redes de distribucion

Salesianos Manuel Lora Tamayo Módulo: Instalaciones Eléctricas de Enlace y Centros de Transformación.

Curso 06/07 1 Profesor: Arturo Solís Parra

1 Redes de distribución eléctrica. ........................................................................................ 3

1.1 Introducción................................................................................................................. 3

1.2 Sistema eléctrico. ......................................................................................................... 3 1.2.1 Características del sistema eléctrico. ....................................................................... 4 1.2.2 Líneas de Alta Tensión. ........................................................................................... 4

1.3 Redes de distribución, generalidades. ......................................................................... 5 1.3.1 Tipos de conexión con la red existente. ................................................................... 5 1.3.2 Definiciones, elementos de una red de distribución. ............................................... 6 1.3.3 Tipos de líneas de distribución. ............................................................................... 7

1.3.3.1 Líneas Aéreas:................................................................................................... 7 1.3.3.2 Líneas subterráneas: .......................................................................................... 8

1.3.4 Estructura de las redes de distribución..................................................................... 8 1.3.4.1 Red en baja tensión: .......................................................................................... 8 1.3.4.2 Red lineal: ......................................................................................................... 8 1.3.4.3 Red en anillo. .................................................................................................... 9 1.3.4.4 Red en anillos múltiples. ................................................................................... 9 1.3.4.5 Red en huso normal........................................................................................... 9 1.3.4.6 Red en huso múltiple....................................................................................... 10 1.3.4.7 Red en huso apoyado. ..................................................................................... 10

1.3.5 Representación gráfica........................................................................................... 10

1.4 Redes de distribución aéreas. .................................................................................... 12 1.4.1 Apoyos. .................................................................................................................. 12

1.4.1.1 Clasificación de los apoyos............................................................................. 12 1.4.1.2 Características mecánicas de los apoyos......................................................... 14

1.4.2 Crucetas y armados. ............................................................................................... 14 1.4.3 Aisladores. ............................................................................................................. 15

1.4.3.1 Aisladores de apoyo. ....................................................................................... 16 1.4.3.2 Aisladores de suspensión o cadena. ................................................................ 16

1.4.4 Herrajes. ................................................................................................................. 16 1.4.5 Pararrayos. ............................................................................................................. 16 1.4.6 Conductores. .......................................................................................................... 17

1.4.6.1 Cable de aluminio reforzado con alma de acero galvanizado......................... 17 1.4.6.2 Cables de aluminio compactado y reforzado con alma de acero. ................... 17 1.4.6.3 Cables de acero galvanizado para líneas de tierra........................................... 17 1.4.6.4 Cables de aluminio reforzado con acero recubierto de aluminio (LARL)...... 18

1.4.7 Empalmes y derivaciones en líneas aéreas. ........................................................... 18

1.5 Redes de distribución subterráneas. .......................................................................... 20 1.5.1 Zanjas..................................................................................................................... 20

1.5.1.1 Cables directamente enterrados. ..................................................................... 20 1.5.1.2 Cables bajo tubo o conducto. .......................................................................... 20 1.5.1.3 Galerias ........................................................................................................... 22

1.5.2 Conductores. .......................................................................................................... 22 1.5.2.1 Cables aislados de papel impregnado con mezcla no migrante. ..................... 22 1.5.2.2 Cables aislados con polietileno reticulado (XLPE) ........................................ 23 1.5.2.3 Cables aislados con goma etileno propileno (EPR). ....................................... 24 1.5.2.4 Designación de conductores............................................................................ 25

1.5.3 Empalmes y terminales. ......................................................................................... 26



1.5.3.1 Empalmes y terminales termorretráctiles........................................................ 26 1.5.3.2 Empalmes y terminales retráctiles en frío....................................................... 26

1.6 Proceso de construcción de redes de distribución. ................................................... 28 1.6.1 Montaje de redes aéreas. ........................................................................................ 28

1.6.1.1 Esfuerzos a los que está sometida la línea...................................................... 28 1.6.1.2 Tensado de los cables...................................................................................... 29

1.6.2 Montaje de redes subterráneas. .............................................................................. 29

1.7 Protección y señalización de redes de distribución................................................... 31 1.7.1 Niveles de aislamiento en líneas aéreas. ................................................................ 31 1.7.2 Puesta a tierra de una línea aérea. .......................................................................... 31 1.7.3 Señalización de riesgo en líneas aéreas. ................................................................ 32 1.7.4 Puesta a tierra de masas en líneas subterráneas. .................................................... 32 1.7.5 Señalización de riesgo en líneas subterráneas. ...................................................... 32

1.8 Mantenimiento y localización de averías en redes aéreas. ....................................... 33 1.8.1 Revisión visual....................................................................................................... 33 1.8.2 Revisión termográfica............................................................................................ 33

1.9 Mantenimiento y localización de averías en redes subterráneas. ............................. 34 1.9.1 Métodos de reflexión de impulso e impulso de corriente. ..................................... 34



1 Redes de distribución eléctrica.

1.1 Introducción.

Hoy en día las necesidades de consumo de energía, hacen necesaria una elevada producción de energía. Del mismo modo para hacer llegar a los consumidores la energía se hace necesaria una red de transporte y distribución de energía que interconecte los centros de producción con las centros de consumo.

Normalmente, los centros de producción, (Centrales eléctricas) está situadas lejos de las ciudades, por lo que es necesaria un red de conductores apropiados para trasportar esa energía. Del mismo modo son necesarios centros de distribución y reparto que adecuen la energía que sale de las centrales a las necesidades del consumo urbano.

1.2 Sistema eléctrico.

Así pues el sistema eléctrico está compuesto por los siguientes elementos, ordenados desde el punto de producción al de consumo:

− Centrales generadoras de energía. − Estaciones transformadoras elevadoras. − Líneas de transporte. − Subestaciones de distribución. − Subestaciones de transformación reductoras. − Red de distribución primaria. − Centros de transformación. − Red de distribución secundaria.

Las Centrales Generadoras de energía, sean del tipo que sean (hidráulicas, térmicas, nucleares, eólicas, solares, etc.) suministran la energía a una tensión comprendida entre los 6.000 y 18.000 voltios. Esta tensión no es la más apropiada para el transporte a largas distancias a causa de las perdidas que se producirían en los conductores, por lo que es necesario instalar transformadores elevadores “Estaciones transformadoras elevadoras” para subir el valor de la tensión y que las perdidas por efecto Joule sean mínimas.

Las tensiones de las Líneas de transporte de energía, recogidas en el Artículo 2, del Reglamento de Líneas Eléctricas Aéreas de Alta Tensión, son las siguientes:

Para las Redes de distribución primaria, aquellas que comprendidas entre las Subestaciones de distribución y los Subestaciones de transformación reductoras, las tensiones normalmente utilizadas son:

Por último, la tensión correspondiente a las Redes de distribución secundaria, entre las Subestaciones de transformación reductoras y los Centros de Transformación son:

30 KV – 45 KV – 66 KV (Segunda Categoría)

132 KV – 220 KV – 380 KV (Primera Categoría)



El Reglamento de Líneas Eléctricas de Alta Tensión recomienda la utilización de las tensiones marcadas en negrita.

Así pues podemos subdividir el sistema eléctrico en tres subsistemas fundamentales.

− Subsistemas de producción. Formado por las centrales eléctricas y cuya misión es la de generar la energía eléctrica que necesita el país.

− Subsistema de transporte. Formado por las líneas de alta tensión que unen los centros de generación de energía y las subestaciones de distribución y subestaciones reductoras.

− Subsistema de distribución. Formado por los centros de transformación y las redes de distribución primaria y secundaria.

1.2.1 Características del sistema eléctrico.

En todo sistema eléctrico existen unas características que lo definen y que es necesario conocer para instalar o reparar. Estas características son:

− Número de Fases: Normalmente estudiaremos sistemas trifásicos, puesto que los monofásicos se emplean en instalaciones interiores de baja tensión.

− Tensión de servicio: Normalizadas según la categoría (Cuadros de tensiones) − Valor de la frecuencia: Estudiaremos sistemas de 50 Hercios, de uso normalizado en Europa y

gran parte del mundo, excepto EE.UU.

1.2.2 Líneas de Alta Tensión.

Se define como línea de alta tensión según el reglamento en el artículo 1º como:

Toda línea de corriente alterna trifásica a 50 Hercios de frecuencia cuya tensión nominal eficaz entre fases es igual o superior a 1 KV.

Como se ha enunciado en el punto anterior, para el transporte y la distribución de energía se utilizan tensiones más elevadas que la de uso domestico. Esto es así debido fundamentalmente a la gran ventaja que conlleva, al disminuir las perdidas de potencia en las líneas por calentamiento (Perdidas Joule) y a la reducción de la sección de los conductores utilizados.

