctricos.

El ejecutor de La Obra, previamente al inicio de una excavación o rotura de

pavimento, acera o brocal, deberá obtener todos los permisos necesarios de las

autoridades civiles o del personal supervisorio del área en que se desarrolla la

obra.

Para verificar la factibilidad de construcción de las bancadas indicadas en los

planos, el ejecutor deberá explorar algunos puntos del trazado, para evitar así

excavaciones innecesarias.

Los puntos de exploración típicas son los siguientes:

a.- Área de construcción de tanquillas y sótanos.

b.- Dos o tres puntos intermedios del trazado de las canalizaciones.

En los puntos intermedios de la ruta de bancadas se harán exploraciones en la

dirección del trazado propuesto. Estas exploraciones se harán 250 mm más

profundas que las indicadas en los cortes típicos y se procederá a su inmediata





apertura si no hay ningún obstáculo que lo impida. En donde se requiera, las

exploraciones se deberán realizar utilizando detector de metales.

En zonas donde puedan existir cables directamente enterrados o bancadas de

ductos, se recomienda eliminar el uso de pala mecánica o equipos neumáticos. Se

puede usar el martillo neumático pero solamente para romper la capa asfáltica o

de concreto.

Las zanjas deben ser de la profundidad y del ancho especificado en los planos. Se

debe apisonar y nivelar el fondo de la zanja de manera de evitar futuros

hundimientos. Si la compactación no elimina totalmente la posibilidad de

hundimiento por la humedad propia del terreno, se colocará en el fondo de la zanja

una capa de piedra picada # 2 a # 4, de 8 a 10 mm. de espesor para facilitar el

drenaje.

Las zanjas para ductos en sitios secos, deberán ser del ancho y profundidad

indicado en los planos y el fondo de la misma deberá estar compactado, y cubierto

con una capa de arena seca de 50 mm de espesor.

En la construcción de zanjas para bancadas donde exista terreno rocoso se

extenderá una capa de arena o tierra fina bien apisonada, de 100 mm. de espesor,

que permitirá nivelar y minimizar las irregularidades del fondo. Si el fondo de la

zanja, es muy abrupto o se teme que las aguas de drenaje pueden causar

arrastres de la arena o de la tierra fina a través de la zanja, se sustituirá la capa de

arena por una de concreto de 10 cm. de espesor, con una resistencia a los 28

dias, de no menos 80 kg./cm2.

Se colocará entibado para las excavaciones de zanjas cuando las características

del terreno así lo requieran. El entibado consiste en la colocación de elementos de

retención en las paredes de la zanja, de manera que se evita la inestabilidad y el

derrumbe de las paredes. Por razones de seguridad contra derrumbes, en zanjas

con profundidades mayores de 1500 mm es recomendable la adición de entibados

en las áreas en las cuales se ubique personal en el interior de la zanja.





El material de excavación será colocado a una distancia mínima de 30 cm de los

márgenes de la zanja. El ejecutor deberá tomar medidas para evitar deslizamiento

del material a la zanja. Normalmente el material de relleno se coloca en la margen

de la zanja, en la cual en caso de lluvia se estime penetrará agua a la misma.

En sitios de terrenos anegadizos deben tomarse prevenciones para disponer de

sistemas de bombas para el drenaje del agua de inundación.

Las zanjas para bancadas se excavarán por completo desde una tanquilla a la otra

inmediata de forma que pueda lograrse una pendiente uniforme, y a la vez haya

continuidad en el apoyo del ducto, de tal forma que ningún punto del mismo quede

por debajo del nivel de entrada de la tanquilla más baja.

Para los caos de excavaciones de zanjas en zonas de canales, trincheras o

bancadas existentes, el ejecutor debe tomar todas las precauciones para no dañar

los cables existentes. Los cables en zanjas o canales abiertos se protegerán con

soportes o puentes adecuados a fin de evitar accidentes.

Se colocarán señales de "peligro" y/o "barreras" a los lados de las zanjas o

canales abiertos.

En ningún caso los canales abiertos se usarán como pasadizos para personas,

equipos o materiales.

Se instalarán planchas de hierro sobre las zanjas o canales abiertos en paso de

peatones y vehículos según lo indique el supervisor de seguridad.

b) Tendido , Colocación de Ductos Eléctricos y Recubrimiento de

Concreto

Los requisitos constructivos básicos de bancadas son las siguientes:

Construcción de zanja de acuerdo a las profundidades requeridas, de

acuerdo a las dimensiones y número ductos previstos de instalar.





Recubrimiento de los ductos mediante envoltura de concreto con espesor

no menor de 50 mm (2”). Separación mínima entre ductos de 50 mm (2”).

Sobre la capa superior de ductos se coloca relleno compactado de espesor

45o mm. Al relleno, durante la fase de la compactación para asegurar la

uniformidad, se le debe establecer control de la humedad con las

consideración de por lo menos 95% del proctor modificado. En los cruces

de vías, estacionamientos y otras áreas de circulación de vehículos, el

espesor del relleno debe ampliarse hasta un espesor mínimo de 600 mm.

