CURSO ELECTRIFICACIÓN RURAL 24 -27 MAYO

Curso de Actualización Profesional:«Aspectos técnicos relevantes en el

desarrollo de proyectos de electrificación rural»

24, 25 y 27 de mayo del 2010

EXPOSITOR: ING. JAIME RODRIGUEZ HINOSTROZA

JEFE DE ESTUDIOS DPR/DGER/MEM

[email protected]

CONTENIDO DE LA PRESENTACIÓN

• CAPÍTULO 1 – Análisis y gestiones que forman parte de los estudios de preinversión.

• CAPÍTULO 2 – Coordinación de aislamiento en redes de media tensión.

• CAPÍTULO 3 – Puestas a tierra en sistemas de media tensión.• CAPÍTULO 4 – Aspectos mecánicos del conductor.• CAPÍTULO 5 – Armados de estructuras.• CAPÍTULO 6 – Uso de aisladores de retenida.• CAPÍTULO 7 – Efectos de la contaminación sobre los

aisladores.• CAPÍTULO 8 – Movimientos oscilatorios en los conductores por

acción del viento.

CONTENIDO DEL CAPÍTULO 1

1. Análisis y gestiones que forman parte de los estudios de preinversión.

1.1 Introducción

1.2 Características del área de proyecto

1.3 Estudio del mercado eléctrico

1.4 Definición de la configuración topológica del sistema eléctrico rural.

1.5 Trabajos de campo necesarios para los proyectos de electrificación rural.

1. ANÁLISIS Y GESTIONES QUE FORMAN PARTE DE LOS ESTUDIOS DE

PREINVERSIÓN.

1.1 Introducción• El ciclo de proyecto y los estudios de ingeniería

1. ANÁLISIS Y GESTIONES QUE FORMAN PARTE DE LOS ESTUDIOS DE PREINVERSIÓN.

• Nombre del proyecto y código SNIP.• Unidad formuladora y ejecutora.

1.2 CARACTERÍSTICAS DEL ÁREA DEL PROYECTO

• Ubicación y delimitación del área del proyecto.• Localidades que integran el proyecto.• Condiciones Climatológicas: Altitud, temperaturas,

velocidades de viento, formación de hielo, nieblas en zonas próximas al mar, etc.

• Morfología del terreno.• Vías de Acceso: Debe elaborarse un mapa de acceso al

área del proyecto y de los accesos a cada uno de los centros poblados que integran el proyecto.

1. ANÁLISIS Y GESTIONES QUE FORMAN PARTE DE LOS ESTUDIOS DE PREINVERSIÓN

• Actividades económicas y sociales – Actividad agrícola– Actividad pecuaria– Actividad artesanal– Pequeña minería metálica y no metálica– Actividad pesquera– Actividades turísticas– Servicios a la población

o Educación: Centros educativos de distinto tipo.o Salud: Centros de salud, postas médicas.o Servicio de agua y alcantarillado.


1.3 ESTUDIO DEL MERCADO ELÉCTRICO

1.3.1 Objeto: Determinar los requerimientos de potencia y energía de cada uno de los centros poblados del proyecto, para el adecuado dimensionamiento de las redes eléctricas. Asimismo, establecer las fuentes de abastecimiento que aseguren la oferta eléctrica.

1.3.2 Horizonte de evaluación del proyecto: De acuerdo con el SNIP, se asume un horizonte de 20 años.


1.3.3 Criterios de priorización de centros poblados.•Categoría del centro poblado: Capital del distrito, caserío, anexo, etc.•Número total de viviendas electrificables,•Grado de dispersión de viviendas: Concentrado, disperso, muy disperso, etc.•Distancia del centro poblado al circuito troncal o ramal más próximo,•Número de centros poblados que se beneficiarán con el nuevo circuito ramal,•Acceso al centro poblado (por carretera o camino de herradura),•Tasa de crecimiento de la población,•Posibilidad de aparición de cargas productivas,•Índice de pobreza.

– Relación de centros poblados después de la priorización.


1.3.4 Análisis de la demanda de potencia y energía.

•Información básica: Encuestas de campo, consumos de energía en centros poblados similares registrados por concesionarios.•Metodología para la estimación y proyección de la demanda de energía y potencia.

– Número de habitantes y abonados domésticos.– Consumo doméstico – Número de abonados comerciales– Factor de carga– Coeficiente de electrificación– Consumo comercial– Consumo por cargas especiales (productivas)– Consumo por cargas de uso general– Consumo por cargas de alumbrado público– Consumo neto por localidad– Consumo bruto total– Demanda máxima de potencia

CALIFICACIÓN ELÉCTRICA

Para los fines del diseño de las redes secundarias, se clasifican las localidades según sus posibilidades de consumo de energía. Por ejemplo:

Localidad Tipo I: Centro poblado con viviendas concentradas y configuración definida, con servicios básicos de saneamiento, escuelas, colegios, posta médica y con vías de acceso en buen estado. Calificación eléctrica: 300 W por lote y factor de simultaneidad 0,8.

Localidad Tipo II: Centro poblado con viviendas dispersas y configuración urbana incipiente, sin servicios de saneamiento individuales, con vías de acceso precario (caminos de herradura o trochas carrozables). Calificación eléctrica: 250 W por lote y factor de simultaneidad 0,8.


1.3.5 Análisis de la oferta de potencia y energía

•Descripción y evaluación de los sistemas eléctricos existentes en el área del proyecto: Centrales eléctricas, subestaciones de potencia, líneas de media o baja tensión, etc., que pueden ser utilizados como punto de diseño para alimentar las cargas del proyecto. Se evaluará, también, la posibilidad de reforzar parte de las instalaciones existentes.•Balance oferta – demanda: Este análisis debe demostrar que la demanda de potencia y energía se cubrirá plenamente durante el horizonte de análisis.

•Factibilidad de suministro eléctrico y fijación de puntos de diseño: La oferta de potencia y energía se concretará con la emisión del documento de factibilidad de suministro eléctrico y fijación de los puntos de diseño por parte del concesionario de distribución. Este documento debe formar parte del estudio de preinversión con el que se otorgue la declaración de viabilidad, y del estudio definitivo.

1.4 Definición de la configuración topológica del sistema eléctrico rural.

Planeamiento de alternativas: Sobre la base de las demandas de potencia y energía de cada centro poblado, y de ubicación de los probables puntos de diseño, se plantean alternativas de configuración topológica que tomen en cuenta los siguientes criterios:•Facilidades de acceso para la construcción y la operación y mantenimiento de las instalaciones del proyecto.•Menores longitudes de líneas primarias para reducir los costos de inversión y pérdidas de potencia y energía.•Recorridos de líneas por zonas geotécnica y geológicamente adecuadas.•Las líneas primarias no deben recorrer por zonas donde sean frecuentes las descargas atmosféricas.•Evitar el recorrido de líneas primarias por áreas naturales protegidas o zonas de amortiguamiento.•Evitar el recorrido de líneas por zonas donde existan restos arqueológicos o de valor histórico.

Para cada alternativa se efectuarán los siguientes análisis:

•Estudio de flujo de carga para determinar las tensiones en las subestaciones de distribución y los requerimientos de compensación o refuerzo.•Estudios de corrientes de cortocircuito y coordinación de la protección.•Definición de los materiales y equipos más importantes: material y longitud de estructuras, conductores, puestas a tierra, equipos de protección, etc.•Estudio de coordinación de aislamiento.•Determinación de los índices de costos: costos por km de línea primaria trifásica, bifásica y monofásica.•Determinación del costo de pérdidas de potencia y energía para cada alternativa.•Determinación del costo total de cada alternativa, a valor presente: costo de inversión más costo de pérdidas.•Descripción de la alternativa seleccionada: se debe presentar la configuración geográfica y el diagrama unifilar del sistema propuesto.

1.5 TRABAJOS DE CAMPO NECESARIOS PARA LOS PROYECTOS DE ELECTRIFICACIÓN RURAL

1.5.1 Levantamientos topográficos para líneas primarias•Objeto: Reproducir, lo más fiel posible, la morfología del terreno donde se construirán las líneas primarias, y tendrá como base el estudio de selección de ruta elaborado en el estudio de preinversión.•Equipos: Se utilizarán equipos de estación total para la medición de ángulos y distancias. Para la georeferenciación, se utilizarán equipos GPS geodésicos.•Sistema de coordenadas: Debe aplicarse el Sistema de coordenadas UTM y datum WGS 84.•Alcances de los trabajos topográficos: Estos trabajos deben realizarse de acuerdo con la Norma DGE de Electrificación Rural.


1.5.2 Estudios de Geología y Geotecnia para líneas primarias.

•Objeto: Definir las características geológicas sobre las cuales se sustenta la adecuada selección de la ruta. Determinar los parámetros geotécnicos para el diseño de la cimentación de las estructuras.•Aspectos Geológicos: Geomorfología, Litología, Estratigrafía, Geología estructural, Zonas de riesgo (riesgos por erosión, movimiento de masas, fenómenos kársticos, vulcanismo, sismicidad e inundaciones). Como resultado del estudio, se presentará un mapa geológico.•Estudios geotécnicos: Se efectuarán calicatas y se obtendrán las muestras para analizarse en el laboratorio. Como resultado de los análisis de laboratorio, se determinarán los parámetros geotécnicos de los suelos y de las rocas, así como el potencial de Hidrógeno (PH) del suelo.