Al elevarse la tensión para el transporte, a igual potencia entregada, la corriente será menor de forma inversamente proporcional a la tensión, es decir, al aumentar el valor de la tensión, disminuye el de la corriente. Del mismo modo, la sección depende directamente de la corriente, por consiguiente, al disminuir la corriente, la sección que hay que utilizar para transportar una determinada potencia es menor.

La tensión en las líneas de alta se clasifica a su vez en dos, según sus características.

• Tensión nominal: Valor normal de la tensión eficaz entre fases con la que se designa a la línea y con la quedan definidas determinadas características de funcionamiento.

• Tensión más elevada: Mayor valor de tensión eficaz entre fases que se puede presentar en la línea en un punto cualquiera de la línea, en condiciones normales de funcionamiento.

3 KV – 6 KV – 10 KV – 15 KV – 20 KV (Tercera Categoría)



1.3 Redes de distribución, generalidades.

Se denomina Red de Distribución al conjunto de líneas de Alta y Baja Tensión, así como los equipos, que alimentan a las instalaciones receptoras o puntos de consumo.

Esta a su vez se puede dividir en dos grupos bien diferenciados:

− Red de reparto (red primaria) formada por las líneas aéreas o subterráneas de 45, 66 o 132 KV y las subestaciones de transformación.

− Red publica de distribución (red secundaria), la formada por las líneas de MT que llegan a los centros de transformación y la red de baja tensión que llega a los usuarios.

1.3.1 Tipos de conexión con la red existente.

Información previa para diseño de una red.

• Topografía y geotécnica.

Plano topográfico de la zona, indicando red hidrográfica, arbolado etc., junto al estudio del terreno a una profundidad de 2 m.

• Urbanística.

Planos y documentación existente de parcelación, red viaria y servicios previstos.

• Infraestructura.

Situación del trazado de la red existente que proporciona la compañía suministradora con la siguiente información: Tensión nominal de la red en KV, Potencia máxima disponible en Kw o Mw. Potencia de cortociruito en MVA, tiempo de cortocircuito en segundos y tensión nominal que pude soportar el cable de Alta Tensión para la distribución. También información sobre las instalaciones de agua, alcantarillado, telefonía, etc.

• Legal.

Reglamentos e instrucciones del Ministerio de Industria y Energía.

Reglamento sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en centrales eléctricas, subestaciones y centros de transformación.

Reglamento sobre acometidas eléctricas.

Normas del Ministerio de Obras Públicas.

Ordenanzas y Normas Municipales.



La conexión con la red eléctrica de la compañía suministradora se designan con las letras A, B, C o D como queda representado en la figura de la página siguiente:

A) Una línea de reparto de tensión superior a la línea de distribución en A.T. prevista a instalar, con lo que será necesario instalar una subestación.

B) Conexión a través de Subestación o Centro de reparto.

C) Línea existente de tensión igual a la que se prevé va a instalar en A.T.

D) Un Centro de transformación con potencia suficiente para realizar el nuevo suministro en baja tensión.

1.3.2 Definiciones, elementos de una red de distribución.

Subestación:

Centro transformador para la reducción de la tensión de alimentación con salida en alta tensión y conexión con otro elemento, normalmente con otra subestación, centro de reflexión o centro de transformación.

Centro de reparto:

Centro fuertemente alimentado en el que una o más líneas de A.T. se derivan de otras de la misma tensión.

Centro de reflexión:

Centro que garantiza la alimentación de las líneas de A.T. que a el llegan, procedentes de una Subestación o de un Centro de Reparto situados en la misma zona, mediante un circuito que, en condiciones normales, no posee carga y al que se denomina Circuito Cero o Cable de Socorro, alimentado desde la misma subestación o Centro de Reparto.

Línea de distribución.

Línea en Alta Tensión de 15, 20 o 30 KV que partiendo desde una Subestación, de un Centro de Reparto o de una derivación de A.T., alimenta a los centros de Transformación.

Centros de Transformación.

Centro alimentado por una línea de distribución de Alta Tensión, que reduce ésta a 220/380 V o 230/400 V y de la cual parten las líneas de distribución de Baja Tensión.

A

C

B

D



1.3.3 Tipos de líneas de distribución.

Como se ha explicado en apartados precedentes, las líneas de distribución utilizan tensiones de 20 y 30 KV normalizadas, aunque existen aún en España zonas alimentadas a 15 KV. Se utilizan sistemas trifásicos de corriente alterna dadas las ventajas que posee con respecto a otros sistemas polifásicos y a la corriente continua.

A su vez las líneas se pueden clasificar, según su ejecución en tres tipos:

− Líneas Aéreas. − Líneas subterráneas. − Líneas mixtas (algunos tramos aéreos y otros subterráneos).

1.3.3.1 Líneas Aéreas: Aquellas en donde los conductores van instalados por encima del nivel del suelo. Para

mantener los conductores a la distancia mínima especificada en el reglamento, se utilizan apoyos, pudiendo ser estos de acero, hormigón o madera. Sobre estos apoyos se colocarán otros soportes denominados crucetas, en posición horizontal, donde se montarán los diferentes herrajes y piezas que han de sostener y aislar al cable.

Los conductores de las redes aéreas pueden ser de dos tipos, desnudos o aislados, desnudos cuando el conductor es metálico en su parte exterior y no lleva ningún material aislante, y asilado aquel que posee una cubierta exterior que protege de posibles descargas por contacto. La elección del tipo de conductor vendrá condicionada por el tipo de instalación.

A su vez los conductores pueden disponerse en red tensada o en red posada.

Las línea aéreas poseen la ventaja de que el importe inicial por montaje y los gastos de mantenimiento son muy inferiores a los de las líneas subterráneas, pero poseen como inconveniente el riesgo de electrocución de personas y animales al tratarse de conductores sin aislamiento y del impacto ambiental y visual que produce al discurrir tanto por medios urbanos como por zonas forestales o agrícolas.

Factor de potencia en el diseño de una red:

Un punto importante a destacar en le cálculo de una línea de Alta tensión es su factor de potencia o coseno de ϕϕϕϕ que para cualquier red, aérea o subterránea debe tomar como valor mínimo 0,9.



1.3.3.2 Líneas subterráneas: Son aquellas en las que el conductor va situado por debajo del nivel del suelo. Sus costes de

instalación y mantenimiento son superiores a los de las líneas aéreas, dado que es necesario ejecutar la construcción de zanjas, señalización, conductores especiales..., sin embargo presentan la ventaja de que es menos peligroso y no rompe la armonía del espacio donde discurre la línea. Dadas estas características la instalación de líneas subterráneas se reserva para instalaciones en ciudades o centros industriales, mientras que las líneas aéreas son más utilizadas en zonas abiertas fuera de los núcleos urbanos o rodeando a éstos.

Las líneas subterráneas, así mismo, pueden instalarse en tres modos diferentes:

• Directamente enterrados.

• Bajo tubo o conducto.

• En galerías de servicio.

1.3.4 Estructura de las redes de distribución.

El tipo de red de distribución vendrá determinado por las siguientes condiciones:

− Forma de conexión con la red general existente (A, B, C o D) − Potencia máxima demandada. − Superficie de la zona. − Tipo de edificación.

Con respecto al tipo de edificación se establece la siguiente clasificación:

• Edificación Extensiva: de 3 a 15 viviendas/ha.

• Edificación Semi-intensiva: de 16 a 30 viv./ha.

• Edificación intensiva: 31 a 71 viv./ha.

Así pues, en función de estas características las estructuras de redes, según su complejidad, se pueden clasificar en:

1.3.4.1 Red en baja tensión: Una o varias líneas de distribución en B.T., que parten de un Centro de Transformación ya

existente en la zona.

Conexión con red existente del tipo D.

Potencia máxima igual a la que puede disponer el C.T. existente.

Superficie máxima alimentada

− En Edificación Extensiva 4 Ha. − En Edificación Semi-intensiva 2 Ha. − En Edificación Intensiva 1Ha.

1.3.4.2 Red lineal: Constituida por una línea de distribución en A.T., 10 Centros de transformación como máximo

y las líneas de B.T.

Conexión con red existente del tipo B o C, con alimentación doble.



Potencia máxima demandada 8.000 kW.


− En Edificación Extensiva 200 Ha. − En Edificación Semi-intensiva 150 Ha. − En Edificación Intensiva 80 Ha.

1.3.4.3 Red en anillo. Formada por una línea de distribución de A.T. cerrada formando un anillo, con un número

máximo de C.T. de 10 y las líneas de B.T. correspondientes.

Conexión con red existente del tipo B o C, con alimentación unica.