Para las canalizaciones subterráneas, mayores de 600 Vac, el recubrimiento

como valor mínimo, debe cumplir lo establecido en el artículo 300.50

(Instalaciones Subterráneas) y la tabla 300.50 (Requisitos mínimos de

cubrimiento).

Típicamente las bancadas se construyen con el denominado concreto pobre cuya

resistencia a los 28 días, varía desde 80 kg/cm2 hasta 140 kg/cm2. Cuando es

requerida alguna aplicación en la cual la bancada puede estar sometida a

esfuerzos o impactos verticales, se aumenta el grado de resistencia del concreto

de la envolvente hasta valores típicos de 210 a 250 kg/cm2.

El vertido de concreto en la bancada se hará de manera que el mismo no caiga

directamente encima de las tuberías, sino que penetre por los espacios entre la

tubería y las paredes. Se vaciarán primero los extremos del recorrido de la

bancada y posteriormente el resto del tramo.

Los tipos de ductos típicamente usados en bancadas son de material PVC de

paredes gruesas (Schedule 40 o superior) los cuales para Venezuela representan

ventaja de costos respecto a la tubería metálica. Para casos en los cuales es

necesario disponer de un reforzamiento adicional para la bancada, se usa tubería

metálica de acero rígido galvanizada o de tipo intermedia. En casos especiales,

los ductos de las bancadas pueden ser de material fibro-cemento.





Como medio de indicación y advertencia de seguridad, en la fase de construcción

de las bancadas se coloca una capa de recubrimiento con un espesor no mayor

de 50 mm de concreto mezclado con óxido férrico, lo cual le confiere un color rojo

a la mezcla. La proporción de la mezcla debe ser 10 kg. de óxido férrico por cada

m3 de concreto.

Las salidas de los ductos a la superficie se harán en los lugares precisos y en

forma perfectamente vertical usando tubería galvanizada para tal propósito. Todas

las transiciones de conduit de metal a conduit de PVC deben hacerse con

adaptadores aprobados, los cuales son anillos que permiten por un lado la

conexión del conduit de PVC y por el otro disponen de rosca para acoger al

conduit metálico. En la salida de las tuberías a la superficie se prolongará la

protección de concreto hasta una altura mínima de 150 mm. sobre el nivel del

suelo. Esta altura deberá ser mayor en aquellas áreas donde el nivel de agua por

causa de lluvia supere los 150 mm. La cara superior de la protección de concreto

será rematada con pendiente a fin de evitar la acumulación de agua en los sitios

de contacto con la tubería.

Las tuberías de acero rígidas deberán cortarse con cortadores de tubos

apropiados y los cortes deberán ser rectos y exactos, los extremos deberán ser

escariados para que queden suaves y sin rebabas. Las juntas deberán hacerse

con acoplamiento adecuado Los dobleces deberán hacerse con dobladores

apropiados para tubería eléctrica sin deformar la sección transversal del ducto.

Las curvas para tubería de diámetro mayores de 1" serán prefabricadas. En

algunos casos, bajo aprobación del personal responsable de la inspección de La

Obra, se podrá permitir la elaboración de curvas en sitio.

Las conexiones de los ductos deben hacerse con elementos roscados apropiados,

debiéndose encajar cuando menos 5 pasos completos de roscas.

Las tuberías de plástico de PVC (SCH 40) deberán cortarse en ángulo recto y

exacto, los extremos deberán ser escariados para que queden suaves. Se





deberán limpiar las superficies a pegarse del tubo y de la conexión, con líquido

solvente o limpiador. Se deberá usar cemento de marcas comerciales aprobadas

para la unión de conduits de PVC. En algunos casos es posible reemplazar el uso

de cemento líquido por cintas tipo Scotch" # 50 o equivalente.

En general, las curvas de PVC serán prefabricadas. Cuando, se fabriquen curvas

en sitio, éstas deberán hacerse utilizando un soplete eléctrico de aire caliente que

limite la máxima temperatura, o un soplete de gas butano con llama amarilla para

reducir el riesgo de quemar el material. Antes de calentar, la tubería deberá

rellenarse con arena fina, y una vez que este el tubo en su punto de

ablandamiento, la curva deberá ser formada alrededor de un molde bien definido.

En ningún caso la curva construida deberá tener radio inferior a seis (6) veces el

diámetro exterior del tubo

La tubería para instalaciones subterráneas entre tanquillas o sótanos, se colocará

en la forma siguiente:

a.- El recubrimiento mínimo de concreto de los tubos será de 50 mm.

b.- La distancia mínima entre dos tubos será de 50 mm.

c.- Cuando se combinen tuberías de alta y baja tensión en una misma ruta de

bancadas, la separación vertical u horizontal entre tubos de baja tensión y alta

tensión es recomendable que no sea menor de 400 mm.

d.- Para garantizar un revestimiento uniforme de la tubería, se colocarán bases

de 50 mm. como mínimo entre el terreno y los ductos, en intervalos de 3 m de

separación. Cuando se disponga de varias tuberías en paralelo, se colocarán

separadores entre cada fila de ductos horizontales, espaciados a la misma

distancia anterior.