1.5.3 Elaboración de la Declaración de Impacto Ambiental (DIA).

1.5.4 Obtención del Certificado de Inexistencia de Restos Arqueológicos (CIRA)

1.ANÁLISIS Y GESTIONES QUE FORMAN PARTE DE LOS ESTDUIOS DE PREINVERSIÓN

1. CONFIGURACIÓN TÍPICA DE UN SISTEMA ELÉCTRICO RURAL

2. DISEÑO MECÁNICO DEL CONDUCTOR EN MEDIA TENSIÓN

2.- DISEÑO MECÁNICO DEL CONDUCTOR EN MEDIA TENSIÓN

CAPÍTULO II

CONTENIDO DEL CAPÍTULO 2

2. Coordinación de aislamiento en redes de media tensión.

2.1 Objetivo de la coordinación de aislamiento

2.2 Definiciones básicas

2.3 Efectos de las sobretensiones sobre los aislamientos.

2.4 Selección del aislamiento de una línea primaria.

2.5 Física de las descargas eléctricas atmosféricas.

2.6 Tipos de sobretensiones de origen atmosférico que afectan a líneas de distribución y transmisión.

2.7 Protección de las líneas de media tensión contra sobretensiones de origen atmosférico.

2.8 Protección de transformadores de distribución.

2. COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO EN

REDES DE MEDIA TENSIÓN

• La coordinación de aislamiento consiste en un conjunto de procedimientos para la selección de la soportabilidad (niveles de aislamiento) de los equipos eléctricos, en relación a los esfuerzos eléctricos (o dieléctricos) que pueden aparecer en el sistema, y tomando en cuenta las condiciones del medio ambiente y las características de los equipos de protección que puedan disponerse.

• En resumen, la coordinación de aislamiento significa la selección del aislamiento o la soportabilidad del aislamiento.

• Normalmente, el estudio de coordinación de aislamiento debe comenzar con la definición del criterio de confiabilidad, seguido de un estudio para determinar los esfuerzos que se aplicarán a los equipos y a los espacios de aire. Luego, se comparan los esfuerzos eléctricos con la capacidad de soporte (aguante) de los equipos o espacios de aire. Si la soportabilidad necesaria del equipo o espacio de aire fuera excesiva, se podrán reducir los esfuerzos eléctricos utilizando, descargadores (pararrayos), brechas de aire, cables de guarda o resistencias de preinserción en los interruptores de potencia.

2.1 Objetivo de la coordinación de aislamiento

•Tensión nominal: Es la tensión eficaz (r.m.s.) entre fases, a la frecuencia industrial (50 ó 60 Hz) de un sistema eléctrico. El sistema eléctrico es usualmente designado por una tensión nominal a la cuál están asociadas ciertas características de operación del sistema eléctrico. Por ejemplo: para los estudios de flujo de carga y otros estudios se aplica el concepto de tensión nominal.•Tensión máxima del sistema: Es el más alto valor de la tensión eficaz entre fases, que ocurre bajo condiciones normales en cualquier momento y en cualquier punto del sistema.•Tensión máxima del equipo: Es el más alto valor de la tensión eficaz entre fases para el cuál se diseña el equipo respecto al aislamiento y a otras características.

2.2 Definiciones básicas

• Clasificación del aislamiento: Los aislamientos se clasifican en:

a) Aislamientos sólidos

b) Aislamientos en aire (espaciamientos en aire)

c) Aislamientos líquidos

d) Aislamientos en gas

• Tipos de aislamiento

– Aislamiento externo: Es la distancia en aire atmosférico, y las superficies en contacto con aire atmosférico de aislamiento sólido de equipos que estén sujetos a solicitaciones dieléctricas y a los efectos de las condiciones atmosféricas y otros agentes externos, tales como la humedad, contaminación, intemperismo, etc.

– Aislamiento interno: Son partes sólidas, líquidas o gaseosas del aislamiento de los equipos que están protegidos de la atmósfera y de otros agentes externos.

– Aislamiento autorecuperante: Aislamiento que recupera completamente sus características aislantes después de la ocurrencia de una descarga disruptiva. Los aislamientos autorecuperables pueden ser:

a) Cubiertas de porcelana de los pasatapas (bushings)

b) Superficies externas de las cadenas de aisladores

c) Aislamientos en aire correspondientes a los esparciamientos entre conductores y tierra (estructuras).

– Aislamiento no autorecuperante: Aislamiento que pierde sus propiedades aislantes o no las recupera completamente después de una descarga disruptiva. Los aislantes no autorecuperables pueden ser:

a) Parte interna de los pasatapas.

b) Enrollamientos de transformadores, reactores, transformadores de medida.

c) Partes sólidas de los aislamientos.

• Descarga disruptiva: Es la descarga que produce la falla o colapso del aislamiento al ser sometido a un esfuerzo eléctrico. En estas descargas, el aislamiento es completamente anulado, reduciendo la tensión de los electrodos a, prácticamente, cero.

La descarga disruptiva en medios gaseosos o líquidos se denomina cebado (sparkover).

La descarga disruptiva que ocurre sobre la superficie de los aislamientos sólidos en un medio gaseoso o líquido, se denomina flameo o contorneo (flashover).

El término perforación (puncture) se usa cuando ocurre una descarga disruptiva a través de un aislamiento sólido.

• Esfuerzos eléctricos

Los esfuerzos a los que están sometidos los aislamientos de los equipos y espacios de aire son:

a) La tensión permanente a la frecuencia industrial;

b) La sobretensiones Sobretensiones Temporales (TOV) Sobretensiones transitorias de frente lento o de maniobra. Sobretensiones transitorias de frente rápido o tipo rayo. Sobretensiones de frente muy rápido (producido en los

equipos GIS).

Figura 2.1: Resumen de esfuerzos eléctricos y curva tensión – tiempo del aislamiento

a) Tensión permanente a la frecuencia industrial

Desde el punto de vista del aislamiento, es importante comprender la diferencia fundamental entre los esfuerzos eléctricos originados por la tensión nominal y los originados por la tensión nominal y los originados por las sobretensiones. Las sobretensiones son de naturaleza transitoria (breves), pero la tensión nominal o máxima de servicio, aún siendo reducida en magnitud, actúa permanentemente produciendo esfuerzos en el dieléctrico del aislamiento mientras el sistema esté en operación .

Los esfuerzos continuos debidos a la tensión nominal o máxima del sistema son importantes puesto que contribuyen al envejecimiento del aislamiento, particularmente de los aislamientos internos. Con el paso del tiempo, podrían producirse fallas en el aislamiento sea por flameo o perforación.

• Las cualidades dieléctricas o soportabilidad del aislamiento puede cambiar de manera importante debido a los efectos combinados de la contaminación y humedad del medio ambiente, llegando a producirse flameos en los aislamientos. Debe quedar claramente establecido que los fenómenos de contaminación afectan la operación del sistema cuando éste opera a su tensión nominal.

b) Sobretensiones• Las sobretensiones son tensiones transitorias entre una fase y

tierra, o entre fases, cuyo valor de cresta (pico) excede el valor de cresta de la máxima tensión de equipo:

• Um√2/√3 para sobretensiones fase – tierra, o, Um√2 para sobretensiones entre fases.

• De acuerdo con su duración, forma de onda y frecuencia, las sobretensiones se clasifican en:

Sobretensiones temporales (TOV)

Son sobretensiones a la frecuencia industrial de relativa larga duración; pueden ser débilmente amortiguadas o no amortiguadas. En algunos casos, su frecuencia puede ser varias veces menor o mayor que la frecuencia nominal del sistema.

Las sobretensiones temporales se originan por las siguientes causas:

Fallas de fase a tierra Pérdida súbita de carga (rechazo de carga) Resonancia y ferroresonancia Sobretensiones longitudinales durante la sincronización Efecto Ferranti Efecto combinado de sobretensiones temporales de distinto

origen.

Sobretensiones temporales por falla de fase a tierra

Las sobretensiones temporales por fallas a tierra de una fase son las más comunes y se caracterizan por ser no amortiguadas y producir sobretensiones en las fases no falladas y cuya duración se puede prolongar hasta que la situación se corrija; es decir hasta que la falla se elimine. Para este tipo de fallas, la forma de onda no varía respecto a la forma estándar a la frecuencia industrial.

La magnitud de las sobretensiones depende del tipo de puesta a tierra del sistema en el lugar de la falla.

En sistemas con neutro efectivamente puesto a tierra, el factor de puesta a tierra es igual o menor a 1,4, y se cumple que: 0≤Xo/X1≤3 y Ro/X1≤1.

En sistemas con neutro efectivamente puesto a tierra, la falla fase a tierra, por lo general dura menos de 0,2 segundos por actuación de la protección principal, o 1 segundo por acción de la protección de respaldo.

Para sistemas con neutro aislado, o puesto a tierra mediante una impedancia, las sobretensiones en las fases sanas pueden exceder la tensión entre fases del sistema. Esto se debe al hecho de que este tipo de sistemas están acoplados a tierra a través de las capacitancias parásitas, entonces, la tensión en las fases sanas será:

TOV = 1,73 Um o mayor

En este caso, la duración de la falla puede ser desde algunos segundos hasta horas, dependiendo de la magnitud de la corriente de falla y de los dispositivos de protección.

Fig. 2.2 : Sobretensiones temporales por falla a tierra

Sobretensiones transitorias

Las sobretensiones transitorias se caracterizan por ser de corta duración, de algunos milisegundos o menos, de naturaleza oscilatoria o no oscilatoria, usualmente fuertemente amortiguadas.

Sobretensiones transitorias de frente lento o de maniobra

Las sobretensiones de frente lento pueden ser entre fase y tierra o entre fases, en un determinado punto del sistema, y se producen como consecuencia de la operación de un equipo de maniobra (interruptor), una falla o cualquier otra causa.