1.3.4.4 Red en anillos múltiples. Varias redes en anillo conectadas a una misma Subestación o Centro de Reparto, con 10

centros de transformación por anillo como máximo y las líneas de B.T. correspondientes.

Conexión con red existente del tipo A o B, con alimentación única.

Número máximo de anillos 5 con Subestación y 3 con Centro de Reparto.

Potencia máxima demandada 40.000 kW., con Subestación y 24.000 kW., con Centro de Reparto.



1.3.4.5 Red en huso normal. Constituida por un máximo de 6 líneas de distribución en A.T., conectadas a una Subestación o

Centro de Reparto por uno de los extremos y a un Centro de Reflexión en el otro extremo, con uno o dos circuitos cero y un máximo de 10 C.T. por cada línea de Alta.




− En Edificación Extensiva 1.200 Ha. − En Edificación Semi-intensiva 650 Ha. − En Edificación Intensiva 480 Ha.



1.3.4.6 Red en huso múltiple. Constituida por dos o más husos normales conectados a una Subestación o Centro de Reparto.





1.3.4.7 Red en huso apoyado. Constituida por un máximo de 6 líneas de distribución en A.T., conectadas a dos Subestación o

Centro de Reparto enlazados con un circuito cero y un máximo de 10 C.T. por cada línea de Alta.





1.3.5 Representación gráfica.



Ejercicios:

1) Dibuja los esquemas correspondientes a la red en anillo múltiple y a la red en huso múltiple.

2) Recopila las normas particulares de la empresa suministradora de tu zona, donde se describan las redes de distribución.

3) Representa en un plano A-4 una red de media tensión donde aparezcan al menos: una conexión a una línea existente, una subestación, un centro de reparto, un centro de reflexión y tres centros de transformación debidamente interconectados. Usa para la representación la simbología normalizada para esquemas de distribución unifilares.



1.4 Redes de distribución aéreas.

Como se explicó en el apartado 1.3.3 “Tipos de líneas de distribución” existen dos formas de diseño en las líneas de distribución. A través de líneas aéreas o de líneas subterráneas. En este apartado estudiaremos las primeras, concretamente las partes y elementos que forman una de estas líneas.

1.4.1 Apoyos.

Se define como apoyo a la estructura encargada de soportar a los elementos que componen una línea eléctrica aérea, y de mantener al conductor alejado del terreno. En el reglamento de líneas eléctricas de alta tensión se determina que los apoyos pueden estar constituidos por diferentes materiales.

1.4.1.1 Clasificación de los apoyos. Por tanto en función de su material constructivo los podemos clasificar en:

• Apoyos o postes de madera.

Constituidos por árboles a los que se les extrae la corteza y son tratados con inmersión en bicloruro de mercurio o alquitrán, para evitar que se pudran. La duración del poste de madera está comprendida entre los 10 y 20 años, en función del tipo de madera y de las condiciones climatológicas.

El extremo superior del poste se prepara en forma cónica para evitar la penetración de la lluvia estando comprendido el diámetro superior entre los 11 centímetros de las coníferas y los 9 del castaño, siendo estos tipos de madera los más utilizados.

• Apoyos de hormigón.

Poste compuesto de hormigón y armadura de hierro. Esta armadura confiere al hormigón mayor resistencia a los esfuerzos mecánicos de flexión, torsión o pandeo.

Con el fin de mejorar sus características mecánicas, su fabricación se puede llevar a cabo de varias formas:

− Hormigón armado. El hormigón se fragua con la estructura metálica. − Hormigón vibrado. Antes de fraguar se procede a vibrar el molde para desprender las burbujas de

aire que puedan existir. − Hormigón pretensado. Se somete a la armadura a tracción y cuando el hormigón fragua se sueltan

los hierros confiriendo al poste gran consistencia. − Hormigón centrifugado. Se hace girar al poste dentro de un molde donde se contiene el hormigón.

La fuerza centrífuga del giro compacta el hormigón mejorando sus características.

Los postes de hormigón posen como ventaja que son más resistentes a las inclemencias del tiempo que los de madera, siempre y cuando no queden al descubierto las varillas de hierro, puesto que esto ocasionaría su oxidación y el deterioro de la estructura del apoyo. Otra ventaja fundamental de este tipo de apoyos es que no necesitan prácticamente mantenimiento, por lo que la vida de éste es mucho mayor en comparación con la de los postes de madera.

Tienen como inconveniente que son mucho más frágiles (el hormigón se puede quebrar con facilidad y es menos flexible que la madera), por lo que en el proceso de manipulación y montaje hay que tener especial cuido para que el hormigón no se quiebre. Otro inconveniente es su peso, mucho mayor que el de los postes de madera.



• Apoyos metálicos.

Los apoyos metálicos están realizados en acero galvanizado, pudiendo utilizarse distintos tipos de perfiles para su fabricación, siendo los más utilizados el perfil en “L” y el perfil el “T”. El espesor del acero no debe ser inferior a 4 mm y su construcción puede ser remachada o atornillada con remaches o tornillos superiores a 12 mm de diámetro.

Podemos clasificar a su vez los apoyos metálicos en dos tipos: Postes de Presilla y Postes de Celosía.

− Postes de Presilla:

Formados por dos tramos ensamblados por tornillos. Cada tramo está formado por cuatro montantes de angulares, unidos entre sí por presillas soldadas. El tramo superior (cabeza) es de 6 metros y el inferior puede tener 4 o 6 metros de altura, con lo que se consiguen apoyos de 10 o 12 metros en total.

− Postes de Celosía:

Están constituidos por varios cuerpos, que se denominan: cabeza (C), tramos intermedios (E) y tramos de anclaje (A). Los tramos de la cabeza son prismáticos de sección cuadrada, con caras lisas y con los perfiles soldados. Los tramos intermedios y el de anclaje son troncopiramidales, de sección cuadrada unidos por tornillos.

A diferencia de los postes de presilla, los de celosía forman los montantes de cada tramo con perfiles colocados en ángulo.

Poste o apoyo de celosía. Poste o apoyo de presilla.



1.4.1.2 Características mecánicas de los apoyos Otra clasificación que se realiza de los apoyos atiende a sus características mecánicas, es

decir, al tipo de esfuerzo que va a soportar en función de la misión que el apoyo realice en la línea eléctrica. Así podemos distinguir:

• Apoyos de alineación.

Su función es la de soportar el peso de los conductores y el del cable de protección, se suelen colocar en tendidos en línea recta y soportan esfuerzos verticales y transversales debidos al viento.

• Apoyos de ángulo.

Además de soportar el peso del conductor, este tipo de apoyos debe reforzarse para soportar la tracción que realizan los conductores en u ángulo. Se disponen por tanto en los cambios de dirección de la línea eléctrica.

• Apoyo de anclaje.

Su misión es proporciona un punto fuerte en el tendido de la línea y evitar la posible propagación de esfuerzos longitudinales debidos a circunstancias especiales (accidentes o choques contra apoyos de alineación, rotura de conductores etc.) Se suele disponer uno de estos apoyos cada 3 Km. de línea aprox.

• Apoyos de fin de línea.

Encargados de resistir los esfuerzos longitudinales que ejercen los conductores que solo están amarrados a un lado del apoyo. Como su propio nombre indica, se colocan al final de una línea aérea que puede alimentar a un receptor, un C.T., una línea subterránea, etc.

• Apoyos especiales.

Aquellos que no pueden encuadrarse en ninguno de los apartados anteriores. Pueden pertenecer a este grupos los apoyos de cruce con otra línea, los cruces sobre líneas férreas, cruces sobre postes de comunicación, etc.

1.4.2 Crucetas y armados.

Se denomina cruceta a la estructura que se coloca en la parte superior del apoyo y que esta destinada a sustentar las conductores y aisladores de la línea, separándolos entre sí para evitar contactos eléctricos y fallos de la líneas. A la disposición de varias cruceta formando una figura en el apoyo se le denomina armados. Así pues podemos encontrar en las líneas de distribución aéreas los siguientes tipos de armados: Horizontal, Rectángulo, Triángulo, Bóveda, Tresbolillo, Hexágono, Bóveda horizontal.



1.4.3 Aisladores.

Los aisladores son los elementos encargados en las líneas de distribución aéreas de evitar el paso de la corriente eléctrica del conductor al apoyo, evitando de esa forma posibles accidentes. Normalmente se fabrican en vidrio, cerámica o resina, dado que estos materiales son altamente resistentes al paso de la corriente.

Las causas por las que puede producirse un salto de corriente desde el conductor al apoyo son:

− Por conductividad del cuerpo del aislador. − Por conductividad superficial, debido a humedad o suciedad sobre el aislador. − Por perforación del aislador por fallo en su construcción. − Por descarga disruptiva a través del aire húmedo.