Los ductos eléctricos subterráneos deberán montarse sobre los soportes

diseñados para tal propósito. Los soportes deberán ubicarse a una distancia

máxima entre si de 3,0 m.





c) Pendientes

Las pendientes que tendrán los ductos en un tramo entre dos tanquillas o sótanos

deben ser uniformes y nunca serán menores de 0,3%. El cambio de pendiente en

un tramo no será mayor de 5 %.

Si la superficie en el recorrido es sensiblemente horizontal, la cumbre de la

pendiente se situará en el punto medio entre tanquillas, vertiendo por igual hacia

ambos lados.

Para la conformación del suelo de la zanja y comprobar su pendiente no deberá

tomarse como referencia el nivel del terreno, salvo en los casos de terrenos con

pendientes superiores al 0,3 %.

d) Longitudes Máximas y Radios de Curvatura de Bancadas

Las longitud máxima, típicamente aceptable de las bancadas, varía de una

instalación a otra. La distancia también depende de la resistencia a la tracción que

disponga el tipo de cableado que se va a instalar.

Normalmente para sistemas de baja tensión, las longitudes máximas de bancadas

(separación entre tanquillas) no deben superar los 80 m en tramos rectos.

Para sistemas de media tensión las longitudes máximas entre tánquillas o sótanos

serán:

Para tramos rectos con pendiente uniforme, 150 m.

Para tramos en curvas con radio de curvatura entre 70 m. y l00 m. la

longitud máxima será de 95 m.

Para tramos en curvas con radio de 50 m. a 70 m, la longitud máxima será

de 60 m.

Los cambios de pendientes no deberán afectar las longitudes.





El radio de curvatura en ningún tipo de bancada será menor de 40 m. Cuando no

sea posible cumplir los radios de curvatura indicados, es recomendable disponer

de tanquillas intermedias o cajas de halado (Pull Box) para lograr el cambio de

dirección.

e) Limpieza y acabado de las Tuberías

Una vez terminadas las operaciones de colocación de la canalización y acabado,

se procederá a la limpieza de los ductos para evitar obstrucciones en el momento

del cableado.

Para ello, la limpieza puede lograrse mediante la introducción en el ducto de un

rascador de goma o cuero con el diámetro ligeramente superior al del tubo, de tal

forma que garantice la limpieza total del ducto. Para tramos mayores de 20 m, se

podrá utilizar aire comprimido en la limpieza. Después de proceder a la limpieza

de la tubería, se dejará dentro de ella un alambre guía para facilitar el paso

posterior de los conductores. Este alambre será de hierro galvanizado o acero, de

un calibre no inferior a 10 NORVEN, se dejará suficiente longitud de alambre en

las salidas para su enganche posterior.

Al mismo tiempo se deberán colocar marcas de identificación en ambos extremos

de los ductos, a fin de diferenciar los correspondientes a cada bancada cuando

haya más de una que converja al mismo sitio. Al instalarse los ductos cuyo uso no

sea inmediato, se taparán los extremos con tapones de madera o anime, de fácil

remoción y perfectamente adaptados a la forma del ducto.

f) Relleno y Compactación de la Bancada

Se esperará que el concreto se seque completamente y después se procederá a

rellenar la zanja. Para completar este paso, normalmente es requerida la

autorización del personal responsable de la inspección de La Obra.





En terreno convencional, sin tráfico de vehículos, el material de relleno deberá ser

el mismo de la excavación, siempre que esté libre de materiales de desecho,

vegetales o materias orgánicas, basura, piedras mayores de 5 cm. o cualquier

sustancia extraña. Estos materiales de relleno se deberán utilizar con un

coeficiente de humedad muy cercano al del terreno circundante para evitar futuros

hundimientos (Proctor modificado al 90%). Además de tomar esta precaución, el

proceso de compactación deberá realizarse de manera cuidadosa y uniforme, por

capas no mayores de 150 mm de espesor.

(a) Corte de Bancada Instalada en Área General





(b) Corte de Bancada Instalada en Cruce de Vía

Fig. 4.18.- Corte Típico de Bancada de Baja Tensión

4.3.2.2 Trincheras de Uso Eléctrico

a) Trinchera para Cables Directamente Enterrados

Para la construcción de la zanja se procede de la misma forma como se hace para

el caso de las bancadas eléctricas.

a.1. Tendido y Colocación de Cables

Se rellenará el fondo de la zanja con una capa de arena lavada de espesor

mínimo de 50 mm y luego nivelada.





Sobre la capa anterior se tenderán los cables según se indique en los planos,

manteniendo la separación mínima entre ellos. Si solamente se instalará una sola

fila de cables, entonces se cubrirán los cables con una capa de arena lavada de

150 mm. de profundidad medida desde el tope del cable de mayor diámetro.

En caso de requerirse mas de una capa de cables, entonces se irá rellenando

entre capa y capa con espesor de 50 mm de arena lavada, medido desde el tope

del cable de mayor diámetro, hasta completar el número de capas recomendados,

debidamente ordenados y alineados y con su identificación correspondiente.

Los cables se identificarán en los extremos, cada 5 m., en los puntos de entrada y

salida de ductos, y cambios de dirección, con bandas de plomo de 20 mm. de

ancho aproximadamente, con indicación de circuito y número de fases.