El frente de onda tiene una duración de entre algunas decenas y algunos miles de microsegundos, y tiempos de cola del mismo orden de magnitud. Estas sobretensiones son de naturaleza oscilatoria y fuertemente amortiguadas.

Las sobretensiones de frente lento se originan en:

Energización y recierre de líneasOcurrencia de fallas y eliminación de las mismasRechazo de cargasConexión y desconexión de cargas capacitivas e inductivasDescargas atmosféricas que inciden en los conductores de fase en lugares alejados al punto considerado.

Para los fines de coordinación de aislamiento, la forma de onda de tensión representativa es el impulso de maniobra normalizado utilizado en los ensayos, con tiempo de frente de 250 ms y tiempo de cola de 2500 ms.

Sobretensiones transitorias de frente rápido o de rayo

Las sobretensiones de frente rápido se caracterizan como sobretensiones entre fase y tierra o entre fases, en un determinado punto del sistema, debido a una descarga eléctrica atmosférica o a otra causa, cuya forma de onda presenta tiempos de frente entre 0,1 y 20 us, y tiempos de cola de hasta 300 us. Estas sobretensiones son fuertemente amortiguadas.

La soportabilidad de los aislamientos está expresada por las tensiones de sostenimiento que, según la norma IEC 60071-1, se define como los valores de las tensiones que son aplicadas bajo condiciones especificadas, en una prueba de sostenimiento, durante la cuál se tolera un número determinado de descargas disruptivas. La norma IEC 60071-1 define los siguientes conceptos:

a)Tensión de sostenimiento estadístico (U10), cuando el número de descargas tolerables está relacionada con una probabilidad de sostenimiento especificada. Según la norma IEC, la probabilidad especificada es Pw=90%. Este concepto sólo se aplica a aislamientos autorecuperables (aislamientos externos).

2.3 Efectos de las sobretensiones sobre los aislamientos

b) Tensión de sostenimiento asumida convencional, cuando el número de descargas disruptivas tolerado es cero. Se considera que la probabilidad de sostenimiento es Pw=100%. Este concepto se aplica a aislamientos no autorecuperables (aislamientos internos).

c) Tensión crítica disruptiva (U50) corresponde a la tensión con la que el aislamiento tiene un 50% de probabilidad de fallar.

d) Desviación estándar convencional (Z): La IEC ha definido también a Z como la desviación estándar convencional, que representa la dispersión de las tensiones de flameo. Z se define como la diferencia entre las tensiones correspondientes a las probabilidades de flameo 50% y 16%; es decir, Z=U50-U16.

Para fines de estudios de coordinación de aislamiento, la IEC recomienda tomar los siguientes valores de Z:

Para impulsos tipo rayo (frente rápido): Z=0,03 U50 kV

Para impulsos tipo maniobra (frente lento): Z=0,06 U50 kV

Por tanto, el parámetro U10, correspondiente a la probabilidad de sostenimiento del 90%, se relaciona con la tensión U50 de la siguiente forma:

U10 = U50 – 1,3 Z

La magnitud de las sobretensiones temporales a la frecuencia industrial es típicamente de valor reducido comparada con la correspondiente a las sobretensiones de frentes rápido y lento. Por lo general, las sobretensiones temporales son inferiores al 50% por encima de la tensión de operación.

Niveles de aislamiento estandarizados

La norma IEC 60071-1 ha normalizado los niveles de aislamiento o tensiones de sostenimiento, tomando como base las máximas tensiones de equipo (Um), y son los que se muestran en las Tablas Nos 2 y 3 de la referida norma.

Condiciones estándar de referencia

Los niveles de aislamientos consignados en las normas internacionales, así como las características de los aisladores que figuran en los catálogos de los fabricantes, están referidos a las siguientes condiciones estándar:

-Temperatura (to) = 20ºC-Presión (bo) = 101,3 kPa (1013 mbar)-Humedad absoluta = 11 g/m3

2.4 Selección del aislamiento de una línea primaria

Para aisladores contaminados y para tensiones de sostenimiento a la frecuencia industrial, el valor de m puede ser tan bajo como 0,5 para aisladores cerámicos estándar, y tan altos como 0,8 para diseños antiniebla.

Para coordinaciones con tensiones de sostenimiento al impulso de maniobra, m puede ser determinado según la figura 9 de la Norme IEC 60071-2.

Los factores de corrección por efectos de la temperatura ambiente y por humedad tienden a cancelarse entre sí. Por tanto, para los efectos de la selección del aislamiento, sólo se tomará en cuenta la presión del aire correspondiente a la ubicación necesaria, tanto para los aisladores en condición seca como húmeda.

Diseño del aislamiento

-Diseño por sobretensiones a la frecuencia industrial.-Diseño por sobretensiones de impulso tipo rayo (de frente rápido).-Diseño por sobretensiones de maniobra (de frente lento).-Diseño por contaminación ambiental.-Diseño por esfuerzos mecánicos.

Ejemplo de selección del aislamiento mínimo para líneas de media tensión según la Norma IEC.•Tensión de la línea 22,9 kV•Conductor por fase aleación de aluminio (AAAC)•Sección del conductor70 mm²•Altitud de instalación 3000 m.s.n.m.•Grado de contaminación ligera (16 mm/kV)

Determinación del aislamiento en condiciones estándar•Tensión máxima de servicio 25 kV•Tensión de sostenimiento al impulso tipo rayo (de frente rápido)125 kV•Tensión de sostenimiento a la frecuencia industrial en seco 50 kV•Longitud de línea de fuga (16 mm/kV*25 kV) 400 mm

Determinación del aislamiento a 3000 m.s.n.m.•Factor de corrección por altitud (ka=e) = 1,44•Tensión máxima de servicio 25x1,44 = 36 kV•Tensión de sostenimiento al impulso tipo rayo = 170 kV•Tensión de sostenimiento a la frecuencia industrial en seco

= 70 kV•Tensión crítica de flameo (CFO) al impulso de rayo = 177 kV(+) (170/0,961)•Tensión crítica de flameo a la frecuencia industrial en seco 78 kV (70/0,9)•Línea de fuga (16 mm/kV x 25 kV x 1,20) = 480 mm

2.5.1 Procesos convectivos de formación de nubes Cumulonimbos

•Al calentarse la superficie de la tierra a causa de los rayos solares, gran parte de esta energía eleva la temperatura del aire que está en contacto con el suelo. Como resultado de este calentamiento, la densidad del aire cerca al suelo decrece y se inicia un proceso de inestabilidad atmosférica con corrientes ascendentes de aire húmedo rodeado de corrientes descendentes de aire frío que se originan en las partes altas de la atmósfera. Este fenómeno se conoce con el nombre de proceso convectivo y provoca la formación de células. El aire es ascendente en el interior de estas células y descendente en los bordes.

2.5 Física de las descargas eléctricas atmosféricas

• La presión atmosférica decrece con la altitud, por lo que el aire ascendente se expande, originando la disminución de la temperatura. Si el ascenso del aire continúa, se origina la condensación sobre partículas de polvo, formando pequeñas gotas de agua, creándose, por tanto, una nube.

• El calor latente de condensación liberado cuando las moléculas pasan del estado gaseoso a líquido, evita que el aire se enfríe rápidamente con el incremento de la altitud, como ocurre en la atmósfera circundante. Esto, dinamiza el movimiento ascensional aumentando el proceso de condensación y originando aire adicional inestable de abajo hacia arriba. El aire más denso que rodea a la nube es desplazado por los flujos ascendentes, y forzado a bajar y reemplazar al aire removido de las partes bajas. Las tensiones de corte entre masas de aire ascendente y descendente causan turbulencias locales.

• Si el proceso convectivo continúa y si se alcanzan altitudes en las que la temperatura está por debajo de 0°C, parte del líquido condensado se congela y libera su calor latente de fusión que incremente aún más la fuerza ascensional, pero como en el límite entre la tropósfera y la estratósfera, el aire es térmicamente más estable, las nubes difícilmente se elevan más allá de este límite; más bien, se expanden horizontalmente, y la nube toma la forma de un yunque.

• Esta nube así formada se conoce con el nombre de cúmulonimbus y se caracteriza por contener cristales de hielo en su parte superior, que son las que juegan un rol importante en la formación de cargas eléctricas. Estas nubes pueden tener alturas variables entre 5 y 13 km y diámetros de hasta 30 km. En el interior de estas nubes las corrientes de aire pueden alcanzar velocidades de hasta 300 km/h. Véase figura 2.3.

Fig. 2.3 : Típica nube de tormenta – cumulonimbus Fuente: National Oceanic and Atmosferic Administration - NOAA

2.5.2 Mecanismo de formación de cargas eléctricas en las nubes de tormenta•El origen de las descargas eléctricas atmosféricas es la separación y acumulación de cargas eléctricas mediante procesos microfísicos y macrofísicos, que conducen a la formación de intensos campos eléctricos. Se han desarrollado varias teorías para explicar la formación de cargas; entre ellas se tienen las teorías de la precipitación y de la convección.•La teoría de la precipitación, planteada en el año 1885 por los físicos Elster y Geitel, se basa en la observación de que las gotas de agua relativamente grandes aceleran hacia tierra a causa de la gravedad, mientras que las gotas pequeñas se mantienen suspendidas en el aire o se elevan arrastradas por vientos ascendentes. Las colisiones entre las gotas grandes y pequeñas y, posiblemente, cristales de hielo en las partes más altas, dan como resultado una transferencia de carga neta negativa a las gotas de agua más grandes, que se ubican en la parte más baja de la nube. De acuerdo con el criterio de conservación de las cargas, en la parte más alta de las nubes se acumularán las cargas positivas, resultando, por tanto, una estructura dipolar de la nube de tormenta.