Una vez conocidos los posibles fallos que pueden aparecer en un aislador, pasamos a clasificar los tipos de aisladores atendiendo a distintas características.

• Por su constitución.

Podemos encontrar dentro de esta clasificación:

− Aislador simple, formado por una sola pieza de material aislante. − Aislador compuesto, constituido por uno o más aisladores simples.

• Por su aplicación.

− Aislador de soporte, el conductor sostiene el cable, pudiendo ser por su parte superior, por la inferior o por los laterales.

− Aislador pasante, el conductor recorre por el interior del aislador, evitando el contacto con paredes o muros, también se le denomina pasamuros o pasatapas en función de donde su utilice.

• Por su instalación.

Existen dos tipos:

− Aislador de interior, para ambientes donde no exista humedad. − Aislador exterior, soportan humedad y lluvia y son los utilizados en líneas de intemperie.

También debe tenerse en la instalación del aislador los niveles de aislamiento de la zona en la que va a prestar servicio la línea, siendo dos los niveles de aislamiento:

− Nivel medio. Zonas que no tengan industrias que desprendan humos contaminantes o con densidad media de viviendas con calefacción, zonas con fuerte densidad de industria y viviendas con calefacción pero con lluvias limpias y zonas expuestas al viento del mar pero alejadas unos kilómetros.

− Nivel fuerte. Zonas poco extensas sometidas a polvo conductor y a humos que produzcan depósitos, zonas muy próximas a la costa expuestas a niebla y vientos fuertes (caso conductores de cobre).

Atendiendo a estas características se escogerá el tipo de aislador y el material que lo constituye.

• Por su forma.

− Aislador acoplable, aquel que permite la unión de varios cuerpos a través de herrajes metálicos para formar cadenas.

− Aislador no acoplable, no permiten acoplar nuevos elementos y no suelen poseer herrajes que permitan la unión a otros.



Por último vamos a destacar los dos tipos de aisladores más utilizados en las líneas de distribución de energía eléctrica: Los aisladores de apoyo y los aisladores de suspensión o cadena.

1.4.3.1 Aisladores de apoyo. Se trata de un tipo de aislador simple o compuesto, normalmente de soporte y que puede

instalarse tanto interior como exterior, modificando su forma constructiva. Forma un solo cuerpo, por lo que no es acoplable a otros aisladores. Se instalan para tensiones comprendidas entre los 380 V a 66 kV. de tensión compuesta.

La sujeción del conductor se realiza en la cabeza o el cuello del aislador y la fijación o retención se realiza mediante alambres del mismo material que el conductor.

1.4.3.2 Aisladores de suspensión o cadena. Este tipo de aisladores normalmente son compuestos, de soporte, de exterior y acoplables. Se

fijan al cable y a la cruceta del apoyo mediante herrajes y forma un conjunto aislador que se denomina cadena de suspensión. Estas cadenas se montan para diferentes tensiones de servicio. Para proteger las cadenas se montan los denominados descargadores, que tienen por misión distanciar el posible arco que se produzca entre dos aisladores.

1.4.4 Herrajes.

Se define como herraje a los elementos encargados de realizar la fijación del aislador al poste y al conductor, así como a las fijaciones necesarias para amarrar los cables de tierra, los antivibradores, los separadores, etc.

En la figura superior, en la que está representado un aislador de cadena, también podemos ver algunos de los distintos tipos de herrajes como pueden ser: La horquilla de bola, la grapa de sujeción, las rótulas, etc.

1.4.5 Pararrayos.

Son los elementos de protección contra sobretensiones, empleándose fundamentalmente en líneas eléctricas aéreas y cabinas de centros de transformación.

El cuerpo principal del pararrayos lo componen discos de óxido de zinc, con un soporte epoxídico reforzado con fibra de vidrio y sellado en todo su entorno con una pieza moldeada termorretractil. Todo el pararrayos constitua ye una pieza compacta sin aire en su interior.



Gracias a su constitución el pararrayos es capaz de absorber altas energías durante las sobretensiones y al mismo tiempo limitar las corrientes de fuga a valores muy pequeños de funcionamiento normal.

1.4.6 Conductores.

En este apartado estudiaremos los tipos de conductores que montan en líneas de distribución aérea de media tensión, así como sus principales características. Posteriormente en el apartado dedicado a líneas de distribución subterráneas se verán detalladamente los conductores de distribución aislados también para media tensión.

Los cables que se utilizan fundamentalmente para la distribución de energía son los Cables Desnudos de Aluminio-Acero, quedando relegados para aplicaciones especiales los cables de cobre, debido a que es más caro que el aluminio.

El cable de aluminio es un buen conductor eléctrico, ligero y disipa el calor rápidamente, lo que le confieren unas características idóneas, pero tiene el inconveniente de que su resistencia mecánica es baja (esto implica que el cable tendido entre dos apoyos separados a no mucha distancia se rompería por su propio peso).

Para optimizar la distribución de energía y que no resultase demasiado caro el tendido de una línea, colocando gran cantidad de apoyos muy juntos, para evitar la rotura del cable, se reforzó el conductor de aluminio por un hilo o un cable de acero en su interior, de forma que el conductor aumentaba su resistencia mecánica y no perdía características eléctricas, debido al efecto pelicular o efecto Kelvin.

Podemos clasificar los cables de aluminio-acero en función de sus características constructivas en los siguientes tipos:

1.4.6.1 Cable de aluminio reforzado con alma de acero galvanizado. Consiste en un cable formado por un alma o núcleo de acero de un hilo o cable de 7 hilos de

acero. Alrededor de este núcleo se trenzan varias capas de hilos de aluminio. Los más utilizados en distribución, según la designación UNE son el LA-30, LA-56, LA-110, LA-180 y LA-290.

1.4.6.2 Cables de aluminio compactado y reforzado con alma de acero. Formado por un solo hilo de acero en el núcleo del cable y por siete hilos de aluminio en forma

de sector circular, lo que elimina los huecos existentes entre los hilos.

Sus ventajas de utilización principales son la disminución del diámetro para una misma sección del cable por no existir huecos entre los conductores y en el conexionado, debido que aumenta la fuerza de contacto entre el cable y el amarre, a ejercer la fuerza sobre una superficie mayor.

1.4.6.3 Cables de acero galvanizado para líneas de tierra. Se denomina cables de línea de tierra a los cables que unen las puntas de las torres y apoyos

de la red de distribución.

Estos cables están formados solo y exclusivamente por cables de acero galvanizado enrollados de forma helicoidal.

Esta línea de tierra forma parte de la protección general de la línea, debiendo estar todos los apoyos conectados entre sí y a su vez a tierra a través de las picas de protección de cada uno de los apoyos.



1.4.6.4 Cables de aluminio reforzado con acero recubierto de aluminio (LARL). El acero recubierto de aluminio es un producto bimetálico con un revestimiento de aluminio

puro sobre el alma de acero de alta resistencia. En este hilo único, el acero y el aluminio están unidos metalúrgicamente de forma continua, de tal manera que previene el agrietamiento o la separación de los materiales que lo forman.

El hilo combina la resistencia mecánica del acero y la conductividad del aluminio estando este tipo de cables especialmente indicado para ambientes industriales y zonas costeras ya que evita la corrosión o el deterioro dentro del conductor.

1.4.7 Empalmes y derivaciones en líneas aéreas.

En la realización de empalmes en líneas aéreas se debe no solo asegurar la conexión eléctrica, sino que es necesario que el coductor pueda soportar la tensión mecánica entre sus extremos, siendo sumamente importante que la resistencia eléctrica del conductor no aumente.

En el reglamento de líneas eléctricas de alta tensión, en su articulo nº 8, se indica que el empalme deberá soportar el 90% de la carga de rotura normal del cable, quedando terminantemente prohibido la instalación de más de un empalme por vano y conductor, estando indicada la instalación de empalmes en tramos en reparación, nunca en nueva instalación de línea.

Cuando se unan conductores de distinta sección o naturaleza, el empalme se deberá realizar en el puente de conexión en las cadenas horizontales de amarre.

Queda prohibida la realización de empalmes soldados a tope. Igualmente las piezas de empalme deben soportar los efectos electrolíticos y las superficies en contacto deben quedar protegidas de los efectos de la oxidación.

Los empalmes utilizados principalmente son del tipo Cobre-Cobre, Aluminio-Aluminio, o los bimetálicos (Cobre-Aluminio, Aluminio-Acero...)

Existen dos tipos fundamentales de empalmes:

• Por compresión.

• En Tensión.

Siendo el de compresión el más utilizado por su facilidad de realización y por su resistencia mecánica.