Como medio de señalización de la existencia de e cables enterrados, sobre la

capa de arena lavada de 150 mm de espesor se colocará una hilera de bloques de

construcción de 100 mm. Dependiendo del ancho de la zanja, se colocará mas de

una hilera de bloques de tal forma de cubrir el 65% del ancho total.

a.2. Relleno, Compactación y Señalización de la Trinchera.

Mezclar y humedecer el material de relleno (caliche) hasta lograr la humedad

óptima, la cual será indicada por el inspector de campo.

Tender una capa de material de relleno. El espesor de esta capa no deberá

exceder los 150 mm. antes de ser compactada.

Compactar la capa extendida según el punto anterior, utilizando equipos

mecánicos (rana o bailarina) hasta alcanzar el 90% de su densidad máxima seca.

Repetir la operación hasta que el tope del caliche compactado alcance la cota de

fondo del asfalto, capa vegetal, o grama.

En áreas de proceso de plantas industriales, las zanjas serán recubiertas con una

capa de concreto pobre coloreado de rojo, provisto con una malla electrosoldada

para refuerzo. El espesor de esta capa deberá ser de 50 mm como mínimo.





Se colocará una capa protectora de concreto pobre sobre la arena anterior, el cual

será teñido de color rojo intenso (RAL-3001).

Los cables que emergen deberán ser protegidos con tubería PVC o conduit rígido

25 cm. hacia afuera y 25 cm. enterrados. Estos tubos serán fijados mediante

concreto.

La ruta de cables enterrados se dejará indicada de forma permanente, colocando

postes de señalización en la superficie del terreno sobre el eje de la zanja. Los

puntos de señalización estarán en cada cambio de dirección, a la mitad de cada

tramo no mayor de 60 m, o cada 33% del total de longitud en tramos mayores de

100 m. En todo caso la distancia máxima entre dos postes de señalización será de

35 m. Estos postes serán de 30 cm mínimo de alto sobre el nivel del terreno, y

tendrán un letrero que indique el ancho y la profundidad del arreglo de los cables,

y si son de baja o alta tensión.

Fig. 4.19.- Detalle Típico de Trinchera de Cables Directamente Enterrados - Nivel de tensión 15 kV – Nota: Distancia en cms





Fig. 4.20.- Tabla 300.5 CEN – Requisitos de Recubrimiento Mínimo. 0 - 600 Vac





Fig. 4.21.- Tabla 300.50 CEN – Requisitos de Recubrimiento Mínimo, Mayores de 600 Vac



DECANATO DE ESTUDIOS DE POSGRADOESPECIALIZACIÓN EN INSTALACIONES ELÉCTRICAS

ASIGNATURA: CT-7234 – INSTALACIONES ELÉCTRICAS

Fig. 4.22.- Vista Transversal de Trinchera de MT – 6,9 kV



DECANATO DE ESTUDIOS DE POSGRADOESPECIALIZACIÓN EN INSTALACIONES ELÉCTRICAS

ASIGNATURA: CT-7234 – INSTALACIONES ELÉCTRICAS

b) Trincheras y Canales de Concreto

El procedimiento constructivo para las zanjas será el mismo aplicable para la

construcción de bancadas eléctricas.

b.1. General

Los canales para cables están constituidos por paredes y fondo de concreto, con

tapa metálica o con marco y tapa de concreto. Sun función es proteger los cables

eléctricos y conductores y facilitar el tendido y las interconexiones entre los

equipos, armarios, gabinetes y switchgears de patio y la casa de mando de la

subestación.

Normalmente el diseño de los canales portacables se realiza bajo los siguientes

criterios:

[1] El ancho y la profundidad viene definida por el área ocupada por los

cables.

[2] Las paredes y piso disponen de un espesor mínimo de 100 mm.

[3] El piso se construye con una pendiente hacia el centro de 0,1%.

[4] El concreto a utilizar tendrá un resistencia mínima de 150 kg/ cm2 a los 28

días.

[5] El acero de refuerzo a utilizar normalmente dispone de una resistencia de

4200 kg/cm2.

[6] Debe disponer de una pendiente longitudinal de 0,5% hacia el drenaje.

[7] La profundidad mínima de un canal de cables no deberá ser menor de

180 mm.





[8] La pared del canal debe sobresalir una altura mínima de 150 mm sobre la

rasante del terreno.

[9] Se deben utilizar juntas de dilatación cada 6 metros.

[10] En los cruces de pistas, vías de circulación de vehículos y similares, el

canal debe ser reforzado para soportar la máxima carga vertical estimada

que podría apoyarse sobre el.

[11] La entrada de ductos eléctricos al canal portacable debe realizarse

mediante el uso de campanas y conos terminales.

Para el dimensionamiento de los grupos de bandejas que servirán de soporte al

sistema de cableado, es necesario conocer el área disponible en cada bandeja.

Conociendo los agrupamientos de cables y los alimentadores, es posible definir el

número de niveles y con ello la profundidad del canal.

