MATERIALES DE instalación permanente para líneasdetransmisiónsubterráneas Dirección de Proyectos de Inversión Financiada Subdirección de Proyectos y Construcción Coordinación de Proyectos de Transmisión y Transformación MATERIALES DE instalación permanente para líneasdetransmisiónsubterráneas www.cfe.gob.mx 26606 PORT RUSTICA III.indd 1 12/12/14 2:54 PM 26606 introduccion_E vol III.indd 1 9/26/14 12:44 PM materiales de instalación permanente para líneasdetransmisiónsubterráneas Dirección de Proyectos de Inversión Financiada Subdirección de Proyectos y Construcción Coordinación de Proyectos de Transmisión y Transformación 26606 introduccion_E vol III.indd 1 9/26/14 12:44 PM Comisión Federal de Electricidad Subdirección de Proyectos y Construcción Coordinación de Proyectos de Transmisión y Transformación México Primera edición, 2014 D.R. © Comisión Federal de Electricidad, Paseo de la Reforma 164, Col. Juárez, Del. Cuauhtémoc C.P. 06600, México, D.F. Elaboró: Ing. Saulo Humberto Hernández Mata Jefe de Proyectos de LTs Subterráneas Coordinación de Proyectos de Transmisión y Transformación. Subdirección de Proyectos y Construcción, Comisión Federal de Electricidad. G 2 M.C. Jorge Martínez Guillen Ingeniero de Proyectos de LTs Subterráneas Coordinación de Proyectos de Transmisión y Transformación. Subdirección de Proyectos y Construcción, Comisión Federal de Electricidad. Revisó: Ing. Claudio Aibar Sánchez Jefe del Departamento de Diseño de Líneas de Transmisión. Coordinación de Proyectos de Transmisión y Transformación. Subdirección de Proyectos y Construcción, Comisión Federal de Electricidad. Verificó: Ing. Hugo Hasael Cruz Alavez Subgerente de Diseño de Subestaciones y Líneas de Transmisión. Coordinación de Proyectos de Transmisión y Transformación. Subdirección de Proyectos y Construcción, Comisión Federal de Electricidad. Validó: M.I. Federico G. Ibarra Romo Gerente Técnico de Proyectos de Transmisión y Transformación. Coordinación de Proyectos de Transmisión y Transformación. Subdirección de Proyectos y Construcción, Comisión Federal de Electricidad. Diseño y cuidado editorial: Continuará... Dirección de arte Janine L. Arroyo Fonseca Diseño Mariana Sasso Rojas Edición Michelle Arroyo Fonseca / Lucía González Gallardo Arte digital de portada e Infografías Luis Flores Espinosa Fotografias de portada Jesús Díaz Impreso en México Impreso por Materiales de instalación permanentes para Líneas de Transmisión Subterráneas. Todos los derechos reservados. Queda prohibida la reproducción (electrónica, fotoquímica, mecánica, óptica, de grabación, de fotocopia o cualquier otro), distribución, comunicación pública y transformación total o parcial de ésta publicación -incluido el diseño de la portada- sin la previa autorización por escrito de la Comisión Federal de Electricidad y los titulares de los derechos. Certificado del Registro Público del Derecho de Autor expedido por la Secretaría de Educación Pública Núm. 03-2014-031412373000-01. GENERALIDADES 26606 introduccion_E vol III.indd 2 9/26/14 12:44 PM Agradecemos al personal de la Gerencia de Transmisión y Distribución, División de Sistemas Eléctricos del Instituto de Investigaciones Eléctricas por su colaboración para la integración de este material. G 3 MATERIALES DE INSTALACIÓN PERMANENTE PARA LÍNEAS DE TRANSMISIÓN SUBTERRÁNEAS 26606 introduccion_E vol III.indd 3 9/26/14 12:44 PM Índice DIRECTORIO INTRODUCCIÓN ACRÓNIMOS DEFINICIONES REGLAS 8 9 10 11 14 1. CABLES DE POTENCIA 16 1.1 Introducción 18 1.2 Definición y clasificación 18 1.3 Partes constitutivas 18 - Núcleo conductor (core) 19 · Materiales 19 · Forma del empaquetado 21 · Dimensiones 23 - Capa semiconductora sobre el conductor (conductor shield) 24 - Aislamiento 25 · Rigidez dieléctrica del aislamiento 25 · Constante dieléctrica del aislamiento 26 · Resistencia del aislamiento 27 · Factor de potencia del aislamiento 28 · Pérdidas dieléctricas 28 - Capa semiconductora sobre el aislamiento (insulation shield) 29 - Pantalla metálica (metallic shield) 30 - Barrera radial contra penetración de agua (sheaths) 31 - Cubierta protectora externa (jacket) 31 - Armadura 34 G 4 1.4 Cables de potencia con aislamiento extruido 35 - Ventajas y desventajas de EPR, PE y XLPE 36 - Proceso para la extrusión de cables 39 1.5 Pruebas a los cables de potencia 40 1.6 Normatividad 42 1.7 Cables de potencia con aislamiento de papel 42 - Papel impregnado 43 - Papel laminado de polipropileno (PLP) 43 1.8 Cables de potencia tipo tubo, cables llenados con fluidos a alta presión (pipe type - HPFF) 44 - Instalación - Compuestos impregnantes - Aspectos relevantes 45 46 46 1.9 Cables de potencia autocontenidos con fluidos (self contained fluid filled - SCFF) 47 1.10 Cables para aplicaciones especiales 49 - Cables superconductores 49 · Aspectos sobresalientes 49 · Bajas pérdidas 50 · Materiales superconductores 51 · Tecnologías 51 · Capa superconductora 53 · Manufactura de cintas HTS 53 · Estabilizador o molde del superconductor 53 · Aislamientos 53 · Pantalla conductora 53 · Camisas criogénicas 54 · Sistema de enfriamiento criogénico 54 · Accesorios 54 · Implicaciones 55 · Ventajas ambientales 55 · Distribución de energía eléctrica de gran potencia 56 - Cables submarinos 56 · Materiales utilizados 56 · Tipos de cables submarinos según tipo de aislamiento 58 · Componentes principales 59 · Instalación 