Para llevar a cabo un empalme de Aluminio-Acero debemos tener presente:

Cable de aluminio con alma de acero galvanizado

Cable de aluminio compactado y reforzado con alma de acero

Cable de acero galvanizado para línea de tierra

Cables LARL



− Limpiar los extremos del conductor, cortar los hilos de aluminio, dejando sobresalientes los de acero a una distancia suficiente para encajar perfectamente el manguito de acero. Se realizarán retenciones tanto en los hilos de acero como en los de aluminio para evitar que se suelten.

− Una vez preparados los conductores se pasa el manguito de aluminio a uno de los extremos del cable, se introducen los cable de acero en su manguito correspondiente, engastando con la herramienta apropiada. Una vez terminado el empalme de acero se coloca el de aluminio sobre la unión realizada, retirando primero las retenciones con cuidado de no abrir el trenzado del cable, y se procede a engastado, quedando el empalme completamente terminado.

Para realizar derivaciones se utilizan grapas de derivación, piezas con comprimen los cables a través de tornillos y tuercas o engastes roscados, fijando las derivaciones sin dañar los conductores.

Ejercicios:

1) Recopila catálogos comerciales de apoyos y aisladores de líneas de distribución de media tensión.

2) Realiza el análisis y la comparación que existe entre los aisladores de vidrio y los de resina composite. Indica las características principales de cada uno de ellos.

3) Realiza un trabajo de un folio mínimo de extensión, explicando que es el Efecto Pelicular o Kelvin, indica cómo, por qué se produce y en que circunstancias se produce.



1.5 Redes de distribución subterráneas.

Para la distribución de energía en media tensión, desde las subestaciones hasta los centros de transformación, es necesario el tendido de líneas que no resulten peligrosas o causen problemas en el centro de los núcleos urbanos.

Para solventar el problema que presenta distribuir a una tensión elevada dentro de las ciudades se instalan redes de distribución aisladas subterráneas, bajo tubo o directamente sobre el terreno previamente preparado.

1.5.1 Zanjas.

Se denomina zanja en líneas de distribución eléctrica a la conducción excavada y por debajo del nivel del terreno por la que deben discurrir los conductores eléctricos desde el punto donde se acometan hasta el punto de consumo.

En el tendido de cables deben tenerse en cuenta las siguientes consideraciones:

1.5.1.1 Cables directamente enterrados. La canalización irá por terrenos de dominio público, estando prohibida la instalación bajo

calzada, exceptuando en los cruces, y siempre evitando los ángulos pronunciados. También estos cruces deben ser perpendiculares a los viales con unos radios de curvatura:

− 15 el diámetro en cables unipolares. − 10 veces el diámetro en tripolares.

Las zanjas deberán tener unas dimensiones mínimas de 1 metro de profundidad y 0,60 metros de ancho.

El lecho de la zanja deberá ser liso, libre de aristas o piedras. Se colocará en le fondo una capa de 10 cm. de arena de río, sobre la que descansarán los conductores. Sobre estos se volverá a rellenar la zanja con otra capa de 25 cm de arena y sobre esta una protección mecánica, que puede ser de ladrillo u hormigón en el sentido del tendido del cable. Se rellena de nuevo la zanja colocándose una cinta señalizando el riesgo eléctrico a una profundidad entre 10 y 30 centímetros de suelo.

Las tierras vertidas para cubrir el conductor serán debidamente apisonadas con medios mecánicos que aseguren la perfecta compactación del terreno.

1.5.1.2 Cables bajo tubo o conducto. Los tubos utilizados para la canalización podrán ser de material plástico o fibrocemento, siendo

el diámetro mínimo de 150 mm o de 1,6 veces el diámetro de los conductores.

Cada tubo solo podrá alojar un circuito compuesto por un cable tripolar o tres unipolares.

En los puntos donde sea necesario realizar un cambio de dirección, se instalarán arquetas registrables para facilitar la manipulación de los conductores.



• Las galerías deberán correctamente señalizadas indicando las tensiones y los circuitos de cada uno de los conductores. También deberán de disponer de un sistema de ventilación adecuado que evite la condensación, la humedad, la acumulación de gases, etc.

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1.5.1.3 Galerias En este tipo de canalización los conductores irán al aire, sobre bandejas o palomillas separadas

como mínimo 0,60 m. y protegidos de los rayos solares. Las líneas de conductores diferentes irán sobre soportes diferentes.

1.5.2 Conductores.

Las características de este tipo de conductores son especiales, debido a que tienen que aislar la corriente que circula por el conductor del terreno y confinar el campo electromagnético que el conductor crea.

Inicialmente podemos clasificar al conductor por el tipo de aislante que posee, pudiendo ser:

− Cables aislados de papel impregnado con mezcla no migrante. − Cables aislados con polietileno reticulado. − Cables aislados con goma de etileno-propileno.

1.5.2.1 Cables aislados de papel impregnado con mezcla no migrante. Se trata del tipo de conductor más antiguo en su uso para transporte y distribución en alta y

media tensión. A causa de sus inmejorables propiedades eléctricas actualmente se siguen utilizando en muchas aplicaciones, siendo casi indispensable en transporte de energía de muy alta tensión, (400 kV, en España y 1000 kV a nivel mundial.)

Para tensiones de distribución, hasta 66 kV se utilizan mezclas con impregnado de alta viscosidad, siendo recomendado este tipo de aislamiento en aplicaciones de redes donde se necesite alta seguridad.

Normalmente los conductores de este tipo de cables son de cobre recocido o aluminio de cuerda compacta.

• Aislamiento.

La envoltura aislante está compuesta por varias capas de papel especial sometidas a una operación de secado e impregnación al vacío con una mezcla de aceites aislantes. En los cables de 6/10 kV y superiores, los papeles contiguos al cobre o el aluminio son semiconductores con el fin de uniformizar el campo eléctrico en la superficie del conductor.

En este tipo de cables, los de papel impregnado, las pantallas individuales se pueden realizar de plomo, con una funda individual por cada alma (3P) o con una funda común a todos los conductores, también de plomo, colocando cintas semiconductoras en cada uno de los cables.

• Rellenos.

En los cables con cubierta única de plomo, los espacios vacíos se rellenan con papel aislante para dar forma cilíndrica al conjunto.

• Cubierta metálica.

Los cables de papel impregnado deben ser recubiertos con una envoltura metálica de plomo, de tipo continua, que confiere al cable mayor dureza y mejor resistencia a las vibraciones, además de evitar las fugas de aceite aislante.

• Protecciones.



Para proteger el tubo de plomo contra los agentes químicos, se recubre éste normalmente con una mezcla de capa adhesiva y densa de betunes.

Para reforzar mecánicamente el cable, se instala una armadura compuesta por flejes o alambres de hierro sobre el tubo de plomo. Exteriormente, si fuese necesario se colocaría una protección contra agentes químicos o humedad, compuesta por una cubierta termoplástica.

1.5.2.2 Cables aislados con polietileno reticulado (XLPE) Este tipo de aislante presenta una excelente estabilidad térmica, pudiendo soportar

temperaturas de hasta 90º Centígrados, y su óptima tolerancia a sobrecargas y cortocircuitos lo hacen ideal para su aplicación líneas subterráneas. Su punto débil es su baja resistencia a la ionización en presencia de humedad (water treing), lo que obliga a tomas ciertas precauciones como el empleo de cubiertas metálicas impermeables combinados con polvos higroscópicos bajo las mismas y la cubierta exterior.

Los conductores están fabricados de cobre recocido o aluminio, de cuerda redonda compactada.

• Capa semiconductora interna.

Este tipo de conductor va recubierto de una capa de material semiconductor en contacto con el cable, cuya función es:

− Impedir la ionización del aire entre el conductor metálico y el material aislante (efecto Corona), estableciendo una superficie equipotencial que protege de la acción del campo eléctrico.

− Mejorar la distribución del campo eléctrico en la superficie del conductor, quedado la distribución del campo de forma cilíndrica, evitando puntos donde se puedan producir esfuerzos eléctricos mayores.

• Aislamiento.

El aislamiento lo constituye una capa de polietileno químicamente reticulado. Este material es termoestable y presenta buena rigidez dieléctrica, bajo factor de pérdidas y resistencia de aislamiento óptima.

El proceso de reticulado confieren al polietileno la capacidad de soportar temperaturas de trabajo en el conductor de hasta 90º C, soportando temperaturas de cortocircuito de hasta 250º C. Destacar también la elevada estabilidad al envejecimiento, alta resistencia a los agentes químicos y a la humedad y una demostrada tenacidad mecánica y eléctrica que lo hacen un excelente aislante para cables de alta tensión.

• Capa semiconductora externa.