El área disponible para los cables por bandeja puede ser estimada mediante la

siguiente expresión:

(2)

Donde:

Ab : Área disponible para los cables en mm2

L : Ancho de la bandeja en mm

h: Altura de la pestaña

m: Pendiente de la bandeja





Las bandejas disponen de pendientes de ¼ para los anchos menores de 300 mm

y de 1/3 para mayores de 300 mm.

b.2. Construcción de la Trinchera o canal y sus Tapas

Las dimensiones serán las indicadas en los planos, con un mínimo de espesor de

paredes de 100 mm. Normalmente, es usado concreto de resistencia mínima de

150 hasta 210 kg./cm2. a los 28 días. La pendiente longitudinal mínima será de

0.5 % para escurrir las aguas.

Los accesorios metálicos en el interior del canal deberán ser de hierro galvanizado

en caliente o de un material resistente a la corrosión.

Las escalerillas de acceso normalmente se diseñan de tipo tubulares de hierro

galvanizado de 5/8” de diámetro. Las demás dimensiones, tales como ancho y

altura del peldaño, serán de acuerdo a las indicadas en los planos.

En los canales de concreto es recomendable la disposición de juntas de dilatación

juntas de dilatación cada 60 m.

El uso de canales portacables, siempre debe considerar el nivel freático del lugar.

El diseño debe contemplar que el piso de los canales se ubique siempre más alto

que el nivel friático del terreno.

En cada tramo la cumbre de la pendiente se situará en el punto medio entre

esquinas y puntos de llegada o salida, vertiendo por igual hacia ambos lados.

Deberá construirse un sumidero de las dimensiones dadas en los planos. Las

dimensiones mínimas recomendadas del sumidero deberán ser de 0.30 x 0.30 m.,

con relleno de piedra picada.





b.3. Instalación de Bandejas y Ganchos Portacables en el Canal

En aquellas trincheras donde los cables irán tendidos sobre sistemas portacables

tales como bandejas, esterillas, o canales portacables, estos elementos se fijaran

sobre soportes en forma de “pie de amigo”, anclados firmemente a la pared de la

trinchera, e inclinados 3% hacia la pared. Los elementos portacables se fijarán a

los soportes mediante elementos apropiados y recomendados por el fabricante.

Para facilitar las labores de instalación de los cables, es recomendable que la

separación entre niveles no será menor a la altura misma del elemento

portacables. El nivel inferior portacables estará ubicado sobre el fondo de la

trinchera a por lo menos 33% de la altura total desde el fondo de la trinchera hasta

el borde de la superficie del terreno.

Fig. 4.23.- Dimensiones Típicas de Gancho Soporte de Cables en Canal





Fig. 4.24.- Canales PortaCables – Típicos CADAFE

Fuente: CADAFE 3:2-016 “Guía para el Diseño de Canales para Cables de Subestaciones”.





4.3.3 Sistemas de Cables

a) Consideraciones y Datos Generales

El sistema de cables conforma una parte esencial de la instalación eléctrica ya que

es la interfase que permite la transmisión de la energía desde la fuente hasta el

punto de utilización.

La disposición del cableado puede ser aérea o subterránea. Las variantes de la

disposición pueden ser:

Aérea:

Conductores desnudos soportados en aisladores, cable a la vista soportado con

alambres mensajeros, cables dispuestos en conduits o en canales portacables

metálicos.

Subterránea:

Cables instalados en conduits, ductos, canales portacables o cables directamente

enterrados.

La selección del tamaño del conductor requiere evaluar aspectos tales como:

1) Corriente de carga

2) Ciclo de servicio

3) Tiempo de despeje de falla

4) Caída de tensión permisible

5) Temperatura ambiente

6) Tipo de canalización y medio de disipación de calor en la misma.

7) Condiciones ambientales en el lugar de instalación: Polución, atmósferas

explosivas, presencia de sustancias derivadas de hidrocarburos, etc.





Los tipos de aislamiento de cables se pueden clasificar en varias categorías:

aislamiento sólido, aislamiento por capas, aislamientos de propósito especial.

Cada tipo de aislamiento presenta propiedades particulares, tales como

flexibilidad, resistencia al fuego, resistencia a esfuerzos mecánicos y protección

contra los efectos ambientales.

La instalación de cables requiere evitar la excesiva tensión de halado lo cual, de

ocurrir, puede producir elongación del cable, reducción del espesor del aislamiento

o daños en la chaqueta protectora. Así mismo, el proceso de instalación debe

respetar el radio mínimo de curvatura definido por el fabricante para el cable.

Típicamente debe evitarse la instalación con radios de curvatura menores de 8

veces el diámetro para cables sin blindaje y 12 veces el diámetro para cables de

tipo blindado. Ver artículo 300.34 del CEN, [8] .

La instalación de cables también requiere disponer de terminaciones apropiadas,

conectores específicos. En las terminaciones de los sistemas de cableado debe

evitarse la condensación y la humera, por lo cual los gabinetes y compartimientos

terminales de cables deben disponer de medios de control de humedad, tales

como calentadores de espacio. Así mismo, para evitar el arco eléctrico y las fallas

a tierra, deben ser respetadas las distancias mínimas requeridas, según el nivel de

voltaje, entre fases y de fase a tierra.