60 · Tipos de cables submarinos según cantidad de cables de energía 61 Referencias 62 2. EMPALMES 66 2.1 Introducción 69 2.2 Empalmes para cable de potencia 69 2.3 Características - Diseño eléctrico - Diseño mecánico - Diseño térmico 69 70 70 70 GENERALIDADES 26606 introduccion_E vol III.indd 4 9/26/14 12:44 PM 2.4 Elementos constitutivos de los empalmes 71 2.5 Clasificación 73 - Empalmes continuos sin interrupción de pantalla metálica 73 · Encintados 73 · Prefabricados 74 · Moldeados 77 · Termocontráctiles 78 · Empalmes espalda con espalda 79 · Empalmes de transición 80 · Empalmes en “Y” o para derivación 81 - Empalmes con interrupción de pantallas metálicas 82 - Empalmes para cables de potencia tipo tubo (pipe type - HPFF) 82 - Empalmes para cables de potencia autocontenidos con fluidos (self contained fluid filled - SCFF) 83 2.6 Consideraciones para la selección del empalme 83 - Compatibilidad con el cable de potencia 83 - Compatibilidad con el sistema eléctrico 85 - Costos de los empalmes 86 2.7 Proceso de montaje de empalme 86 - Preparación del cable de potencia 86 - Conexión del núcleo del cable de potencia 87 - Reconstrucción del aislamiento 88 - Reconstrucción de las pantallas semiconductoras y metálicas 88 - Reconstrucción de la cubierta exterior protectora 88 2.8 Recomendaciones para ejecutar el proceso de instalación de los empalmes 88 - Recomendaciones durante el proceso de instalación de los empalmes 89 2.9 Configuraciones típicas de instalación de empalmes 89 2.10 Pruebas a los empalmes - Pruebas en fábrica Resumen y referencias 91 91 93 3. TERMINALES DE TRANSICIÓN 96 3.1 Control de campo eléctrico 98 3.2 Métodos de confinamiento de campo eléctrico en terminales 100 - Control de campo geométrico-capacitivo 100 - Control de campo capacitivo 101 - Control de campo resistivo 101 3.3 Principales componentes de las terminales 102 - Aislamientos 102 - Conector 102 - Tapa metálica y anillo equipotencial 103 - Base 103 3.4 Clasificación general de las terminales 104 - Terminales exteriores 104 - Terminales interiores encapsuladas 108 - Terminales interiores sumergidas en aceite 111 3.5 Diseño de terminales - Diseño eléctrico - Diseño mecánico - Diseño térmico - Pruebas a las terminales G 5 111 111 111 112 112 3.6 Instalación y montaje de una terminal para cable de potencia 115 - Preparación del cable de potencia 115 - Instalación del soporte y base metálica 117 - Colocación del elemento de control de campo eléctrico 117 - Fijación y ensamble final de componentes 117 Resumen y referencias 118 4. APARTARRAYOS 120 4.1 Introducción 122 4.2 Sobretensiones eléctricas - Sobretensiones temporales - Sobretensiones de frente lento - Sobretensiones de frente rápido - Sobretensiones de frente muy rápido 123 123 123 123 123 MATERIALES DE INSTALACIÓN PERMANENTE PARA LÍNEAS DE TRANSMISIÓN SUBTERRÁNEAS 26606 introduccion_E vol III.indd 5 9/26/14 12:44 PM Índice G 6 4.3 Selección de apartarrayos - Relación de protección 123 124 4.4 Tipos de apartarrayos - Apartarrayos de carburo de silicio - Apartarrayos de óxido de metal 124 125 125 4.5 Normatividad 129 4.6 Pruebas a los apartarrayos - Pruebas tipo - Pruebas de rutina - Pruebas de aceptación 129 129 129 129 4.7 Ejemplo de aplicación 130 Resumen y referencias 132 6. ESTRUCTURAS DE TRANSICIÓN 6.1 Introducción 154 6.2 Tipos de estructuras de transición 154 - Torres autosoportadas y postes troncocónicos 154 · Poste troncocónico con cables instalados en el interior 155 · Poste troncocónico con cables instalados en su exterior 155 - Estructuras de soporte tipo pedestal 155 6.3 Consideraciones para el diseño de estructuras de transición 156 Resumen y referencias 5. HERRAJES DE SUJECIÓN Y ACCESORIOS 134 152 157 7. CABLE DIELÉCTRICO CON FIBRAS ÓPTICAS INTEGRADAS 158 5.1 Introducción 136 7.1 Introducción 5.2 Clasificación 138 7.2 Partes principales de cables dieléctricos con fibras ópticas integradas 160 5.3 Consideraciones en la selección de herrajes de sujeción y accesorios en un proyecto 138 5.4 Ménsulas o soportes, correderas y marcos fijos - Ménsulas o soportes - Correderas - Marcos fijos 139 142 143 143 5.5 Abrazaderas (clemas o bridas) 144 5.6 Cinchos o cinturones 147 5.7 Separadores en cables de potencia 148 5.8 Bastidores de soporte para empalmes 148 5.9 Disipadores de energía para empalmes 148 5.10 Pruebas a los herrajes de sujeción 149 Resumen y referencias 150 160 7.3 Características de los cables dieléctricos con fibras ópticas integradas 161 7.4 Tipos de cables dieléctricos con fibras ópticas integradas 162 7.5 Empalmes y cajas de empalme - Empalmes - Cajas de empalme 162 162 163 7.6 Hoja de datos técnicos del cable dieléctrico con fibras ópticas 164 7.7 Ingeniería de distribución del cable dieléctrico con fibras ópticas integradas 164 7.8 Normatividad para cables dieléctricos con fibras ópticas 165 7.9 Pruebas aplicables a los cables dieléctricos con fibras ópticas 165 GENERALIDADES 26606 introduccion_E vol III.indd 6 9/26/14 12:44 PM Resumen y referencias 167 E. INDICE DE FIGURAS F. INDICE DE TABLAS 170 174 G 7 MATERIALES DE INSTALACIÓN PERMANENTE PARA LÍNEAS DE TRANSMISIÓN SUBTERRÁNEAS 26606 introduccion_E vol III.indd 7 9/26/14 12:44 PM COMISIÓN FEDERAL DE ELECTRICIDAD DIRECTORIO G 8 Dr. Enrique Ochoa Reza Director General Ing. Benjamín Granados Domínguez Director de Proyectos de Inversión Financiada Dr. Humberto