Para cables de tensión de servicio elevada, se instala una capa semiconductora externa, situada sobre la capa de aislamiento, con el mismo propósito con el que se coloca la capa interna, es decir, evitar la ionización de aire entre capas y evitar puntos de altos esfuerzos eléctricos.

La capa semiconductora está formada por una mezcla extrusionada y reticulada de características químicas similares a la del aislamiento.

• Pantalla metálica.

La pantalla metálica, formada por una envolvente de cintas de cobre, hilos de cobre etc., desempeña las siguientes funciones:

− Confinar el campo eléctrico en el interior del cable. − Lograr una distribución simétrica y radial del esfuerzo eléctrico en el seno del aislamiento.



− Limitar la influencia mutua entre los cables. − Evitar o reducir el peligro de electrocución.

• Rellenos.

Se denomina rellenos a la capa de material que se coloca en los cables tripolares de forma que todo el conjunto adquiera forma cilíndrica. Este material se suele retirar de forma sencilla para la realización de empalmes y terminales.

• Protecciones.

Cuando la pantalla y la armadura del cable están fabricadas con distintos materiales, debe existir una capa intermedia de separación entre ambas. A esta capa se la denomina protección.

• Armadura.

La armadura está constituida por flejes o alambres metálicos dispuestos sobre un asiento apropiado y bajo la cubierta exterior del cable, evitando así el deterioro o la corrosión de dicha armadura.

La armadura realiza las siguientes funciones fundamentalmente:

− Refuerzo mecánico, para la instalación y en determinadas aplicaciones. − Pantalla eléctrica para evitar accidentes. − Barrera protectora contra roedores, insectos, etc.

• Cubierta exterior.

Se denomina cubierta exterior a la capa de material colocada en ultimo lugar y que envuelve a todo el conjunto. Su misión es proteger al cable y al aislamiento eléctrico de los agentes externos, como el agua, el aire, la corrosión, etc. Pueden estar fabricadas de distintos tipos de materiales, siendo los más comunes, el Policloruro de vinilo (PVC), que presenta unas características idóneas para su tendido al aire o directamente enterrado, Policloropropeno (neopreno) ideal para ambientes con alta humedad o cables submarinos, Polietileno clorosulfonado, Polietileno termoplástico, etc.

1.5.2.3 Cables aislados con goma etileno propileno (EPR). Este material, que es de los más recientes en su desarrollo, se caracteriza por conjugar las

ventajas de termoestabilidad del polietileno reticulado, con una excelente resistencia a la humedad, que lo hacen la mejor opción para el tendido de cables submarinos, y su elevada resistencia al efecto corona.

Una posible debilidad de este tipo de aislamiento es que presenta un factor de pérdidas en el dieléctrico ligeramente mayor que el del XLPE. También ofrece una mayor resistencia térmica, lo que reduce su intensidad máxima de servicio en un 5% con respecto al XLPE.

Sus principales propiedades son su elevadísima estabilidad al envejecimiento y, como se indicó anteriormente, su elevada resistencia a la humedad y a la ionización.

• Aislamiento.

La goma de etileno propileno es una mezcla a base del polímero sintético del mismo nombre, con todas las características positivas de la goma, es decir, pertenece al grupo de los elastómeros, una vez vulcanizados no cambia por efecto de la temperatura su forma, al contrario que en los materiales termoplásticos.

El resto de capas que forman el conductor son idénticas al cable de polietileno reticulado, por lo que su descripción es análoga, estando compuesto este cable por en mismo número de capas y en la misma disposición.



1.5.2.4 Designación de conductores.

Naturaleza del conductor

Naturaleza del aislamiento

Campo radial

Cubierta de separación

Protecciones metálicas

Cubiertas

Cobre

-

Polietieno reticulado

R

Pantalla metálica individual

H

Polietileno termoplástico

E

Pantalla conjunta

O

Polietileno termoplástico

E

Aluminio

Al

Goma etileno-propileno

D

Pantalla metálica conjunta

HO

Policloruro de vinilo

V

Flejes de hierro

F

Policloruro de vinilo

V

Policloropropeno Neopreno

N

Alambres de hierro

M

Policloropropeno Neopreno

N

Polietileno clorosulfonado

I

Flejes de aluminio

FA

Polietileno clorosulfonado

I

Alambres de aluminio

MA

Pletinas de hierro

Q

Pletinas de aluminio

QA

Tubo de plomo

P

Tubo corrugado de aluminio

AW

Tubo liso de aluminio

A

Ejemplo de designación:

DHVFAV 18/30 kV 1x400 K

Cable unipolar, con conductor de cobre de 400 mm2 de sección, en cuerda compacta, aislado con goma de etileno propileno, para una tensión de 18/30 kV, apantallado, con cubierta de separación de policloruro de vinilo, protegido por

armadura de flejes de aluminio y con cubierta de PVC.



1.5.3 Empalmes y terminales.

Por empalme se entienda la unión de dos o más conductores, asegurando la continuidad eléctrica y la resistencia mecánica entre ellos. Del mismo modo, se denomina conexión a la unión de dos o más conductores atendiendo principalmente a la continuidad eléctrica, con una resistencia mecánica reducida.

En el presente apartado se estudiarán los distintos tipos de empalmes que se pueden encontrar en el mercado, así como los terminales de uso más común.

1.5.3.1 Empalmes y terminales termorretráctiles. Este tipo de material posee la característica de que a determinadas temperaturas se contrae

manteniendo sus características aislantes. Este material se obtiene mediante radiación electrónica previa, con lo que se consigue su reticulación.

Este material posee un efecto “memoria elástica” por el que, una vez aplicado calor se retrae adquiriendo la forma del objeto al que envuelve, presentando las características siguientes:

− Se adapta a diferentes tamaños de cable. − La reticulación lo hace especialmente estable antes los agentes externos. − Facilidad de instalación, al adaptarse con un simple aporte de calor.

En el caso de las terminaciones termorretráctiles, se une la ventaja de que proporcionan una protección sellada contra la humedad, gracias a la utilización de un adhesivo especial que no forma camino de carbón bajo ningún tipo de polución.

• Instalación.

La contracción del material se realiza mediante el aporte de calor mediante un soplete o por aire caliente. Para su ejecución, se debe colocar el material en su posición final y aportar calor desde el centro hacia los extremos, moviendo constantemente la fuente de calor para evitar que el material se queme.

1.5.3.2 Empalmes y terminales retráctiles en frío. Este sistema se basa en una sola pieza que une aislamiento y control de campo eléctrico,

realizada sobre un núcleo pretensado, lo que permite su utilización en cualquier situación de forma fácil, rápida y segura, sin apenas equipo o herramientas.

En el caso concreto de los terminales, éstos están realizados de caucho de silicona, resistentes a las corrientes superficiales y al efecto corona, lo que confiere una mejor respuesta ante atmósferas húmedas y de alta contaminación.

La silicona posee la propiedad de rechazar el agua, formando gotas e su superficie en vez de láminas. Esto unido a su alta flexibilidad, le confieren un efecto sellado muy fiable.

El procedimiento para su instalación es simple, colocar la pieza aislante sobre el cable y retirar la cinta que compone el núcleo interior, adaptándose perfectamente sin dejar huecos intermedios y garantizando el cierre estanco.



Ejercicios

1) Recopilar catálogos comerciales de cables, herramientas, empalmes, conexiones, etc., utilizados en a realización de líneas eléctricas subterráneas.

2) Designar el siguiente cable:

Cable tripolar, con conductor de aluminio de 150 mm2 de sección en cuerda compacta, aislado con polietileno reticulado, para una tensión nominal de 12 kV, apantallado individualmente con cinta de cobre, con una cubierta de separación de PVC, protegido por una armadura de alambres de hierro y por una cubierta exterior de PVC.

3) Designar el siguiente cable:

Cable unipolar, con conductor de aluminio de 95 mm2 en cuerda compacta, bajo tubo de plomo protegido con cubierta de material termoplástico a base de PVC, y aislado para una tensión nominal de 6/10 kV.

4) Representar gráficamente el cruzamiento de una línea subterránea de alta tensión con un cable de baja tensión, con una red de comunicaciones, con una red de saneamiento público, con una tubería de gas...



1.6 Proceso de construcción de redes de distribució n.

1.6.1 Montaje de redes aéreas.

Una vez proyectada la línea, el primer punto es marcar donde van a ir situados los apoyos, distinguiendo si van a ser de alineación, ángulo, principio o fin de línea. Una vez señalados los lugares se procede a la excavación del terreno para alojar la cimentación, pudiendo ser el proceso de excavación de dos formas:

− Excavación manual. − Excavación mecánica.