En general, los sistemas de cableado, de alta y baja tensión, deben cumplir los

requerimientos de seguridad establecidos en los capítulos 2 y 3 del CEN, Las

aplicaciones y tipos de aislamiento de los conductores se describen en la tabla

310.13 del CEN. Las capacidades admisibles de corriente para los distintos tipos

de cables hasta 2000 Vac se disponen en las tablas 310.16 a la 310.20 del CEN.

Datos de capacidades de corriente en conductores desnudos dispuestos a la vista

en líneas aéreas, pueden obtenerse de la tabla 310.21 del CEN.





Los requerimientos y datos técnicos generales para sistemas de cables con

régimen de tensión entre 2001 a 35000 Voltios pueden obtenerse en el artículo

310.60 y de las tablas 310.62 a la 310.86 del CEN.

Para el caso de aplicaciones de subestaciones que sirven plantas industriales, los

sistemas de cableado deben tener en consideración las prácticas recomendadas

en documentos tales como el capítulo 12 de la IEEE-141.[2]

Para el caso de industrias con requerimientos específicos, tal como la industria

petrolera, la selección del sistema de cableado debe considerar las

recomendaciones indicadas en documentos tales como IEEE, Std 1242 “Guide for

Specifying and Selecting Power, Control, and Special-Purpose Cable for Petroleum

and Chemical Plants”, [10]

(a) Cables de MT -35 kV Instalados

en Sótano e Interconectados con

Conectores Separables





(b) Cables de LV- 600 Vac Instalados a la vista en Bandejas Portacables

Fig. 4.25.- Ejemplos de Instalación de Cables

b) Construcción de Cables

b.1. Material Conductor y Dimensiones Normalizadas

Por razones de menor costo y amplia disponibilidad, los materiales conductores

de mayor utilización en los sistemas de cableado son el cobre y el aluminio.

Las propiedades de alta conductividad, maleabilidad y resistencia a la corrosión

hacen apropiado al cobre para aplicaciones de cableados subterráneos. Para

instalaciones eléctricas aéreas con conductores desnudos, principalmente se usa

aluminio por sus propiedades conductivas y especialmente por su menor peso que

el cobre.

Existen diferencias físico-químicas entre el cobre y el aluminio que establecen

importantes diferencias entre esos materiales cuando se usan como medio

conductor de la electricidad. La tabla 12-1 siguiente, tomada del IEEE-141, [2]

muestra la mejor conductividad térmica del cobre respecto al aluminio y también

muestra la menor resistencia del cobre ante el paso de la corriente eléctrica. Lo

anterior implica que para una misma carga es necesario disponer un calibre de

conductor mayor, si el material usado es aluminio en vez de cobre.





Los tipos de conductores pueden ser sólidos o trenzados. El CEN, [8] , establece

en su artículo 310.3 que los conductores para calibres 8 AWG (8,35 mm2) y

mayores serán de tipo trenzado.

Los calibres mínimos de los conductores, según el nivel de voltaje son los

indicados en la tabla 310.5 del CEN.

Los cables que funcionan a mas de 2000 Vac requieren disponer de

apantallamiento, como medio para limitar los esfuerzos sobre el aislamiento como

producto de los gradientes de campo eléctrico presentes.

Tabla 12-1 de IEEE-141





Tabla 310.5 de NFPA-70

b.2. Material Aislantes y Espesores Disponibles

Existe amplia variedad de materiales usados como medios aislantes. Los

materiales usados como medios de aislamiento pueden ser de tipo orgánicos o

inorgánicos. Las tablas 12-2 y 12-3 de la IEEE-141, [2] , muestran compuestos

cuyos elementos básicos al ser modificados en su composición o mezclados,

logran obtenerse propiedades deseadas para fabricación, manejo y aplicaciones.

Aislamientos de uso común son los siguientes:

Dieléctrico Sólido de compuestos termoestables

Dieléctrico Sólido de compuestos termoplásticos

Papel laminado

Algodón barnizado

Aislamiento mineral conformado por Dieléctrico sólido de tipo granular





La tabla 310.13 del CEN muestra las distintas aplicaciones y aislamiento de los

conductores.

Los tipos mas comunes de aislamientos aplicados en bajo voltaje (600 Vac) y

medio voltaje (5 – 35 kV) son:

Clorhydro Polivinilico (PVC),

Polietileno (PE),

Polietileno Reticulado (XLPE),

Polietileno Reticulado retardante de arbol (TRXLPE)

Etileno Propileno Rubber (EP, EPR o EPDM)

Otros componentes como el Polietileno Clorosulfonado (CSPE), el Polietileno

Clorinado (CPE) y el Nylon, algunas veces son usados para segundas capas en

aislamientos del tipo capa dual.

El rango de temperatura de los materiales termoplásticos es de 75 ºC y el rango

de los materiales termoestabilizados es de 90 ºC.

En áreas con altas temperaturas se usan cables con alta temperatura ambiente.

Estos cables pueden operar en temperaturas entre los 125 ºC y los 450 ºC y

mayores. Los aislamientos para alta temperatura incluyen materiales

especialmente formulados, tales como:

EPR especialmente formulado

Polioleofinas reticuladas

Caucho siliconado (Silicone Rubber)

Distintos tipos de Fluoropolímeros.