Marengo Mogollón Subdirector de Proyectos y Construcción Ing. César Fernando Fuentes Estrada Coordinador de Proyectos de Transmisión y Transformación Ing. Federico Guillermo Ibarra Romo Gerente Técnico de Proyectos de Transmisión y Transformación Ing. Hugo Hasael Cruz Alavez Subgerente de Diseño de Subestaciones y Líneas de Transmisión Ing. Claudio Aibar Sánchez Jefe de Departamento de Diseño de Líneas de Transmisión GENERALIDADES 26606 introduccion_E vol III.indd 8 9/26/14 12:44 PM Introducción La investigación y los avances tecnológicos en las áreas de ingeniera han traído consigo el auge y desarrollo de los sistemas eléctricos de potencia, impulsando la innovación de mejores y eficientes diseños de materiales empleados en la fabricación de todos y cada uno de los componentes que conforman una línea de transmisión subterránea de alto y extra alto voltaje, propiciando además, mayores grados de exigencia en los procesos de fabricación, dando pie a rigurosos procedimientos de ensayos térmicos, mecánicos y eléctricos que aseguren la confiabilidad a lo largo de su vida bajo las diferentes condiciones de operación a los que se verán sometidos. Además, se ha generado un entorno de profesionalización con mayor grado de especialización del capital humano involucrado en la instalación y operación de las líneas de transmisión subterráneas, asegurando una alta confiabilidad, seguridad y una excelente calidad en la materia. Los equipos y materiales de instalación permanente que se emplean en las líneas de transmisión subterráneas han experimentado una diversidad de modificaciones a través del tiempo, incrementando su capacidad de respuesta a los diversos y complejos escenarios de trabajo. Por tanto, los materiales empleados en las líneas de transmisión subterráneas son piezas fundamentales en el buen desempeño integral de las instalaciones, las cuales deben ser diseñadas, fabricadas, probadas, instaladas y mantenidas con los más altos estándares y exigencias técnicas de operatividad. Es por ello, que este tomo literario de Materiales de Instalación Permanente para Líneas de Transmisión Subterráneas representa una valiosa herramienta técnica que sirva de soporte para el desarrollo de los proyectos de transmisión subterránea de energía eléctrica. Este documento tiene un vínculo directo con el Manual para Diseño Electromecánico de Líneas de Transmisión Subterráneas, siendo un instrumento necesario y adicional para el desarrollo de la ingeniería electromecánica de proyectos de líneas de transmisión subterráneas. Por tanto, aquí se trataran aspectos relevantes del diseño, funcionamiento y operación de los diferentes materiales, características y componentes principales, tipos, pruebas y normatividad aplicable a cada uno de ellos; lo cual ayudará a los lectores en la toma de decisiones para la selección de los siguientes equipos y materiales: • Cables de potencia • Empalmes • Terminales de transición • Apartarrayos • Herrajes de sujeción y accesorios • Estructuras de transición • Cable dieléctrico con fibras ópticas integradas G 9 MATERIALES DE INSTALACIÓN PERMANENTE PARA LÍNEAS DE TRANSMISIÓN SUBTERRÁNEAS 26606 introduccion_E vol III.indd 9 9/26/14 12:44 PM Acrónimos ANSI American National Standards Institute. ASTM American Society for Testing and Materials. CDFO Cable Dieléctrico con Fibras Ópticas. CFE Comisión Federal de Electricidad. CGFO Cable de Guarda con Fibras Ópticas. CNA Comisión Nacional del Agua. CPTT Coordinación de Proyectos de Transmisión y Transformación. ECC Conductor de continuidad de tierra (Earth Continuity Conductor) para las pantallas metálicas de los cables de potencia. EMA Entidad Mexicana de Acreditamiento. EPDM Etileno Propileno Dieno Monomer. EPRI Electric Power Research Institute. ETO Equipo Terminal Óptico. GIS Gas Insulated Switchgear. GPS Sistema de posicionamiento global, por sus siglas en inglés Global Positioning System. HDD Perforación horizontal dirigida, por sus siglas en inglés Horizontal Directional Drilling. HPFF High pressure full fluid. HPFG High pressure full gas. Hz Hertz. IEC International Electrotechnical Commission. IEEE Institute of Electrical and Electronics Engineers. ISO International Organization for Standardization. kA Kiloamperes. kV Kilovoltios. mA Miliamperes. MPT Maquina perforadora de túneles. NAF Nivel de aguas freáticas. NMX Norma Mexicana. NOM Norma Oficial Mexicana. NPT Nivel de Piso Terminado. NTC Nivel tope de concreto. NTN Nivel de Terreno Natural. PEAD Polietileno de alta densidad. Pf Profundidad mínima. PI Punto de inflexión. RD Relación de Dimensiones. RPT (GPR) Radar de penetración terrestre, GPR por sus siglas en inglés Ground Penetrating Radar. SACPASI Sistema de Administración de Calidad, Protección Ambiental y Seguridad Industrial (CFE-CPTT). SBT Transformadores para Puesta a Tierra de las Pantallas Metálicas. SCFF Self Contained Fluid Filled. STCP Sistema Trifásico de Cable de Potencia. SCT Secretaría de Comunicaciones y Transportes. SPT Ensayo normal de penetración (por sus siglas en inglés Standard Penetration Test). SVL Dispositivos Limitadores de Tensión. T3-S3 Tractor de tres ejes con Semi-remolque de tres ejes. UTM Sistema de coordenadas Universal Transversal de Mercator. G 10 GENERALIDADES 26606 introduccion_E vol III.indd 10 9/26/14 12:44 PM Definiciones Ampacidad Capacidad de transmisión de