• La teoría de la convección, que fue formulada mucho después que la de Elster y geitel, se basa en la transferencia de partículas cargadas de un lugar a otro dentro de la nube debido a los vientos ascendentes o descendentes. La teoría sugiere que las partículas cargadas se generan mediante dos mecanismos: 1) Rayos cósmicos que impactan en las moléculas de aire y las ionizan, dando como resultado dos iones, uno cargado positivamente y el otro negativamente, y 2) Campos eléctricos intensos alrededor de objetos puntiagudos situados en la superficie del suelo que producen descargas corona, lo que da como resultado iones cargados positivamente. Los iones positivos son transportados a las partes más altas de las nubes por los vientos ascendentes. De otro lado, los iones negativos se fijan a las gotas de agua o partículas de hielo que se mueven hacia las partes más bajas de las nuebes debido a la gravedad o a los vientos descendentes. El resultado neto es un dipolo con las cargas positivas en la parte superior y las cargas negativas en la parte inferior de la nube.

• La precipitación y la convección se producen simultáneamente en una nube de tormenta, aunque las dos teorías son distintas e independientes. Ambas teorías sostienen que la nube de tormenta es un dipolo, con el polo negativo en su parte más próxima a la tierra.

• Las mediciones realizadas por Wilson, y más tarde por Simpson, respecto a la polaridad del dipolo, dieron como resultado resultados contradictorios que generaron mucho debate y condujeron a investigaciones adicionales. Las mediciones de Wilson dieron como resultado que la nube de tormenta era un dipolo negativo, mientras que las mediciones de Simpson indicaban que se trataba de un dipolo positivo. Tuvo que pasar 5 décadas de experimentos y mediciones adicionales para resolver el aparente conflicto.

• En la actualidad, la teoría más completa para explicar la formación de cargas sostiene que la estructura de la nube de tormenta es tripolar y no bipolar. Esta estructura permite comprender las conclusiones de Wilson y Simpson. En la figura 2.4 se muestra la estructura tripolar de una nube de tormenta.

Fig. 2.4 : Estructura tripolar de nube de tormentaFuente: Handbook of improving lightning performance of transmission lines - EPRI

2.5.3 Descarga líder y descarga de retorno

•En la medida en que haya más concentración de cargas negativas en la porción inferior de la nube, se incrementará el gradiente de potencial entre estas cargas y las cargas positivas inducidas en la superficie de la tierra. Cuando este gradiente de potencial alcance un valor superior de la tierra. Cuando este gradiente de potencial alcance un valor superior al que puede soportar el aire, se inicia el proceso de descarga denominado « Descarga líder » (stepped leader).•Como su nombre lo indica, la descarga líder se mueve hacia la tierra dando saltos de aproximadamente 50 m (véase figura 2.5). Después de cada salto, el líder hace una pausa, luego prosigue, en algunos casos ramificándose. Cada salto dura aproximadamente 50 ms cerca de la base de la nube, pero decrece a alrededor de 13 ms cuando se aproxima a tierra. La velocidad del líder es relativamente lenta, de alrededor de 1/10 de la velocidad de la luz y no es visible a simple vista, y su corriente está en el rango de 50 a 200 A.

A medida que el líder se acerca a la superficie de la tierra, de las partes más expuestas de ésta (árboles, edificaciones, promontorios, etc.) surge un líder ascendente que se une con el descendente. En ese momento, se genera una corriente muy intensa que viaja hacía arriba, y que se denomina corriente de retorno. Su intensidad puede llegar hasta 200 kA, con un valor medio de 31 kA. La temperatura que se alcanza en el canal de descarga es de 27 000 °C, cinco veces la temperatura de la superficie del sol. El rápido incremento de temperatura hasta este alto valor crea una onda de choque denominado trueno.

Fig. 2.5 : Descarga líder y formación de descarga de retorno

2.5.4. Descargas múltiples

Una típica descarga a tierra puede incluir, en promedio, cuatro descargas de retorno; las descargas de retorno que se producen después de la primera se conocen con el nombre de descargas subsecuentes. Estas descargas se producen en intervalos entre 30 y 60 ms.A diferencia de la descarga líder, las descargas subsecuentes se inician con una descarga dardo que sigue la misma trayectoria de la primera descarga de retorno y no presentan ramificaciones ni saltos. Una descarga completa puede incluir hasta 40 descargas subsecuentes. Véase la figuras 4. Se estima que la magnitud de la corriente de las descargas subsecuentes es del orden de 40 % de la primera descarga de retorno.

2.5.5. Tipos de descargas

Se pueden producir cuatro tipos de descargas eléctricas atmosféricas, cuyas representaciones se muestran en la figura 5. El primer tipo, es una descarga negativa, y es la predominante en campos abiertos con estructuras con alturas menores de 100 m. Aproximadamente, entre el 85 a 95 % del total de descargas son de este tipo. El valor medio de las corrientes de estas descargas es de 31 kA.

El segundo tipo de descarga es negativa pero hacía arriba, es decir, de tierra a nube. Este tipo de descarga es predominante en estructuras muy elevadas, como el edificio Empire State, la torre Eiffel o estructuras ubicadas en cerros de gran altura. Las descargas negativas ascendentes tienen una corriente media de 25 kA.

El tercer tipo de descarga es positiva y hacía abajo, es decir, de nube a tierra. La magnitud de la corriente de este tipo de descarga es de 1,2 a 2,2 veces la corriente de descarga negativa nube – tierra.

El cuarto tipo de descarga es positiva es positivo hacía arriba y no hay mayor información acerca de sus características. Se estima que la magnitud de las corrientes sea similar a la descarga positiva ascendente.

En conclusión, alrededor del 85 al 95 % de las descargas que impactan sobre estructuras con alturas menores a 100 m, en terreno llano o ondulado, son negativas nube – tierra. Las otras 5 a 15 % son negativas hacía arriba o positivas. Desde el punto de vista de la protección de los sistemas de distribución y transmisión, excepto para terrenos montañosos o cruce de ríos con estructuras muy altas, las descargas negativas nube tierra son las más importantes.

Fig. 2.6 : Tipos de descargas entre nube y tierra

2.5.6. Parámetros de las descargas atmosféricas

a) Frecuencia de las descargas atmosféricasUno de los factores importantes para el estudio del comportamiento de las líneas de distribución y transmisión frente a las descargas eléctricas de origen atmosférico es el conocimiento de la frecuencia con que se producen estas descargas en las zonas o regiones que recorren estas líneas.

Clásicamente, se ha utilizado el concepto de nivel ceráunico a pesar de las limitaciones debidas a su pobre correlación entre la producción de tormentas y la real densidad de descargas a tierra. Se entiende por nivel ceráunico al número de días en que se escuchan truenos durante el año.

El nivel ceráunico puede obtenerse de mapas isoceráunicos anuales elaborado por organizaciones meteorológicas, en los cuáles las líneas de nivel ceráunico constante aparecen dibujadas de manera similar a las curvas de nivel en los mapas topográficos. En la Figura 2.7, se muestra un mapa isoceráunico típico. El Perú no cuenta con un mapa isoceráunico.

Una representación más real de las descargas eléctricas atmosféricas se obtiene de los mapas de densidad de descargas a tierra (ground flash density – GFD), los mismos que se elaboran sobre la base de información obtenida de redes de detección de tormentas atmosféricas, de moderna tecnología. En la figura 2.8 se muestra un mapa GFD típico. Estos mapas proveen mayor información que la proporcionada por los mapas isoceráunicos. Adicionalmente a la frecuencia de las descargas, las redes de detección pueden proveer información acerca de fechas, tiempo, número de descargas, estimados de valores pico de corriente y polaridad de las descargas.

Fig. 2.7: Nivel isoceraúnico de FranciaFuente: Manual Scheneider de coordinación de aislamiento

Fig. 2.8: Mapa de densidad de descargas a tierra de Brasil

c) Polaridad de las descargas a tierra

Del análisis de datos estadísticos, se sabe que en promedio, el 90 % de las descargas líderes nube – tierra son de polaridad negativa; es decir, que se originan en una nube cargada negativamente. Por tanto, todos los análisis que se desarrollen respecto de la protección de líneas de distribución y transmisión contra sobretensiones de origen atmosférico consideran descargas negativas a tierra.

Es necesario remarcar que las descargas directas sobre líneas de distribución y transmisión producen tensiones de polaridad negativa en los conductores o en los cables de guarda, pero inducen tensiones de polaridad positiva en líneas de energía vecinas.

d) Forma de onda

La forma de onda de las corrientes de descargas atmosféricas sobre las líneas de distribución y transmisión es un factor muy importante en el desarrollo de las tensiones que se aplican al aislamiento. La onda de corriente de la primera descarga atmosférica (descarga de retorno) tiende a elevarse más gradualmente hacía la cresta que la correspondiente a las descargas subsiguientes. Para propósitos prácticos interesa el valor de cresta o pico de la corriente y la pendiente del frente de onda. Aunque inicialmente, en los primeros análisis técnicos que se realizaron, las características del frente de onda se definieron en función de la máxima pendiente (dI/dt), al estudiarse con más detalle, se introdujeron parámetros adicionales y que están definidos en la figura 2.9. Por ejemplo, el parámetro S30/90 es la pendiente del frente de onda medido linealmente entre los puntos 30 % y 90 %.

El parámetro t30/90 es el tiempo de cresta medido entre los mismos puntos. El parámetro S10 es la pendiente en el punto 10% y se usa generalmente para aplicaciones de pararrayos de distribución. El parámetro Sm es la máxima pendiente del frente de onda que ocurre en la cresta de la onda. El tiempo tm es el mínimo tiempo de frente y es definido como tm = If/Sm; donde If es la corriente de cresta

Para definir las tensiones de prueba en laboratorio, y para los cálculos de confiabilidad de las líneas de distribución y transmisión, se aplican, también, las ondas normalizadas que se muestran en la figura 2.9.