Capas cerámicas

Capas de mica reforzadas con vidrio





Los cables, para aplicaciones de alta temperatura, normalmente se fabrican con

una combinación de los materiales indicados arriba.

Espesores de Aislamiento para Cables de Control

Tomado de IEEE Std 1242





Espesores de Aislamiento para Cables Monopolares, Baja Tensión – 600 Vac






Espesor de Aislamiento en Cables de Media Tensión






CARACTERISTICAS CONSTRUCTIVAS DE LAS DISTINTAS CLASES DE

AISLAMIENTO – Cables hasta 2000 Vac.





Características Constructivas de los Cables de Media Tensión





b.3. Lugares de Instalación de los Cables, según tipo de Aislamiento

b.3.1).Consideraciones Eléctricas

La aplicación de un sistema de cableado debe tener considera como base, el

voltaje nominal del sistema eléctrico el cual es quien determina la clase de voltaje

del sistema de cables.

Entre las características eléctricas que deben ser consideradas se tienen:

a) Clase de Voltaje: Incluye voltaje de operación y Voltaje pico. Esto

determina el espesor del aislamiento.

b) La capacidad del conductor de transportar de forma eficiente la corriente

de carga requerida. Esta condición se asocia con los esfuerzos térmicos a

los cuales se somete el cable durante cortocircuitos.

c) Esfuerzos dieléctricos por sobretensiones, asociados a los distintos

métodos de puesta a tierra del sistema eléctrico.

d) Apantallamiento Electrostático

e) Capacidades de corrientes de falla.

b.3.2).Clases de Aislamiento

La resistencia a la rotura dielectrica en un sistema eléctrico, causado por

sobretensiones de tipo transitorias es función del nivel básico de aislamiento (BIL –

Basic Insulated Level ). Para el caso de cables, esta resistencia a los esfuerzos

dieléctricos de tipo transitorio se establece a través de la característica térmica.





El tipo de aislamiento del cable seleccionado y su espesor debe ser compatible

con el voltaje de operación y el nivel de BIL del sistema, tanto de la fuente como

del equipamiento final de utilización. Generalmente la tensión de perforación del

aislamiento del cables es mayor que el del equipo conectado.

La clase de voltaje del cable en parte es función del material de aislamiento, así

como de su espesor y el tipo de sistema eléctrico en el cual será conectado. Las

maniobras y la operación de equipos de interrupción de fallas (Interruptores,

fusibles, etc.) causan sobretensiones transitorias, las cuales deben ser tomadas

en cuenta en la selección del tipo de cable y en el espesor del aislamiento.

Existen tres niveles de espesor de aislamiento para cables de media tensión, los

cuales deben ser tomados en consideración en función del voltaje nominal del

sistema.

Nivel de Aislamiento 100%

En sistemas eléctricos con neutro conectado a tierra, los cuales disponen de

protección contra falla a tierra, se aplican sistemas de cables con clase de

aislamiento 100%, siempre que el despeje de la falla se realice en un lapso no

mayor de un (1) minuto.


En sistemas eléctricos no conectados a tierra ó neutro conectado a tierra a través

de resistencia/impedancia en los cuales el tiempo de despeje de falla para la clase

de aislamiento 100% no puede ser cumplido, se aplican sistemas de cables con

aislamiento 133% siempre que el despeje de la falla se realice en un lapso no

mayor de una hora.






En sistemas eléctricos no conectados a tierra ó neutro conectado a tierra a través

de resistencia/impedancia en donde el tiempo de despeje de falla es indefinido se

aplican cables con nivel de aislamiento de 173%. En la práctica, este nivel de

aislamiento es usado de manera muy rara en la industria.

b.3.3).Apantallamiento de Cables de media Tensión

Cables que operan en tensiones de 2000 Vac o mayores debe disponer de

sistemas de apantallamianto. Los cables cuya instalación se defina como

subterránea, directamente enterrados deben ser aprobados para ese uso. Ver

artículo 310.6 y 310.7 del CEN. Típicamente, para esta aplicación de cables

instalados en forma subterránea, directamente enterrados se usan cables de tipo

armado o MC (metal clad).

El objeto del apantallamiento es limitar los esfuerzos dieléctricos sobre el

aislamiento, como producto de la presencia de gradientes de potencial eléctrico.

Las razones de implementar apantallamiento del cable son las siguientes:

Confinar el campo eléctrico dentro del cable.

Equipotenciar los esfuerzos eléctricos dentro del aislamiento, disminuyendo

la superficie expuesta a descargas parciales.

Proteger el cable de potenciales inducidos.

Limitar la interferencia electroestática y electromagnética.

Conectando a tierra la pantalla, se reduce el riesgo de descarga eléctrica.





El artículo 310.8 del CEN establece los lugares de instalación permitidos, según el

tipo de aislamiento.

En lugares secos y húmedos son permitidos cables con aislamientos del tipo FEP,

FEPB, MTW, PFA, RHH, RHW, RHW-2, SA, THHN, THW, THW-2, THHW, THHW-

2, THWN, THWN-2, TW, XHH, XHHW, XHHW-2, Z ó ZW.