corriente eléctrica, expresada en Amperes. Banco de ductos Es la canalización formada por dos o más ductos que proporcionan alojamiento y protección a los cables de potencia que componen la Línea de Transmisión subterránea. Bentonita Arcilla coloidal que se usa en la industria como emulsionante y detersivo (lubricante para suavizar el rozamiento de la máquina con el terreno). Cable conductor Componente de un sistema, capaz de permitir el paso de la corriente eléctrica cuando es sometido a una diferencia de potencial. Cable de potencia Cable constituido principalmente por un núcleo conductor, capa de material aislante, envolturas metálicas y una cubierta exterior para su protección, cuyos diseños particulares dependen de la tensión eléctrica de operación y de su aplicación; su función es la misma que la de un cable conductor. También denominados cables subterráneos o cables de energía. Cables Cables conductores cuyo núcleo conductor es constituido de materiales que prácsuperconductores ticamente no ofrecen resistencia eléctrica al paso de la corriente. Cables crioresistivos Cables enfriados con nitrógeno. Comisión Comisión Federal de Electricidad. Cono de alivio Elemento de control de campo eléctrico. G 11 Corredera Elemento estructural que da la función de base para instalar un elemento de soporte. Deflexión Es el ángulo de cambio de dirección en la trayectoria de la Línea de Transmisión. Detritus Material obtenido de la excavación. Efecto Joule Es el efecto o fenómeno que ocurre si en un cable conductor circula corriente eléctrica, parte de la energía cinética de los electrones se transforma en calor debido a los choques que sufren con los átomos del material conductor por el que circulan, elevando la temperatura del mismo. Electrodo de tierra Cuerpo conductor o conjunto de elementos conductores agrupados y en contacto directo con el suelo y destinados a establecer una conexión con el mismo. Empalme Conjunto de elementos que establecen la continuidad eléctrica entre tramos de cables de potencia, teniendo al menos el mismo desempeño eléctrico y mecánico que los cables que une. Entronque Se refiere al punto de conexión entre dos Líneas de Transmisión. Epoxi Resina epoxi o poliepóxido, polímero con características térmicas estables, utilizada en la fabricación de materiales aislantes para equipo eléctrico. Equipo eléctrico Conjunto de elementos que forman parte de las instalaciones eléctricas, destinados a los procesos de generación, transmisión, transformación y distribución de energía eléctrica. Equipo de Línea Se refiere a todos los equipos de subestación localizados entre la estructura de remate y el marco de la Línea de Transmisión. Esfuerzos de Esfuerzos mecánicos ejercidos por las paredes de los ductos o por los dispositivos compresión u accesorios durante el proceso de instalación de los cables de potencia, también conocidos como presiones laterales. Eslinga Elemento de carga, izaje o jalado con muy diversas aplicaciones. MATERIALES DE INSTALACIÓN PERMANENTE PARA LÍNEAS DE TRANSMISIÓN SUBTERRÁNEAS 26606 introduccion_E vol III.indd 11 9/26/14 12:44 PM Definiciones Estado estable Se refiere a condiciones normales de operación del sistema eléctrico, sin considerar la presencia de condiciones transitorias. Estructura Estructura autosoportada instalada en el punto de la transición aéreo-subterránea de transición donde los cables de potencia son soportados mecánicamente con sus accesorios y sus sistemas de protección y aislados eléctricamente a la misma. Estructura enterrada Denominación genérica a las estructuras construidas de forma subterránea o enterrada y que alojan y conforman el sistema de cables de potencia, es decir: cimentaciones de terminales y apartarrayos, bancos de ductos, registros, fosas, pozos de sistema de tierras y de empalme CDFO; galerías, cárcamos de bombeo, trincheras y obras asociadas a todas las anteriores. Fleje Tira o cinturón para asegurar entre si cables de potencia, elementos estructurales o elementos de diferentes índoles. Fosas Estructura subterránea sin acceso a personal, ligada al banco de ductos en la cual: se alojan empalmes del cable de potencia (fosa para empalme); se realizan los cambios de tipo de banco de ductos, de tubos lisos a corrugados o viceversa (fosa para conmutación de tipo de tubería); se realizan las transiciones aéreasubterrá­nea para los accesos de los cables de potencia a las estructuras para transición (fosa para transición) y se realiza la sujeción del cable de potencia al piso para evitar su deslizamiento en terrenos con pendiente prolongada (fosa para anclaje). G 12 Galería Estructura enterrada completamente cerrada, que en su interior aloja los sistemas de cables de potencia, que componen la Línea de Transmisión subterránea. Hincado Acción de meter o introducir un objeto a presión. Levantamiento Es el conjunto de operaciones y medios puestos en práctica para determinar las topográfico posiciones de puntos del terreno y su representación en un plano. Línea de Transmisión Instalación eléctrica cuya función consiste en la transmisión de energía elécsubterránea trica a una distancia determinada. Constituida principalmente por cables de potencia instalados en el subsuelo. También denominada: Sistema subterráneo de transmisión. Lumbreras Abertura en un techo o en la parte alta de una pared. Marco rígido Elemento