Hoy en día es la excavación mecánica la que se utiliza casi exclusivamente para la realización de las zanjas de cimentación, mediante palas excavadoras o perforadoras.

Posteriormente el levantamiento de los apoyos se realiza de diferentes formas:

− Manual, con caballetes o pértigas. − Mecánicamente, por medio de torno o plumas, fundamentalmente en el izado de apoyos

metálicos.

Una vez izado el apoyo se procede al tendido de la línea, colocando bobinas, donde van enrollados los cables, en el punto de partida de la línea. La acción de desenrollar se puede hacer de dos formas:

• Moviendo la bobina a lo largo de la línea o sin tensión mecánica.

• Fijando la bobina y tirando del conductor desde un punto o con tensión mecánica.

El primer método se aplica cuando las secciones a tender son pequeñas y el terreno es poco accidentado. Se tienen que ir sujetando los conductores provisionalmente a la base del apoyo para que una vez tendido todo el cable, los operarios suban a los distintos apoyos a realizar el amarre del conductor a las grapas.

El segundo método consiste en tirar de los conductores, manteniendo al principio de la línea a tender las bobinas.

1.6.1.1 Esfuerzos a los que está sometida la línea. A la hora de realizar el tendido de la línea se ha de tener en cuenta las fuerzas que actúan sobre

el cable, que son principalmente el propio peso y las inclemencias atmosféricas, fundamentalmente hielo y viento, que incrementan el peso del conductor. Otro factor a tener en cuenta en la modificación de las características técnicas del conductor es la temperatura.

En los Artículos 16, 17 y 27 del R.L.A.A.T. nos enumera las distintas acciones que hay que tener en cuenta en la realización de los cálculos mecánicos de la línea.

Destacamos del reglamento los puntos referidos a:

• Tensión máxima admisible:

La tracción máxima de los conductores y el cable de tierra no resultará superior a la carga de rotura, dividida entre 2,5 si se trata de cable, o dividida entre 3 si se trata de alambres, considerándoles sometidos a la hipótesis de sobrecarga definida en el artículo 17 del R.L.A.A.T.



• Comprobación de fenómenos transitorios.

En el caso de que la zona a atravesar por la línea haga aparecer sobre el cable vibraciones, se deberá comprobar el estado de tensión de los mismos.

• Flecha máxima.

De acuerdo con la clasificación de sobrecarga definida en el artículo 17 del reglamento, se determinará la flecha máxima de los conductores y cable de tierra en función de que se sitúe el tendido en la zona A, B y C.

1.6.1.2 Tensado de los cables. Para realizar el proceso de tendido del cable, lo primero que se ha de hacer es tender un cable

piloto o cable guía por cada una de las poleas que se colocarán en los apoyos. Este cable guía, una vez amarrado al extremo del conductor, nos servirá para arrastrarlo desde un extremo al otro de la línea que vamos a tender. Esto lo conseguimos colocado un carrete con el conductor en un extremo y un cabestrante en el otro, donde enrollaremos el hilo de guía.

Una vez recuperado por completo el cable guía, se frena el carrete del conductor mediante unas poleas de frenado a fin de iniciar el proceso de tensado de la línea.

El tensado de la línea se puede realizar de dos formas distintas:

• Midiendo la tensión del conductor:

Procediendo a tirar del conductor hasta el valor que se ha establecido como máximo en unos dinamómetros colocados en los extremos del conductor, una vez se rebasa ese valor, que es necesario calcular y en el que hay que tener en cuenta la temperatura ambiente, el dinamómetro dispara evitando el deterioro del conductor. Para este proceso se tensa el conductor más desfavorable desde el punto de vista mecánico, procediendo al tensado de los restantes por el procedimiento de paralelismo de los conductores.

• Midiendo la flecha del conductor.

Este método solo se utiliza cuando los desniveles entre apoyos son muy pequeños y cuando los vanos son reducidos. Se mide de forma visual el arco que forma la catenaria del cable, tomando como referencia unas marcas situadas en los apoyos.

Destacar por último que en ocasiones se utiliza el tensado manual, cuando las líneas son cortas, procediendo a tensar el cable en cada vano, a través de poleas (trócola) y dinamómetros apropiados.

1.6.2 Montaje de redes subterráneas.

Es importante, antes de explicar como se instalan las líneas subterráneas, hacer especial mención a los procedimientos para el transporte y la manipulación de este tipo de conductores.

Este tipo de conductores, que se presenta fundamentalmente en bobinas, rollos o cajas, son especialmente delicados a los golpes y la intemperie, con lo que es fundamental que se manipulen adecuadamente. Si un cable se deteriora y no se detecta en el proceso de montaje, la vida útil del conductor quedará limitada, pudiéndose producir una avería en un corto espacio de tiempo.

Así pues los cables de media tensión subterráneos:

− No deben ser expuestos al sol ni a los agentes atmosféricos. − No deben sufrir golpes en el transporte, la instalación... − Las bobinas deben hacerse rodar en el sentido de enrollado del cable.



Para realizar el tendido del cable, lo primero que debemos hacer es colocar la bobina sobre un caballete que permita desenrollar el cable sin ningún impedimento, esto es, siempre el perímetro del carrete por encima el nivel del suelo. Deberá montarse un sistema de frenado, para poder detener el giro de la bobina en caso de que se forme una coca o frenar la bobina cuado se acelere a causa de la inercia.

El tendido se realizará a temperaturas superiores a 0º C para evitar que el cable se agriete. Del mismo modo, el fabricante, deberá indicar el radio mínimo de curvatura, para evitar posibles daños al cable en el proceso de tendido. Se suelta el extremo del cable que vamos a tender, colocándole un cabezal que nos servirá para tirar de él.

El cable puede tenderse de las siguientes formas:

• Tendido a mano.

• Tendido desde un vehículo en marcha.

• Tendido con rodillos accionados con motor.

• Tendido por medio de un torno o cabestrante.

En todos los casos se utilizarán rodillos preparados para disminuir el roce con el suelo de la zanja si se van a tender directamente enterrados.

En el tendido con vehículo, el carrete se monta sobre un vehículo preparado al efecto y se desenrolla a lo largo de la zanja. Este método presenta el inconveniente de que en caso de terrenos abruptos o con obstáculos no es posible el tendido.

El tendido por rodillos a motor en un sistema reciente, que consiste en la colocación cada 20 o 30 metros de unos mecanismos que arrastran el cable, presentando la ventaja que la tracción necesaria para tender el cable se reparta a lo largo de la zanja.

Pero el método más utilizado para el tendido del cable es por medio de un torno o cabestrante, pudiendo presenta dos modalidades:

− Tendido con esfuerzo aplicado sobre el extremo del cable. − Tendido con esfuerzo repartido por todo el cable con auxilio de cable fiador y ataduras adecuadas.

En el primer caso se realiza el tiro enganchando al cable mediante el cabezal.

En el segundo caso se utiliza un cable guía, que cubrirá toda la longitud de la zanja y otro de igual longitud que nos servirá de enganche para el tendido de la línea a lo largo de la línea y cada 5 metros aproximados de la longitud del cable.



1.7 Protección y señalización de redes de distribuc ión.

1.7.1 Niveles de aislamiento en líneas aéreas.

Antes de poner en servicio una línea aérea es necesario medir sus niveles de aislamiento. Para ello se utiliza un medidor de aislamiento electrónico, que inyecta una tensión de 5.000 o 10.000 V en corriente continua. Se utiliza corriente continua para evita que existan fugas de corriente capacitivas.

Los rangos de medida son:

− Escala 5.000 V ...........................................200 GΩ. − Escala 10.000 V .........................................400 GΩ.

Las medidas se han de realizar de todas las fases entre sí y de cada fase con respecto a tierra.

1.7.2 Puesta a tierra de una línea aérea.

La puesta a tierra en líneas aéreas tiene como fin limitar las tensiones con respecto a tierra en caso de avería por contacto o inducción a las masas metálicas de los postes.

La toma de tierra estará constituida por los siguientes elementos:

• Electrodo:

Masa metálica en contacto con el terreno de forma permanente, que permite el paso a éste de las corrientes de defecto o la carga que pueda tener el poste.

• Línea de enlace con tierra:

Formada por los conductores que unos los electrodos con el punto de puesta a tierra.

• Punto de puesta a tierra:

Punto situado fuera del suelo, que sirve de unión entre la línea de enlace con tierra con el electrodo. En líneas aéreas esto no sucede así, puesto que la línea de enlace con tierra se conecta directamente a las masas metálicas de los apoyos.