En la Tabla 1 se consignan las características de una onda de

corriente de descarga atmosférica de acuerdo con la publicación del CIGRE. Para los propósitos prácticos de Ingeniería, se recomienda adoptar los parámetros t30, S30/90 y Sm.

a) Onda normalizada para pruebas de laboratorio.

b) Típica forma de la onda de corriente de retorno del rayo.

c) Onda de rayo en doble rampa para efectos de cálculos de confiabilidad.

Fig. 2.9 Ondas normalizadas de tensión y corriente

Fig. 2.10 Distribución de probabilidades de descargas de rayosFuente: CIGRÉ Technical Brochure N°63, « Guide to procedures for estimating the lightning performance of transmission lines »

2.5.7 Tipos de sobretensiones de origen atmosférico que afectan a las líneas de distribución y transmisión

•Cuando se produce una sobretensión a causa de una descarga atmosférica en una línea de distribución o transmisión, cuya magnitud sea mayor que la que puedan soportar los aislamientos de dicha línea, se producirá el flameo o contorneo (flashover). Este flameo establece una trayectoria de baja impedancia a causa de la ionización del aire, por la que fluirá una corriente de falla a la frecuencia industrial, que no es autoextinguible. Para despejar esta falla, se requiere de la actuación de un interruptor de potencia, interruptor de recierre o fusible

Fig. 2.11 MECANISMO DE TRANSICIÓN DE CORRIENTE TIPO IMPULSO A CORRIENTE DE FALLA A FRECUENCIA INDUSTRIAL EN SISTEMAS CON

NEUTRO EFECTIVAMENTE PUESTO A TIERRA

R

2. COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO EN REDES DE

MEDIA TENSIÓN

De acuerdo con el “Handbook for improving overhead transmission lines lightning performance”, del EPRI, los tipos fallas que se producen en las líneas de distribución y transmisión a causa de las descargas eléctricas atmosféricas son:

Flameo o contorneo inverso (back flashover), Falla de apantallamiento (líneas con y sin cables de guarda), Flameos a mitad de vano, Flameo por tensiones inducidas.

Mecanismo de falla por flameo o contorneo inverso (back flashover)

MECANISMO DE FLAMEO INVERSO ( BACK FLASH OVER ) EN LINEAS DE MEDIA TENSION O LINEA DE TRANSMISION PROVISTA DE CABLE DE GUARDA

V(t) = (1 – K) [ I R + L dI ] +Vodt

i(t) : Fuente de corriente con impedancia

infinita (representación del rayo)

Vo : Tensión fase – tierra a la frecuencia industrial

L : Inductancia de la estructura de soporte

I : Corriente de descarga a tierra a través de la estructura de soporte y la puesta a tierra

R : Resistencia de puesta a tierra

Zs : Impedancia equivalente del cable de guarda y las estructuras de soporte

2. COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO EN REDES DE MEDIA TENSIÓN

Fig. 2.12 : Mecanismo de flameo inverso (back to back over) en líneas

de media tensión o línea de transmisión provista de cable de guarda.


Fig. 2.13 : Flameo inverso en

estructura de líneas de

transmisión

Fig.2.14 : Falla en línea sin cable de guarda o con cable de guarda (Falla de apantallamiento)

Flameos a mitad de vano

• Los flameos a mitad de vano son frecuentes en las líneas de media tensión cuando las distancias entre fases no son suficientes, particularmente en los vanos largos.

• En las líneas de transmisión, para evitar las descargas entre el cable de guarda y los conductores de fase, se recomienda que la flecha del cable de guarda sea aproximadamente 85 % de la flecha del conductor de fase, en la condición EDS.

Fig. 2.15 MECANISMO DE TRANSICIÓN DE CORRIENTE TIPO IMPULSO A CORRIENTE DE FALLA A FRECUENCIA INDUSTRIAL EN SISTEMAS CON NEUTRO AISLADO



Fig. 2.16 Flameo por tensiones inducidas

Fuente: T.E. Mc DERMOTT

LIGHTNING PROTECTION OF DISTRIBUTION LINES



Fig.2.17 Sobretensiones directas e inducidas en líneas de media tensión.


Fuente: Norma IEEE Std 1410 - 1997

IEEE GUIDE FOR IMPROVING THE LIGHTNING PERFORMANCE

Fig. 2.18 Probabilidad de falla del aislamiento frente a las sobretensiones inducidas.

2.5.8. Protección de las líneas de media tensión contra sobretensiones de origen atmosférico

Instalación de cable de guarda y reducción de resistencias de puestas a tierra a valores muy bajos. Esta medida es aplicable a la mitigación los efectos de las descargas eléctricas atmosféricas directamente sobre las líneas de media tensión. Debido a su elevado costo, no es aplicable a proyectos de electrificación rural. Su uso está restringido a sistemas que alimentan cargas muy importantes, como las mineras. Para que esta modalidad de protección resulte efectiva, es necesario adicionalmente, elevar el nivel del aislamiento, para que sea comparable, por lo menos, a los de líneas de 60 kV. Reducción del tiempo de las salidas de servicio mediante el uso de interruptores de recierre y seccionalizadores.- En esta modalidad de protección, se permite que las sobretensiones por impactos directos o inducidas provoquen el flameo de los aisladores y se produzcan las fallas de fase a tierra que son detectadas por los interruptores de recierre.

De acuerdo con la programación de los tiempos para los recierres y los conteos de los seccionalizadores, se normalizará la continuidad del servicio. Este es el sistema más utilizado en electrificación rural.

Mejora del aislamiento de las líneas de media tensión para evitar los efectos de las sobretensiones inducidas.- Los máximos valores que alcanzan las sobretensiones inducidas varían entre 250 y 300 kV; por tanto, si las líneas tuvieran aislamientos que soportaran estas tensiones, serían inmunes a las tensiones inducidas. Los armados de estructuras basados en el uso de postes y crucetas de madera, cuyo uso ha sido normado por la DGE/MEM, permiten obtener las tensiones de sostenimiento arriba indicadas. Si las líneas no recorrieran por zonas expuestas a descargas directas, se podrían conseguir una alta confiabilidad en el comportamiento de las líneas de media tensión.



IEEE GUIDE FOR IMPROVING THE LIGHTNING PERFORMANCE OF POWER

OVERHEAD DISTRIBUTION LINES

kV

ANSI 55-4 105

Pin ANSI 55-5 120

ANSI 55-6 140

Porcelain 1-10,2 cm (4 in) 75

2-10,2 cm (4 in) 165

Suspension 3-10,2 cm (4 in) 250

kV/m

Air 600

Wooden pole 330

Wooden crossarm 360

Fiberglass standoff 500

Insulators

Insulators

Primary Insulation (CFO)

kV

ANSI 55-4 105

Pin ANSI 55-5 120

ANSI 55-6 140

Porcelain 1-10,2 cm (4 in) 75

2-10,2 cm (4 in) 165

Suspension 3-10,2 cm (4 in) 250

kV/m

Air 600

Wooden pole 330

Wooden crossarm 360

Fiberglass standoff 500

Insulators

Insulators

Primary Insulation (CFO)

Fig. 2.19 : Cálculo típico de mejora de aislamiento según normas de electrificación rural

Second component With first component of kV/m

Wooden crossarn Vertical pin insulator 250

Wooden crossarn Vertical suspension insulator 160

Wooden crossarn Horizontal suspension insulator 295

Wooden pole Vertical pin Insulator 235

Wooden pole Suspension Insulator 90

Fiberglass crossarm Insulator 250

Fiberglass standoff Insulator 315

CFO-added second componente (CFOadd.sec)

Second component With first component of kV/m

Wooden crossarn Vertical pin insulator 250

Wooden crossarn Vertical suspension insulator 160

Wooden crossarn Horizontal suspension insulator 295

Wooden pole Vertical pin Insulator 235

Wooden pole Suspension Insulator 90

Fiberglass crossarm Insulator 250

Fiberglass standoff Insulator 315

CFO-added second componente (CFOadd.sec)


IEEE GUIDE FOR IMPROVING THE LIGHTNING PERFORMANCE OF POWER OVERHEAD DISTRIBUTION LINES


Fig. 2.20 : Cálculo típico de mejora de aislamiento según

normas de electrificación rural


Fuente: NORMAS DE ELECTRIFICACION RURAL

Fig. 2.21: Configuración típica de estructura normalizada por la DGE/MEM.


FUENTE:

GELDENHUYS AND LAGESSE PRACTICAL INSULATION COORDINATION OF WOODPOLE DISTRIBUTION LINES IN HIGH-LIGHTING AREAS

Fig.2.22 : Estructura normalizada en Sudáfrica.

Fig. 2.23 : Poste de concreto con crucetas y brazos de madera.

Uso de descargadores (pararrayos).- Una alternativa de protección de líneas contra sobretensiones de origen atmosférico es el uso de descargadores. Para contrarrestar las sobretensiones por descargas directas sobre las líneas, se deben instalar descargadores en todas las estructuras y en todas las fases. Para mitigar las sobretensiones inducidas, se instalará un juego de descargadores cada 3 o 4 estructuras. Los criterios y algoritmos para el uso de estos descargadores se encuentran detallados en la Norma IEEE 1410 “IEEE Guide for improving the lightning performance of Electric Power Overhead Distribution Lines”

Uso de cable de guarda como protección contra sobretensiones inducidas.- Un cable de guarda, o un conductor neutro corrido ubicado al mismo nivel de los conductores de fase o debajo de ellos, reduce la magnitud de las sobretensiones inducidas en aproximadamente 30 a 40 %.