estructural que conforma en una sola pieza base y ménsula, con capacidad de soportar o sostener algo. Material compuesto Materiales que se forman por la unión de dos materiales para conseguir la combinación de propiedades que no es posible obtener en los materiales originales, por ejemplo, resina y fibra de vidrio o silicón y metal, utilizados en la fabricación de aislamientos y materiales eléctricos para empalmes y terminales. Ménsula Elemento estructural, inserto en una base o en pared que sirve para recibir o sostener algo. Neopreno® Marca comercial de Dupont que corresponde al material denominado Policloropreno. Caucho sintético resistente a los químicos, a la flexión y torsión y a los rayos ultravioletas. Oleoducto Tubería que transporta en su interior materiales combustibles de un lugar a otro. Perdidas por histéresis Pérdidas eléctricas debidas a la saturación magnética de los materiales férreos. Pozo para caja de Estructura subterránea que sirve para alojar equipo para el empalme del cable empalme para CDFO de comunicaciones con fibras ópticas integradas (CDFO). Pozo para sistema Estructura subterránea que sirve para alojar equipo para la conexión del sistema de tierras de puesta a tierra de las pantallas metálicas de los cables de potencia. GENERALIDADES 26606 introduccion_E vol III.indd 12 9/26/14 12:44 PM Definiciones Registros Estructura subterránea (con acceso a personal), ligada al banco de ductos en la cual: se alojan los empalmes del cable de potencia (registro para empalme); se realizan los cambios de dirección de la trayectoria de la Línea de Transmisión (registro de deflexión); y se realizan las transiciones aérea-subterránea o SF6 subterráneo (registro de transición). Relación de Es la relación que existe entre el diámetro exterior y el espesor de la pared de un Dimensiones (RD) tubo, aplicable sólo a tubos lisos. También conocido como Radio Dimensional. Rellenos térmicos Material con baja resistividad térmica. Serpenteo Forma sinusoidal (catenaria con flecha) que se le da a los cables de potencia entre soportes-abrazaderas en una galería, tiro vertical, trinchera o túnel, en idioma inglés se designa “snaking”. Sistema de Compuesto por cables de potencia con sus empalmes y terminales compleCables de Potencia tamente instalados, incluyendo los componentes empleados para restringir y limitar los efectos termomecánicos del sistema. Sistema de soporte Se refiere a los sistemas de soporte instalados en galerías, donde se utilizan abraflexible para el cable zaderas y flejes, con espaciamientos calculados, para sujetar el cable de potencia de potencia que es colocado en forma sinusoidal. Soporteria Elementos estructurales para el soporte de cables de potencia. Suelo Tipo I Suelo que por sus características de dureza puede ser excavado con pala de mano o herramienta similar. Suelo Tipo II Suelo que por sus características de dureza requiere para su excavación la utilización de pico y pala. G 13 Suelo Tipo IIA Suelo que contenga boleos o que por sus características de dureza requiera para su excavación la utilización de barretas y/o rompedoras. Suelo Tipo III Material que para su excavación requiera la utilización de explosivos. Tanδ Factor de pérdidas en los materiales eléctricos aislantes, debido al ángulo de defasamiento que existe entre la corriente y la tensión eléctrica. Terminal Conjunto de elementos empleados para la conexión eléctrica entre un cable de potencia y otro equipo eléctrico, que tiene la función de distribuir los esfuerzos dieléctricos del aislamiento en el extremo del cable de potencia. Tramo de instalación Se refiere a cada una de las secciones en que se divide la longitud total de la trayectoria de la Línea de Transmisión para fines de instalación del cable de potencia. Transferencia de calor Se refiere a la transmisión de calor o energía calorífica de un cuerpo a otro por por convección medio de un fluido. Transferencia de calor Se refiere a la transmisión de calor o energía calorífica de un cuerpo caliente a otro, por radiación dependiendo de la temperatura del cuerpo emisor y la distancia entre cuerpos. Transición Punto de la Línea de Transmisión en donde ocurre el cambio de un sistema aéreo aérea-subterránea (cable conductor desnudo) a uno subterráneo (cable de potencia) o viceversa. Transición Punto de la Línea de Transmisión en donde ocurre el cambio de un sistema aisSF6 - subterránea lado en gas SF6 a uno subterráneo (cable de potencia) o viceversa. Trayectoria Eje geométrico del proyecto de Línea de Trasmisión definido por los puntos de salida, de inflexión intermedios y de llegada. Trinchera Estructura enterrada con tapas superiores removibles que en su interior aloja los sistemas de cables de potencia, que componen la Línea de Transmisión subterránea. Uso mecánico Es la conjunción de los tres parámetros: Deflexión / claro medio horizontal / de la estructura claro vertical. MATERIALES DE INSTALACIÓN PERMANENTE PARA LÍNEAS DE TRANSMISIÓN SUBTERRÁNEAS 26606 introduccion_E vol III.indd 13 9/26/14 12:44 PM Reglas COMISIÓN FEDERAL DE ELECTRICIDAD Las reglas que corresponden a la CFE son: IDENTIFICACIÓN DESCRIPCIÓN CFE 00J00-52 Red de Puesta a Tierra para Estructuras de Líneas de Transmisión Aéreas de 69 kV a 400 kV en Construcción. CFE 2DI00-37 Tapa y Marco 84A de Hierro Fundido o de Hierro Dúctil para Arroyo. CFE 56100-16 