Las resistencias de difusión de los apoyos no serán inferiores a 20Ω, para evitar la aparición de tensiones peligrosas. En zonas de publica concurrencia, la puesta a tierra estará formada por anillo cerrado enterrado a 1 metro de las aristas que forman el empotramiento o cimentación de este apoyo. Si la naturaleza del terreno no hace posible conseguir un valor de resistencia de difusión de 20Ω, será necesario mejorar la conductividad del terreno mediante el uso de tratamientos químicos.

Por la importancia que supone la puesta a tierra en las líneas, se hace necesaria la comprobación de la tierra no solo en el momento de su conexión, sino que deberá ser revisada cada dos años.

Las secciones mínimas a utilizar para la toma de tierra serán:

− 50 mm2 para conductores de cobre. − 100 mm2 para conductores de acero.

Una vez realizada la instalación se comprobará el estado el valor de resistencia de tierra mediante la utilización de un Telurómetro y dos picas auxiliares, colocadas a una distancia conveniente de nuestro punto de puesta a tierra.



1.7.3 Señalización de riesgo en líneas aéreas.

Para la señalización de riesgo eléctrico en los postes y líneas de alta tensión se utilizará un rectángulo de chapa de acero galvanizado o aluminio anodizado, de 1 mm de espesor con el anagrama y el texto de riesgo eléctrico. Se fijará al apoyo mediante clavos de percusión.

1.7.4 Puesta a tierra de masas en líneas subterráneas.

En el caso de las líneas subterráneas es necesario colocar a tierra la pantalla metálica, a fin de proteger contra posibles contactos en caso de derivación a tierra. Los valores de resistencia de difusión son similares al caso de líneas aéreas, estando establecidos en 20Ω.

En el caso de los cables de subterráneos, será necesario, una vez instalados, realizar las siguientes comprobaciones:

• Aislamiento: Entre las dos fases consecutivamente, conectando también a la pantalla metálica.

• Cortocircuito: Entre dos conductores consecutivamente, con los extremos desconectados.

• Interrupción: Igual a la anterior pero uniendo los extremos de los conductores en el otro lado del cable.

• Sucesión de fases: Entre conductor y pantalla, puenteando el mismo conductor con la pantalla en el otro extremo del cable.

Es importante indicar que cuando se efectúen labores de reparación en cables eléctricos subterráneos, es necesario colocar todas las fases cortocircuitadas entre sí y puestas a tierra, una vez que la línea se ha dejado sin tensión. Con ello evitamos posibles accidentes y descargas a causa del efecto capacitivo de los cables subterráneos.

1.7.5 Señalización de riesgo en líneas subterráneas.

Para la señalización del riesgo eléctrico en los conductores, como se indico anteriormente en el apartado de zanjas, se situará una banda de color amarillo, en sentido longitudinal al cable en el que aparecerá el anagrama de y la leyenda de riesgo eléctrico repetida en toda su longitud. También puede aparecer la leyenda, “Peligro cables de alta tensión”, siempre en color negro sobre fondo amarillo.



1.8 Mantenimiento y localización de averías en rede s aéreas.

Desde los años 90 se han extendido una serie de técnicas para la revisión de forma segura de las líneas aéreas de alta y media tensión. Las dos tecnologías más extendidas son la revisión visual y termográfica, realizando ambas por medio de un helicóptero.

1.8.1 Revisión visual.

La revisión visual es realizada por un técnico especializado, que sentando junto al piloto del helicóptero inspecciona el estado de la instalación. A la vez, se realiza una grabación en video mediante una cámara montada sobre el propio helicóptero y giroestabilizada. El técnico realizad una grabación de audio sobre la misma cinta de video indicando los puntos y las deficiencias encontradas en la revisión.

Posteriormente, ya en tierra se inspecciona la cinta y se toma nota de los defectos detectados y de aquellos que se puedan haber escapado a los comentarios del técnico. Los defectos comunes que se han de señalar son los siguientes tipos:

• Estructura de los apoyos (estado, verticalidad, corrosión, roturas…)

• Base (Cimentación, posible existencia de vegetación…)

• Conductores (Puentes, conexiones, grapas, cables…)

• Crucetas (Corrosión, estado)

• Aisladores (Rotura o falta de aislamiento, limpieza)

• Distancias (Posible disminución de la distancia de seguridad, que debe ser confirmada con medición desde tierra)

• Daños en aparamenta.

1.8.2 Revisión termográfica.

El objetivo de esta técnica es detectar puntos calientes en las líneas, dado que en ese punto aparecerá tarde o temprano una avería. Esta técnica puede realizarse tanto desde tierra como montada en helicóptero, con la salvedad de que desde tierra se puede apreciar la temperatura exacta de la avería, mientras que para averiguarla en el caso de cámara en helicóptero será necesario revisar el video y tratar la imagen con el software apropiado. No obstante la cámara sobre helicóptero no da una idea previa muy aproximada de los posibles fallos de forma casi inmediata.

También se realizan levantamientos topográficos que ayudan a determinar las características y el estado de la línea. Mediante un GPS es posible asignar las coordenadas de cada apoyo y las distancias entre ellos.

Por último destacar que se realizan otros trabajos con helicóptero como pueden ser la instalación de balizas, separadores de conductores, limpieza de estructuras… mediante dos técnicas:

− Método de plataforma: El operario se sitúa en un banco en el lateral del helicóptero, el cual se pone a potencial.

− Método de suspensión: El operario se suspende mediante una cuerda aislante, manteniendo el helicóptero una distancia suficiente para no entrar en tensión.



1.9 Mantenimiento y localización de averías en rede s subterráneas.

Las averías que podemos encontrar en los cables de tipo subterráneo las podemos clasificar en dos tipos:

• Interrupción de continuidad en la línea.

• Deterioro del aislamiento.

Inicialmente conocemos los valores de resistencia tanto del conductor como del aislamiento, así que la variación de cualquiera de estos parámetros nos permite clasificar el tipo de avería en uno u otro tipo, e incluso en ambos a la vez.

Normalmente nos percatamos de las averías por el disparo de las protecciones en un centro de transformación, subestación… pero una vez rearmada esta protección y determinada la existencia de una avería, necesitamos algún método de localización que nos permita averiguar donde se ha producido esta avería.

Los métodos clásicos de localización se basaban en puentes de medida. Así se utilizaba el puente de Murray cuando el conductor no estaba cortado y existía una derivación a tierra. Mediante la medida del valor de la resistencia del conductor, utilizando otra de las fases para cerrar el lazo, se podía determinar la longitud hasta el punto de la avería, siendo esta proporcional a la resistencia.

Cuando la resistencia de la avería es muy grande, mayor a 500 ohmios, no se puede utilizar directamente el método de Murray por lo que se suele inyectar una tensión lo suficientemente alta para que termine de perforar el aislamiento y baje el valor de la resistencia.

Cuando se conductor se cortaba, por causa de un cortocircuito se utilizaba un puente de capacidades o condensadores con un principio de funcionamiento similar al puente de Murray en el cual se establece una proporcionalidad entre la capacidad del conductor y la distancia de este, es decir la variación de capacidad entre un conductor sano y un conductor con una avería en un punto.

1.9.1 Métodos de reflexión de impulso e impulso de corriente.

Estos métodos han relegado a los sistemas tradicionales de localización. Se basan en la aplicación de un impulso de alta frecuencia que viaja a lo largo de la línea en la que aparece la avería.

En el método de reflexión de impulso el cable posee una impedancia característica que en caso de avería varía. En el punto donde se produce la avería aparece un reflejo del impulso que nos determina el tiempo y por ende la longitud hasta el punto de la avería. En la pantalla del equipo nos aparecerán los picos, que en caso de circuito abierto tendrán el mismo sentido que el impulso de salida y en caso de cortocircuito o defecto de aislamiento de bajo valor óhmico tendrán sentido opuesto.

El los casos de avería con valor óhmico elevado el método de reflexión de impulso resulta insuficiente, por lo que se aplica el método de impulso de corriente. Éste es similar al anterior con la diferencia que el impulso es de alta tención y es detectado por un equipo de alta frecuencia inductivo, con lo que se evitan los problemas originados por el elevado valor de resistencia.

Una vez se ha determinado el punto aproximado de la avería, posteriormente se realiza la localización exacta a través del método acústico. Utilizando un geófono o micrófono de suelo con unos auriculares se capta el ruido que produce en el punto exacto de la avería el arco provocado por un generador de tensiones de choque que se ha instado previamente en el conductor.

Mediante la unión del sistema anterior y un sistema de detección de los campos magnéticos que generan las ondas de choque, se puede detectar la proximidad al punto de avería ya que la propagación de la onda magnética y la acústica tienen diferente velocidad, cuanto más cerca estamos de la avería



menor es el tiempo trascurrido entre la detección de una y otra, siendo prácticamente cero sobre la avería. A este método se le denomina de propagación acústica.

redes de distribucion

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