Esta modalidad es muy usada en países de Asia, particularmente, en el Japón. El principio físico en que se basa esta modalidad es el factor de acoplamiento entre el cable de guarda o conductor neutro y los conductores de fase. Las puestas a tierra no tienen que ser de valores muy bajos como en el caso del back flashover.

Dimensionamiento final del aislamiento de las líneas de media tensión.- Tomando como base el aislamiento mínimo calculado en el párrafo xxx, e incrementándolo con las medidas arriba indicadas para mejorar su confiabilidad por descargas atmosféricas, se define el aislamiento final de la línea. En el caso que se utilicen postes y crucetas de concreto o metálicos, el aislamiento frente a las descargas eléctricas atmosféricas estará definido solamente por los aisladores propiamente dichos; es decir, por los aisladores cerámicos o poliméricos.

2.5.9 Protección de transformadores de distribución contra sobretensiones de origen atmosférico Criterios generales para la ubicación y dimensionamiento de descargadores (pararrayos):

El descargador debe ubicarse lo más próximo posible al equipo por proteger, de tal manera que la tensión residual (nivel de protección) se aplique directamente al aislamiento interno del transformador (arrollamientos). (Véase Fig. 2.24).

2. COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO

Fig. 2.24: Ubicación de descargador según RETIE

Tensión del sistema: Para los fines de coordinación de aislamiento en general, y para la selección de los descargadores, se tomará como base la tensión máxima trifásica del sistema (Um). Por tanto, en los proyectos de líneas monofásicas de 13,2 kV que formen parte de un sistema de 22,9/13,2 kV, la máxima tensión del sistema será 25 kV.

Tensión de operación continua (COV o MCOV): Para un descargador de óxido metálico que se conecte entre fase y tierra, la tensión de operación continua es :

Las sobretensiones de origen atmosférico: Estas sobretensiones deben llegar a las subestaciones de distribución por las líneas de media tensión que se conecten a ellas. Debe evitarse que los rayos incidan directamente sobre las subestaciones.

Nivel de protección del descargador (Np): Es el valor pico de la tensión de descarga resultante al aplicar una corriente de impulso de 10 kA con onda de forma 8/20 a través del descargador.

El margen de protección debe calcularse como la relación entre la tensión de sostenimiento al impulso tipo rayo del equipo (BIL) y el nivel de protección del descargador a 10 kA. En sistemas eléctricos rurales este valor debe ser igual o superior al 1,5.

Ejemplo de aplicación para determinar las características del descargador para instalarse en un sistema 22,9/13,2 kV

Datos:

- Potencia de Transformador : 25 kVA, 13,2/0,46 - 0,23 kV

- Neutro del sistema en 22,9 kV: Efectivamente puesto a tierra

- Factor de puesta a tierra : 1,4

- Máxima tensión de servicio : 25 kV

- Nivel de aislamiento (BIL) : 125 kV

- Tiempo de duración de la falla: 10 s

Verificación de las características del descargador

-Determinación de la máxima tensión de operación continua

(MCOV)

MCOV = (1,05 x 25)/1,73 = 15,17 kV

Según el catálogo de los fabricantes, el descargador de 21 kV

de tensión nominal tiene una MCOV de 17 KV mayor que el

mínimo requerido.

CAPÍTULO III

3.1 OBJETO DE LAS PUESTAS A TIERRA EN SISTEMAS DE MEDIA TENSIÓN

Conducir a tierra las corrientes homopolares en operación Conducir a tierra las corrientes homopolares en operación normal normal o en condiciones de falla. Por ejemplo en los o en condiciones de falla. Por ejemplo en los sistemas con neutro sistemas con neutro corrido o de retorno total por tierra.corrido o de retorno total por tierra.

Limitar las tensiones de toque, de paso y de transferencia Limitar las tensiones de toque, de paso y de transferencia para para garantizar la seguridad de las personas.garantizar la seguridad de las personas.

Proveer un retorno de suficiente baja impedancia para que Proveer un retorno de suficiente baja impedancia para que las las corrientes de falla puedan ser detectadas por los corrientes de falla puedan ser detectadas por los dispositivos dispositivos de protección.de protección. Por ejemplo durante las fallas fare Por ejemplo durante las fallas fare tierra.tierra.

Proveer una trayectoria a tierra de baja impedancia para Proveer una trayectoria a tierra de baja impedancia para disipar disipar las corriente proveniente de descargas eléctricas las corriente proveniente de descargas eléctricas atmosféricas, y atmosféricas, y limitar las tensiones en el aislamiento de los limitar las tensiones en el aislamiento de los equipos.equipos.

3. PUESTAS A TIERRA EN SISTEMAS DE MEDIA TENSIÓN

3.2 CLASIFICACIÓN DE LAS ESTRUCTURAS DE SOPORTE DE MEDIA TENSIÓN DE ACUERDO CON NUEVA NORMA ESPAÑOLA.

Estructuras ubicadas en zonas transitadas por personas.

Estructuras ubicadas en zonas no transitadas.

En zonas transitadas deben verificarse que las tensiones de toque, de paso y de transferencia sean menores a las máximas tolerables por el cuerpo humano, salvo las excepciones que la norma pueda establecer.

En zonas no transitadas el criterio debería ser que la puesta a tierra solo sirva para proveer una trayectoria a tierra para

la operación de la dispositiva de protección. Según la experiencia, para este fin sería suficiente un valor de resistencia de puesta a tierra emprendido entre 200 y 300 Ω.



3.3 ESQUEMA DE DISEÑO DE PUESTAS A TIERRA SEGÚN EL REGLAMENTO ESPAÑOL DE LINEAS ELÉCTRICAS DE ALTA TENSIÓN.


• Los criterios para el dimensionamiento de

puestas a tierra según las normas de

electrificación rural son:

- Seguridad de las personas

- Operación del sistema

- Descargas atmosféricas

- Disipación de las corrientes de fuga

3.4. PUESTA A TIERRA EN LÍNEAS Y REDES

PRIMARIAS SEGÚN LAS NORMAS DE

ELECTRIFICACIÓN RURAL.

SEGURIDAD DE LAS PERSONAS

• El criterio de seguridad de las personas es el más exigente. Deben tomarse en cuenta las tensiones de toque (contacto), de paso y de transferencia. En líneas de electrificación rural no se toma en cuenta este concepto, salvo en subestaciones de distribución, en vista que las líneas recorren por zonas poco transitadas.





SEGURIDAD DE LAS PERSONAS

• Las puestas a tierra, bajo el criterio de seguridad de las personas, no solo deben presentar bajos valores de resistencia de puesta a tierra, también la configuración debe ser la adecuada para reducir el gradiente de potencial.

• En el caso de las líneas de transmisión ocurre algo similar. El criterio de seguridad de las personas solo se aplica en zonas urbanas.


3.4 PUESTA A TIERRA EN LÍNEAS Y REDES



OPERACIÓN DEL SISTEMA

• Desde el punto de vista de la operación, los sistemas con neutro corrido, el CNE y el

NESC (USA) establecen que debe haber, por lo menos una puesta a tierra por cada 400 m de línea. El objetivo es conseguir una resistencia equivalente de todas las puestas a tierra menor o igual a un determinado

valor.






• En sistemas sin neutro corrido y con ramales bifásicos, las puestas a tierra de las

estructuras no cumplen ninguna función importante, incluso podría prescindirse de ellas sin poner en riesgo la operación del sistema.






• En sistemas sin neutro corrido y con retorno total por tierra, las únicas puestas a tierra importantes, desde el punto de vista de la operación del sistema son las que corresponden a la subestación de potencia (en el origen) y en los transformadores de distribución.




ELECTRIFICACIÓN RURAL

DESCARGAS ATMOSFERICAS

• En sistemas con neutro corrido y postes de madera, el dimensionamiento de la puesta a tierra para la operación del sistema, descrito anteriormente, satisface, también, los requerimientos para la protección contra los efectos de las descargas

atmosféricas.




ELECTRIFICACIÓN RURAL;


• En sistemas sin neutro corrido, para el dimensionamiento de la puesta a

tierra, se ha tratado de aplicar, en principio, el mismo criterio que el aplicado a los sistemas con neutro corrido. • En líneas que estén más expuestas sólo a

sobretensiones inducidas, las puestas a tierra se ubican, en promedio cada 3 estructuras.

• En líneas expuestas a sobretensiones directas, se instalan puestas a tierra en todas las estructuras.






• En líneas no provistas de cable de guarda, el objeto de las puestas a tierra es

disipar las corrientes transitorias tipo rayo y proteger a los postes de madera.

• El valor de la resistencia de las puestas a tierra individuales no tiene mayor importancia; resistencias altas como, por ejemplo, 300 ohms, no afectan a la instalación.

3. PUESTAS A TIERRA EN LÍNEAS Y REDES PRIMARIAS SEGÚN LAS NORMAS DE ELECTRIFICACIÓN RURAL

VARIACIONES EN LOS CRITERIOS PARA LA

INSTALACIÓN DE PUESTAS A TIERRA EN LÍNEAS

DE MEDIA TENSIÓN


3.2. PUESTA A TIERRA EN

LÍNEAS Y REDES

PRIMARIAS SEGÚN LAS

NORMAS DE



LÍNEAS Y REDES

PRIMARIAS SEGÚN LAS

NORMAS DE

ELECTRIFICACIÓN RURALDETALLES DE PUESTA A TIERRA

TIPO PAT - I

NEUTRO

DISIPACION DE LAS CORRIENTES DE FUGA• En la costa no es necesario el incremento del nivel de aislamiento de líneas y redes primarias.