Electrodos para tierra. CFE C0000-42 Sistema de Anclaje en Roca y/o Suelo para Estructuras de Líneas de Transmisión y Subestaciones. CFE C0000-43 Estudios Geotécnicos para Estructuras de Líneas de Transmisión. CFE E0000-32 Alambre y cable de cobre semiduro desnudo. G 14 Las reglas que corresponden a las Normas de Referencia son: IDENTIFICACIÓN DESCRIPCIÓN NRF-003-CFE Apartarrayos de óxidos metálicos para subestaciones. NRF-011-CFE Sistema de tierra para plantas y subestaciones eléctricas. NRF-042-CFE Señalización de líneas de transmisión aéreas y subterráneas (cables de potencia), para inspección aérea, tráfico aéreo, marítimo y terrestre. NRF-057-CFE Tubos de polietileno de alta densidad para sistemas de cableado subterráneo. Las reglas que corresponden a la CPTT: IDENTIFICACIÓN DESCRIPCIÓN CFE DCDLTS01 Diseño de líneas de transmisión subterráneas. CPTT-DSS-001/05 Especificación para levantamientos topográficos de líneas de transmisión. NORMA OFICIAL MÉXICANA Las reglas que corresponden a la Norma Oficial Mexicana son: IDENTIFICACIÓN DESCRIPCIÓN NOM-001-SEDE-2012 Instalaciones eléctricas (utilización). NOM-008-SCFI-2002 Sistema General de Unidades de Medida. Las reglas que corresponden a ISO: IDENTIFICACIÓN DESCRIPCIÓN ISO 14689-1 Geotechnical investigation and testing – Identification and classification of rock – Part 1: Identification and description. GENERALIDADES 26606 introduccion_E vol III.indd 14 9/26/14 12:44 PM Reglas Las reglas que corresponden al IEEE: IDENTIFICACIÓN DESCRIPCIÓN IEEE STD 575 IEEE Guide for the Application of Sheath-Bonding Methods for Single-Conductor Cables and the Calculation of Induced Voltages and Currents in Cable Sheaths. IEEE STD 835 Standard Power Cable Ampacity Tables. IEEE STD 442 IEEE Guide for soil thermal resistivity measurements. IEEE STD 422 Guide for the Design and Installation of Cable Systems in Power Generating Stations IEEE STD 80 IEEE Guide for Safety in AC Substation Grounding. IEEE STD 837 IEEE Standard for Qualifying Permanent Connections Used in Substation Grounding. Las reglas que corresponden al CIGRE: IDENTIFICACIÓN DESCRIPCIÓN CIGRE TB 194 Construction, laying and installation techniques for extruded and self-contained fluid filled cable systems. CIGRE Electra No. 28 The design of specially bonded cable systems. G 15 CIGRE Electra No. 128 Guide to the protection of specially bonded cable systems against sheath overvoltages. Las reglas que corresponden al IEC: IDENTIFICACIÓN DESCRIPCIÓN IEC 60287 Electric cables - Calculation of the current rating. IEC 60840 Power cables with extruded insulation and their accessories for rated voltages above 30 kV (Um = 36 kV) up to 150 kV (Um = 170 kV) - Test methods and requirements. IEC 60183 Guide to the selection of high-voltage cables. IEC 60228 Conductors of insulated cables. IEC 61914 Cable cleats for electrical installations. IEC 62067 Power cables with extruded insulation and their accessories for rated voltages above 150 kV (Um = 170 kV) up to 500 kV (Um = 550 kV) - Test methods and requirements. MATERIALES DE INSTALACIÓN PERMANENTE PARA LÍNEAS DE TRANSMISIÓN SUBTERRÁNEAS 26606 introduccion_E vol III.indd 15 9/26/14 12:44 PM 1 16 capítulo 1. Cables de potencia 26606 cap 1E vol lll.indd 16 9/25/14 4:56 PM 1. Cables de potencia Este capítulo describe la función y elementos que componen un cable de potencia para el diseño y construcción de líneas de transmisión subterráneas. También detalla los diferentes materiales empleados en la fabricación de cables de potencia, los métodos de manufactura y la normativa aplicable. Finalmente especifica los diferentes tipos de cables de potencia que existen y sus aplicaciones especiales, como es el caso de los cables superconductores y submarinos. 1.1 Introducción p.18 1.6 Normatividad p.42 1.2 Definición y clasificación p.18 1.7 Cables de potencia con aislamiento de papel p.42 1.3 Partes constitutivas p.18 - Núcleo conductor (core) - Capa semiconductora sobre el conductor (conductor shield) - Aislamiento - Capa semiconductora sobre el aislamiento (insulation shield) - Pantalla metálica (metallic shield) - Barrera radial contra penetración de agua (sheaths) - Cubierta protectora externa (jacket) - Armadura 1.4 Cables de potencia con aislamiento extruido p.35 - Ventajas y desventajas de EPR, PE y XLPE - Proceso para la extrusión de cables 1.5 Pruebas a los cables de potencia p.40 1 17 - Papel impregnado - Papel laminado de polipropileno (PLP) 1.8 Cables de potencia tipo tubo, cables llenados con fluidos a alta presión p.44 - Instalación - Compuestos impregnantes - Aspectos relevantes 1.9 Cables de potencia autocontenidos con fluidos p.47 1.10 Cables para aplicaciones especiales p.49 - Cables superconductores - Cables submarinos Referencias p.62 materiales de instalación permanente para líneas de transmisión subterráneas 26606 cap 1E vol lll.indd 17 9/25/14 4:56 PM Figura 1.1 Cable de potencia con aislamiento extruido para alta tensión [40], [28]. Figura 1.1 Introducción La principal característica que diferencia los cables de potencia de los cables desnudos para líneas de transmisión aéreas, es que los cables de potencia incluyen un material aislante, mientras que los cables desnudos utilizan como medio aislante el aire. Los cables de potencia constituyen el principal elemento de una línea de transmisión subterránea de ahí la importancia