En lugares mojados, podrán usarse cables impermeables a la humedad, con forro

metálico. También podrán usarse cables con los aislamientos siguientes:

MTW, RHW, RHW-2, TW, THW, THW-2, THHW, THHW-2, THWN, THWN-2,

XHHW, XHHW-2, Z ó ZW.





b.4. Dimensionamiento y Selección del Tipo de Cable

La selección del tamaño del conductor debe basarse en las siguientes

consideraciones:

Corriente de carga

Condiciones de régimen de servicio (sobrecarga, cargas intermitentes,etc)

Limitaciones de caída de voltaje.

Criterios de Corrientes de falla y tiempos de actuación de las protecciones.

Criterios de máxima elevación de temperatura bajo condiciones de

operación norma, emergencia y cortocircuito.

Longitudes de cables expuestos a altas temperaturas.

Requerimientos de terminaciones de los cables.

Adicionalmente es necesario efectuar la selección del tipo de aislamiento debe

considerar los aspectos ambientales y de procesos, presentes en el lugar de la

instalación, tales como:

Atmósferas explosivas

Control de Emisión de gases tóxicos

Limitaciones de propagación de llama

Corrosión





4.3.4 Conexiones y Terminales para Cables

El elemento que permite la unión entre el conductor y el dispositivo final es el

conector. Las terminaciones para cables consisten en dispositivos instalados en el

extremo del cable de manera que permite el control de los esfuerzos dieléctricos,

en razón a la concentración de línea de campo eléctrico que se producen en

Las conexiones de cables y conductores, dependiendo del método de instalación,

se pueden clasificar como:

a) Conexión Térmica

b) Conexión Mecánico

Las conexiones térmicas son aquellos en los cuales la unión del conductor al

dispositivo terminal se realiza mediante la aplicación de procesos de soldadura.

Las conexiones soldadas mas utilizadas son las de tipo exotérmica, aplicadas

especialmente para la construcción de sistemas artificiales de electrodos de tierra.

Ejemplo de Unión de Conductores Desnudos

de Cobre usando Conexiones Exotérmicas





Conexiones Mecánicas:

Las conexiones mecánicas de cables incluyen las de tipo a compresión y las

conexiones apernadas..

Existen amplia variedad de modelos, para ambos tipos de conexión.

Una muestra de los tipos de conexiones apernadas se presenta a continuación

Terminaciones de Cables para Baja Tensión:

Para baja tensión (< 1000 Vac), la terminación del cable consiste en disponer de

un elemento, dispuesto de manera apropiado, de forma que brinde protección al

cable contra elementos tales como:

A prueba de intemperie

Resistente al aceite

Resistente a los golpes

Resistente a los UV

Ejemplo de Terminal de Baja Tensión para Cables Termoplásticos, modelo XLAC, marca ABB .





Descripción:

La terminal de cable incluye un casquillo y un capuchón hechos de polietileno

negro resistente a los golpes. Los núcleos del cable se doblan hacia abajo y se

empujan dentro de muescas existentes en el casquillo y se protegen contra la

radiación UV con un manguito de aislamiento de tipo IS, tras lo cual se coloca el

capuchón.

Terminaciones de Cables para Media Tensión:





BIBLIOGRAFÍA

[1] IEEE-100”The Authoritative Dictionary of IEEE Standard Terms”, Seventh Edition , The Institute of Electrical and Electronics Engineering, Inc. 3 Park Avenue, New York, NY, 10016-5997, USA.

[2] IEEE-141 “Recommended Practice for Electric Power Distribution for Industrial Plants”. The Institute of Electrical and Electronics Engineering, Inc. 3 Park Avenue, New York, NY, 10016-5997, USA.

[3] IEEE-241 “Recommended Practice for Electric Power Systems in Commercial Buildings” The Institute of Electrical and Electronics Engineering, Inc. 3 Park Avenue, New York, NY, 10016-5997, USA.

[4] ANSI/NEMA C57.12.51-1981 “Requirements for Ventilated Dry-Type Power Transformers, 501 kVA and Larger, Three-phase, with High-Voltage 601 to 34 500 Volts, Low-Voltage 208Y/120 to 4160 Volts”.

[5] ANSI C57.12.01 “IEEE Standard General Requirements for Dry-Type Distribution and Power Transformers Including Those with Solid-Cast and/or Resin-Encapsulated Windings”.

[6] NEMA ST-20, 1992, R(1997) “Dry Type Transformers for General Applications”. National Electrical Manufacturers Association 1300 North 17th Street Rosslyn, VA 22209.

[7] ANSI/IEEE C57.110, 1998 (R2004). “Recommended Practice for Establishing Transformer Capability When Supplying Nonsinusoidal Load Currents”, The

Institute of Electrical and Electronics Engineers, Inc. 345 East 47th Street, New York, NY 10017-2394,

USA.

[8] Fondonorma 200, año 2004; “Código Eléctrico Nacional”, 7ma revisión.

[9] CADAFE 3:2-016 “Guía para el Diseño de Canales para Cables de Subestaciones”.

[10] IEEE, Std 1242 “Guide for Specifying and Selecting Power, Control, and Special-Purpose Cable for Petroleum and Chemical Plants”.



apuntes- capÍtulo iv - subestaciones industriales

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