• Las corrientes de fuga que recorren por la superficie de los aisladores, debido a la presencia de elementos contaminantes, pueden producir la quema de crucetas.

• Por tanto, todas las estructuras de madera ubicadas en áreas de costa, llevan puestas a tierra conectadas desde los herrajes de los aisladores.





DISIPACION DE LAS CORRIENTES DE FUGA

• Las estructuras provistas de equipos de seccionamiento o con

interruptores automáticos de recierre se considerarán como subestaciones de distribución para los efectos de las puestas a tierra.

• Se ha demostrado que las puestas a tierra conformadas por conductor

enrollado helicoidalmente no son adecuadas por presentar una inductancia a las corrientes de impulso tipo rayo en la que se generan tensiones elevadas.

3. PUESTAS A TIERRA EN SISTEMA DE MEDIA TENSIÓN






SUBESTACIONES DE

DISTRIBUCIÓN SEGÚN LAS

NORMAS DE



SUBESTACIONES DE

DISTRIBUCIÓN SEGÚN LAS

NORMAS DE


DETALLES DE PUESTA A TIERRA TIPO PAT - 1C


• Los criterios para el dimensionamiento de puestas a tierra en las subestaciones de distribución son:

- Seguridad de las personas- Operación del sistema - Descargas atmosféricas- Disipación de las corrientes de fuga

• El criterio más importante es el de la seguridad de las personas, y es el que requiere la obtención de los menores valores de resistencia de puesta a tierra.

3.5 PUESTAS A TIERRA EN SUBESTACIONES DE

DISTRIBUCION SEGÚN LAS NORMAS DE


• Las normas de electrificación rural consideran, como máximo, los siguientes valores de resistencia de puesta a tierra:

- En subestaciones trifásicas y monofásicas conectadas entre

fases: 25 ohmios.- En transformadores monofásicos de sistemas con neutro corrido o retorno total por tierra:


DISTRIBUCION


• Las Normas de Electrificación Rural consideran el uso de una sola puesta a tierra en la subestación de distribución por las razones que se indican a continuación:

• El numeral 5.1.3 de la norma ANSI C57.12.20-1974 establece que los terminales neutros de los transformadores monofásicos, tanto del lado de media como de baja tensión deben unirse mediante pernos al tanque del transformador.


DISTRIBUCION


• El descargador (pararrayos) debe estar ubicado lo más cerca posible del transformador, y su borne de tierra debe estar conectado al tanque del transformador, tal como se muestra en las siguientes figuras:


DISTRIBUCION SEGÚN LAS NORMAS DE



3.5. PUESTAS A TIERRA EN

SUBESTACIONES DE

DISTRIBUCION SEGÚN LAS

NORMAS DE


Fuente: NORMA IEEE C62.22-1997

ARRESTER FOR ALTERNATING - CURRENT SYSTEMS

Where possible,the transformer secondary neutral terminal should be bonded to the primary neutral which also should be bonded to the tank. This is very important because severe voltage potentials can develop between the secondary and primary winding during lightning surges which can cause transformer failure even thoungh all windings have arresters connected across the terminals.



SUBESTACIONES DE

DISTRIBUCION


SUBESTACIONES DE

DISTRIBUCION

Fuente: Hidro Quebec

DIAGRAMME DES CONNEXIONS ET DU RECCORDEMENT BT 120/240 V; 25 ET 50

KVA


3.5 PUESTAS A TIERRA EN SUBESTACIONES DE DISTRIBUCION3.5 PUESTAS A TIERRA EN SUBESTACIONES DE DISTRIBUCION

Fuente: DONALD G. FINK / H. WAYNE BEATYSTANDARD HANDBOOK FOR ELECTRICAL ENGINEERS


FUENTE:

A.P. SAKIS MELIOPOULOS

POWER SYSTEM GROUNDING AND TRANSIENTS


3.5 PUESTAS A TIERRA EN SUBESTACIONES DE DISTRIBUCION

FUENTE: A.P. SAKIS MELIOPOULOS

POWER SYSTEM GROUNDING AND TRANSIENTS


3.5. PUESTAS A TIERRA EN SUBESTACIONES DE DISTRIBUCION

FUENTE: IEC 61000-5-2 (1997) ELECTROMAGNETIC COMPATIBILITY









3. CRITERIOS DE DISEÑO EN LINEAS Y REDES

PRIMARIAS

3.5. PUESTAS A

TIERRA

EN SUBESTACIONES

DE DISTRIBUCION

3.5. PUESTAS A

TIERRA

EN SUBESTACIONES

DE DISTRIBUCION

Fuente: DGER/MEM

PLANOS DE RED PRIMARIA

CAPÍTULO IV

4. ASPECTOS MECÁNICOS DEL CONDUCTOR

4.1 CALCULOS MECANICOS DEL CONDUCTOR

• Tienen por finalidad determinar las siguientes magnitudes en todas las hipótesis de trabajo:

- Esfuerzo horizontal del conductor- Esfuerzo tangencial del conductor en las

estructuras- Flechas del conductor- Parámetros del conductor- Ángulos de salida del conductor en las

estructuras, respecto a la horizontal- Vano medio de las estructura (vano viento)- Vano peso de las estructuras



Diagrama Esfuerzo -

Deformación

Fuente: Holland H. Farr

TRANSMISSION LINE DESIGN MANUAL

DIAGRAMA ESFUERZO – VANO EQUIVALENTE PARA CONDUCTOR DE ALEACION DE ALUMINIO (AAAC) DE 50 mm2

FUENTE : PSE SAN IGNACIO I ETAPA II FASE – CONSULTOR : PEPSA


EDSi

Para la localización de las estructuras con aisladores rígidos, el vano equivalente es igual al vano real; es decir, habrán tantos vanos equivalentes como vanos reales existan. En las estructuras con cadenas de aisladores de suspensión, el vano equivalente es único para tramos comprendidos entre estructuras de anclaje y a este vano equivalente corresponde un esfuerzo horizontal (To) constante.


CONCEPTO DEL VANO EQUIVALENTE

• La serie de vanos de un tramo o sección comprendidos entre 2 estructuras de anclaje, se comportarán como si todos ellos fueran iguales a un vano de longitud intermedia llamado vano equivalente o vano regulador, (ruling span, en idioma Inglés), y cuya expresión matemática es ampliamente conocida:


a

aar

3

4.2 EL CONCEPTO DE VANO EQUIVALENTE


640m 410m 390m 700m

TT

To

ST

TT

ST

ST

To

To

To

mar 41,585700390410640

700390410640 3333


• Cuando, durante el montaje de la línea, se pone en flecha el conductor, las componentes horizontales de las tensiones del conductor son iguales en todos los vanos, garantizándose, por tanto, la verticalidad de las cadenas de aisladores.

• Al variar las condiciones de equilibrio, tales como temperatura, y otras condiciones meteorológicas, las componentes horizontales de las tensiones en los diferencies vanos del tramo adquieren la misma magnitud debido a la inclinación de las cadenas de aisladores en la dirección de la línea, variando todo como lo haría un vano único de longitud igual al vano equivalente.




EL CONCEPTO DE VANO EQUIVALENTE SE BASA EN LA IGUALACIÓN DE TENSIONES HORIZONTALES EN LOS PUNTOS DE SUSPENSIÓN DEL CONDUCTOR

VANO 1

CARGA VERTICAL(Vano Peso x Peso Unitario ) del Conductor

Longitud del Aislador

Angulo de Inclinación

Punto de Fijación de la cadena de aisladores de suspensión

θ

VANO 2


• Para que lo expresado en el párrafo anterior se

produzca, en teoría, la longitud de la cadena de

aisladores de suspensión debería tener una longitud

infinita y ser libre de girar en el sentido de la línea.

Para fines prácticos, la longitud de la línea no debería

ser inferior a 1 m. Al reducirse la longitud de la

cadena de aisladores por debajo de 1 m, la diferencia de

tensiones horizontales podría ser tan importante

que incline excesivamente la cadena de

aisladores.



• En el límite, al anularse la cadena de aisladores

habría una carga horizontal resultante en la estructura. Por

tanto, en estructuras con aisladores rígidos, para

localización de estructuras, se aplicará el criterio de que a

cada vano real corresponde un vano equivalente.



DISEÑO DE VANOS LARGOS


Profile (not to scale) of the Yangtze River line crossing


Yangtze River line crossing

DISEÑO DE VANOS LARGOS


CAPÍTULO V

5. ARMADOS DE ESTRUCTURAS

5.1.- Distancias de seguridad en líneas y redes

primarias

Las distancias mínimas de seguridad que

consideran las Normas de Electrificación Rural

son básicamente las que están prescritas por el

Código Nacional de Electricidad.


• La distancia horizontal entre conductores:

y es aplicable a todas las secciones de conductores. Esta fórmula es equivalente a la establecida por el CNE para secciones menores a 35 mm2. Para secciones iguales o mayores a 35 mm2, la fórmula propuesta por el CNE es menos exigente.

5.1.- DISTANCIAS DE SEGURIDAD EN LINEAS Y

REDES PRIMARIAS

ffhkVd 65,0))((0076,0


• En estructuras con disposición triangular de

conductores, donde 2 de éstos estén

ubicados en un mismo plano (en una

cruceta), el conductor superior no es

tomado en cuenta, si es que se encuentra

ubicado a 0,80 m o más respecto a la cruceta.


REDES PRIMARIAS

• Las distancias verticales a mitad de vano, sin

presencia de hielo, consideradas por la

Norma de Electrificación Rural son

prácticamente las que se requieren en la

estructura, pero incrementadas a causa de

las tolerancias originadas por las

diferencias de flechas.