que representan en el proyecto. Dependiendo del diseño, instalación, operación y mantenimiento que tenga el cable de potencia, garantizará el óptimo funcionamiento del sistema eléctrico asociado. Con el paso de los años, los diseños de los cables han mejorado, aunado a los avances tecnológicos de los materiales y los procesos de fabricación, han permitido: • Optimización de los diseños de los cables de potencia empleando menores recursos materiales y de mano de obra • Mayor confiabilidad en su desempeño • Menores costos de fabricación • Incremento en su capacidad de operación y funcionamiento 1 18 Algunos aspectos sobresalientes de las líneas de transmisión subterráneas con respecto a las líneas de transmisión aéreas son: • Representan un menor impacto ambiental y social • Tienen una mayor confiabilidad al no estar expuestas a fenómenos meteorológicos • Requieren menor mantenimiento • Requieren menor espacio para su construcción, con la posibilidad de prescindir de los derechos de paso en lugares tales como, vías de comunicaciones, parques públicos, entre otros. • Uso del espacio de una línea de transmisión aérea existente, para la construcción de una nueva obra subterránea. Sin embargo hay que tener presente que las líneas de transmisión subterráneas representan un mayor costo inicial que las del tipo aéreo, no obstante los sistemas subterráneos ofrecen una mayor rentabilidad a partir del mediano plazo. Definición y clasificación Un cable subterráneo —comúnmente conocido como cable de potencia—, es el medio de conducción de energía eléctrica que se encuentra formado por un núcleo conductor y está recubierto por diversas capas de materiales con distintas funciones, mismas que están orientadas a mejorar y preservar las cualidades de los conductores y aislamientos. Entre las funciones más importantes desempeñadas por estas capas se encuentran la homogenización de esfuerzos eléctricos, aislamiento eléctrico, contención de campo eléctrico, conducción de corrientes inducidas y protección mecánica contra daños y agentes externos. Existen diferentes tecnologías de cables de potencia que varían principalmente en: a) el tipo de aislamiento, b) la construcción y c) elementos adicionales para mejorar sus características de transmisión de energía. De esta manera se pueden tener los siguientes tipos de cables: 1. De aislamiento extruido o sólidos 2. Autocontenidos con líquido o gas 3. Tipo tubo, llenados con líquido o gas a alta presión 4. Criogénicos 5. Submarinos Partes constitutivas El tipo de cable de potencia define los elementos que constituyen su estructura, en algunas ocasiones los clientes pueden pedir construcciones especiales de cable adicionando capas extras de acuerdo a sus necesidades. La complejidad del cable aumenta conforme se incremente el nivel de tensión al que serán aplicados o, bajo condiciones especiales de servicio, como en ambientes húmedos, submarinos o ambientes altamente corrosivos. capítulo 1. Cables de potencia 26606 cap 1E vol lll.indd 18 9/25/14 4:56 PM Figura 1.2 Elementos principales que conforman un cable de potencia [37]. Figura 1.3 Núcleo conductor de cobre y cable de potencia [29]. Figura 1.2 Las partes principales que constituyen un cable de potencia son: • Conductor • Cubierta semiconductora interna (aplicada sobre el conductor) • Aislamiento • Cubierta semiconductora externa (aplicada sobre el aislamiento) • Pantalla metálica • Barrera contra penetración de agua • Protección metálica • Armadura • Forro La Figura 1.2 muestra algunos elementos constitutivos del cable de potencia. Sin embargo, estos pueden ser más complejos o sencillos, según su aplicación. Núcleo conductor (Core) El núcleo del cable es el elemento que se encarga de conducir la energía eléctrica a una determinada corriente, voltaje y frecuencia (Ver: Figura 1.3). Esta función debe ser desempeñada con la mayor eficiencia (en términos térmicos y de pérdidas eléctricas) y al menor costo posible, tomando en consideración al momento de seleccionar el material, la sección transversal y el diseño del conductor, los siguientes aspectos: • Ampacidad • Esfuerzo eléctrico en el aislamiento • Regulación de voltaje • Pérdidas eléctricas en el conductor • Flexibilidad 1 19 Figura 1.3 Materiales Los materiales comúnmente más empleados en la elaboración de los núcleos conductores son el cobre y el aluminio, sin embargo, el aluminio ha incrementado su uso en años recientes debido a la gran fluctuación del precio del cobre a nivel mundial en función de su oferta y demanda [4]. A pesar de la diferencia de calibres para una misma ampacidad, ambos presentan ventajas y desventajas dependiendo su utilización [1], mismas que se detallan a continuación: materiales de instalación permanente para líneas de transmisión subterráneas 26606 cap 1E vol lll.indd 19 9/25/14 4:56 PM Figura 1.4 Placas de cobre en proceso de refinamiento electrolítico [39]. Característica Descripción Conductividad El cobre tiene una excelente característica de conductividad eléctrica por lo que por muchos años ha sido utilizado ampliamente en la fabricación de todo tipo de cables aislados. Su calidad está directamente relacionada con el nivel de pureza del material, ya que a mayor pureza, mayor es su grado de conductividad eléctrica. La presencia de impurezas como el fósforo o el arsénico, pueden reducir la conductividad del