REDES PRIMARIAS

• Las distancias verticales normalizadas son las siguientes:

- Para vanos hasta de 100 m

0,70 m- Para vanos entre 101 y 350 m

1,00 m- Para vanos entre 351 y 600 m

1,20 m- Para vanos mayores a 600 m

2,00 m



REDES PRIMARIAS

• En líneas con conductor neutro corrido, deberá verificarse, adicionalmente, la

distancia vertical entre el conductor de fase y el neutro para la condición sin viento y máxima temperatura en el conductor de fase y temperatura EDS en el conductor neutro. Esta verificación debe hacerse,

también, cuando exista una transición de disposición triangular de

conductores a disposición vertical con presencia de conductor neutro.



REDES PRIMARIAS

• En rigor, cuando se considere presencia de hielo, las distancias verticales deben determinarse sobre la base de las elipses de Morse generadas por el fenómeno “galloping”.



REDES PRIMARIAS


1. Los soportes de líneas y redes primarias son

aplicables a sistemas trifásicos,

bifásicos y monofásicos, tanto con

conductor neutro corrido como para sistemas

con retorno total por tierra.

2. Los soportes de línea y redes primarias han

sido dimensionados y configurados tomando en

cuenta los siguientes parámetros: distancia

entre fases, capacidad mecánica de la estructura

(Vano - Viento y Vano - Peso), ángulo de

deflexión y distancia del conductor al suelo.


3. Los soportes de líneas y redes primarias

consideran fundamentalmente postes y crucetas

de madera; sin embargo, también es posible

utilizar los mismos armados de estructuras

en postes de concreto y crucetas de madera.

4. Adicionalmente a los armados de

estructuras, se muestran los detalles de:

aisladores, espigas, ensamble de

cadenas de aisladores, accesorios de

conductores y aisladores, retenidas, puesta a tierra,

etc.


TIPOS DE ESTRUCTURAS:

- Estructura tipo PS1-3 y PS1-3L- Estructura tipo PA1-3 y PA1-3L- Estructura tipo PA2-3- Estructura tipo PA3-3- Estructura tipo PR3-3 y PR3-3L- Estructura tipo PSH-3- Estructura tipo PA1H-3- Estructura tipo PRH-3- Estructura tipo PA2H-3- Estructura tipo P3A1-3- Estructura tipo P3A2-3

Estructura tipo PS1 y PS1-3L

5 . ARMADOS DE ESTRUCTURAS

Estructura tipo PA1 y PA1-3L


Estructura tipo PA2-3


Estructura tipo PA3-3


Estructura tipo PR3-3


Estructura tipo PSH-3


Estructura tipo PA1H-3


Estructura tipo PRH-3


Estructura tipo PA2H-3


Estructura tipo P3A1-3


Estructura tipo P3A2-3








CAPÍTULO VI

6. USO DE AISLADORES DE RETENIDA

6.1 SELECCIÓN DE LOS AISLADORES DE RETENIDAS

· El CNE, en la Regla 279.A.1.b, establece que la tensión disruptiva en seco de los aisladores para retenidas no debe ser inferior al doble de la mayor tensión entre conductores de la línea en que se usen, y su tensión disruptiva bajo lluvia deberá ser por lo menos igual a dicha tensión.

· Para Vn de 22,9 kV y Vmax de 25 kV, la tensión disruptiva del aislador de retenida es de 50 kV y la tensión disruptiva bajo

lluvia es de 25 kV. A 3000 m.s.n.m, estas tensiones son:

- Tensión disruptiva en seco : 72 kV

- Tensión disruptiva bajo lluvia : 36 kV

· Debe considerarse la línea de fuga del aislador de retenida. Para 22,9 kV y a 3000 m.sn.m., la línea de fuga mínima del aislador debe ser: 25 kV x 1,20 x 16 mm/kV = 480 mm.


6.2 SELECCIÓN DE LOS AISLADORES DE RETENIDAS

· Los aisladores de tracción tipo Nuez tienen las siguientes características :

- Tensión disruptiva en seco : 30 Kv

- Tensión disruptiva bajo lluvia : 15 kV

- Línea de fuga : 47,6 mm (1 7/8”)

· Para cumplir con el CNE y línea de fuga mínima, se requiere:

- Por criterio de Tensión disruptiva en seco: 3 aisladores (72 kV/30 kV)

- Por criterio de Tensión disruptiva bajo lluvia : 3 aisladores (36 kV/15 kV)

- Por criterio de Línea de fuga : 10 aisladores (480 mm/47,6 mm)


6.3 PRESCRIPCIONES DE LAS NORMAS DE HYDRO QUEBEC

· Esta norma prescribe el uso de aisladores de retenidas en los siguientes casos:

- Cuando no se pueda obtener una separación mínima de 460 mm (en 24,9 kV) o 600 mm ( en 34 kV) entre la retenida y la línea de media tensión.

- En todos los casos donde haya riesgo que la retenida de la línea de media tensión entre en contacto con los conductores.

- Cuando se instale un aislador de retenida debe respetarse una separación mínima de 150 mm entre este aislador y cualquier conductor bajo tensión.

· La norma de HIDRO QUÉBEC establece que la contribución de las retenidas a la calidad de las puestas a tierra es muy importante,

por lo que el uso de aisladores de retenidas debe analizarse con mucho cuidado.

ACCESSOIRES DES HAUBANAGES

1 Ferrure de haubanage, double boulonnage à 100 mm, 93 kN (en écoulement)

Ferrure de haubanage, double boulonnage à 150 mm, 155 kN

1025364

1087821

2 Boulon mécanique à tête carrée 34 po -

3 Tige isolante, 93 kN (en écoulement)

Tige isolante, 125 kN

1028887

1087820

3 Fibre de verre, une extrémité à chape et l’autre à cosse, longueur 3,05 mètres, capacité de 93 kN (en écoulement)

240-3325 1028887

3 Fibre de verre, une extrémité à chape et l’autre à cosse, longueur 3,05 mètres, capacité de 125 kN

1087820


6.4 USO DE AISLADORES DE RETENIDA SEGÚN HIDRO QUEBEC

CAPÍTULO VII-VIII

7. EFECTOS DE LA CONTAMINACIÓN SOBRE LOS AISLADORES

MECANISMO DE FLAMEO POR CONTAMINACION

7. EFECTOS DE LA CONTAMINACIÓN SOBRE LOS AISLADORES

MECANISMO DE FLAMEO POR CONTAMINACION

8.1 TIPOS DE MOVIMIENTOS OSCILATORIOS

Vibraciones eólicas de alta frecuencia y baja amplitud (aeolian vibration); conocida también como vibración de KARMAN.

Oscilaciones de baja frecuencia y gran amplitud; conocida también como galope de conductores (galloping o gallop).

Oscilación de conductores fasciculados (Weak-induced oscillation)

8. MOVIMIENTOS OSCILATORIOS EN LOS CONDUCTORES POR ACCIÓN DEL VIENTO

FUENTE: TRANSMISSION LINE REFERENCE BOOK WIND-INDUCED CONDUCTOR MOTION - EPRI


8.3 DESCRIPCION DE LOS TIPOS DE MOVIMIENTOS OSCILATORIOS

8.3.1 Vibraciones eólicas de alta frecuencia y baja amplitud

· Las vibraciones eólicas son las causantes de la mayor parte de las fallas de conductores.

· La principal causa de vibración de los conductores son los vórtices que se forman, alternadamente, entre las partes superior e inferior, en el lado de sotavento de los conductores.

R40<R15 WAKE INSTABILITY AND VORTEX SHEDDING




· Las vibraciones eólicas pueden producirse en cualquier línea de energía eléctrica; pero, es más probable que ocurran en terreno abierto con pocos obstáculos, donde el flujo de aire sea laminar.

· Hasta cierto punto, todos los conductores cableados tienen una capacidad para amortiguar las vibraciones eólicas, como

consecuencia de la fricción entre los alambres.

· Cuanto mayor es el número de alambres de un conductor, mayor es su capacidad de autoamortiguamiento. Si la amplitud y la frecuencia de las vibraciones eólicas son suficientemente grandes, se producirán concentraciones de esfuerzos en los alambres, y consecuentemente daños mecánicos (erosión) o fatiga.




La fatiga de los conductores se produce en los puntos donde se restringe su movimiento en el plano vertical, tal como sucede en las grapas de suspensión y anclaje o en los amarres de los aisladores tipo pin.

Uno de los factores importantes en la producción de vibraciones eólicas es la tensión mecánica del conductor. Tensiones EDS finales iguales o menores al 18% UTS, según normas internacionales, producen menores problemas por vibraciones.




El incremento de la tensión mecánica del conductor origina la disminución de la capacidad de autoamortiguamiento, por lo que debe recurrirse a la utilización de los dispositivos de amortiguación de vibraciones.

En electrificación Rural en el Perú, se utilizan mayormente conductores de aleación de aluminio de 7 alambres, con poca capacidad de autoamortiguamiento. Por lo tanto, aún con

esfuerzos EDS finales de 16-17 %UTS se requiere el uso de amortiguadores para vanos mayores a 200 m.



8.3.2 Oscilaciones de baja frecuencia y gran amplitud


8.3 DESCRIPCION DE LOS TIPOS DE MOVIMIENTOS OSCILATORIOS 8.3.3 Oscilación de conductores

fasciculados

FUENTE: TRANSMISSION LINE REFERENCE BOOK WIND -INDUCED CONDUCTOR MOTION - EPRI


MUCHAS GRACIAS ...

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CURSO ELECTRIFICACIÓN RURAL 24 -27 MAYO