cobre hasta un 80 [%] IACS [1]. El cobre utilizado en aplicaciones eléctricas generalmente alcanza niveles de 99,99 [%] de pureza, logrando valores de conductividad de 100 [%] IACS, este grado de pureza se obtiene mediante procesos industriales de refinamiento del cobre por medio de reacciones electrolíticas como se puede ver en la Figura 1.4. El aluminio de grado eléctrico llega a tener impurezas hasta en un 9,5 [%] o menos. Pureza Figura 1.4 1 20 Mecánica El cobre resulta ser un material tres veces más resistente que el aluminio. La resistencia mecánica del aluminio recocido es bastante menor en comparación con el cobre. Por otra parte, el cobre sufre una menor reducción en su grado de conductividad ante esfuerzos mecánicos. Densidad El aluminio tiene una menor densidad respecto al cobre y tiene un peso 48 [%] [1] menor que el cobre para una misma longitud del conductor, Sin embargo, la conductividad del aluminio es 61 [%] menor que la del cobre, por lo que se requiere una mayor cantidad de aluminio para lograr una conductividad equivalente. Aún así, el peso total del conductor de aluminio logra reducirse hasta la mitad. Hay que considerar además que una mayor sección transversal en conductores de aluminio requiere de mayor cantidad de materiales en las capas que lo componen, lo que se traduce en mayor costo [4]. El esfuerzo que se aplica a las varillas de cobre y aluminio para convertirlas en alambres produce el endurecimiento del alambre, causando una reducción en la conductividad. De igual manera, el hecho de convertir en hilos los conductores y compactarlos, aumenta el temple del material [1]. Existen tres tipos de temples para el cobre: suave, semiduro y duro. En aplicaciones de cables de potencia el cobre con temple suave es muy utilizado, ya que le otorga una mayor flexibilidad al cable. En conductores para líneas aéreas, por ejemplo, los temples utilizados son el semiduro y duro [1]. En el caso del aluminio existen cinco clasificaciones de temple descritas en la siguiente tabla: Temples del aluminio grado eléctrico aleación 1350 [79] Temples de Aluminio 1350 Temple Tabla 1.1 [MPa] Ligeramente Templado H-0 60 a 95 1/4 de Temple H - 12 o 22 85 a 120 1/2 Temple H - 14 o 24 100 a 135 3/4 Temple H - 16 o 26 115 a 150 Templado H - 19 155 a 200 Nota: “H” corresponde a la dureza del aluminio (de la palabra en inglés “Hard”). Para secciones transversales relativamente grandes el núcleo se encuentra constituido por un empaquetado de hilos de conductores que pueden tener diferentes formas adoptadas para mejorar las características eléctricas y mecánicas del cable. capítulo 1. Cables de potencia 26606 cap 1E vol lll.indd 20 9/25/14 4:56 PM Figura 1.5 Sección transversal del cable con núcleo conductor concéntrico. Figura 1.6 Sección transversal de cable con núcleo conductor comprimido [30]. Figura 1.7 Sección transversal de cable con núcleo compactado [36]. Figura 1.5 Forma del empaquetado En sistemas de transmisión de energía eléctrica de gran potencia, donde se requiere secciones transversales de conductores mayores a 1200 [mm2], si se utilizaran conductores sólidos habría problemas de flexibilidad que dificultarían el proceso de instalación del cable y su manejo durante la colocación de accesorios. Además es necesario tomar medidas especiales para limitar los inconvenientes del efecto piel y el efecto de proximidad. La mayoría de los núcleos de los cables de tensiones superiores a 69 [kV] se encuentran formados por varias capas de hilos conductores de cobre o aluminio [19]. El “stranding” (trenzado) término en inglés que se utiliza para asignar la técnica de cableado, otorga al cable una mayor flexibilidad y una forma más estable. Dependiendo del material con que se fabrique el conductor, ésta técnica puede aplicarse en cables de cobre a partir del calibre 6 [AWG] y en aluminio a partir del calibre 2/0 [AWG] [1]. Los empaquetados de los cables pueden ser: • Concéntricos • Comprimidos • Compactados • Racimo • Extra flexible tipo cuerda • Sectoriales • Segmental o Milliken, y • Anulares Concéntricos Consiste de un conductor central rodeado de una o varias capas concéntricas (Ver: Figura 1.5) de hilos colocados helicoidalmente, cada capa posterior contiene seis hilos más que la capa anterior, la primera capa tiene seis hilos, la segunda doce, la tercera dieciocho, así sucesivamente. Todos los hilos son de la misma sección transversal y cada capa es arrollada en dirección opuesta a la anterior. La longitud que un hilo de determinada capa requiere para dar una revolución completa (paso de cableado) al conductor central, se conoce como longitud de capa y no debe ser menor de ocho veces ni mayor a dieciséis veces el diámetro total de la capa. Para cables de potencia con núcleos concéntricos el estándar de “stranding” Figura 1.6 Figura 1.7 abarca las clases B, C y D nombrados estándar, flexible y extraflexible, respectivamente. Este tipo de arreglo no es muy común en cables de transmisión de grandes secciones [1]. En este tipo de conformación es común la aplicación de un relleno de material compatible tanto con el conductor, como con la pantalla semiconductora, para ocupar los espacios entre los alambres conductores y evitar los intersticios del semiconductor durante el proceso de extrusión, así como evitar la penetración longitudinal de líquidos. Comprimidos Consiste en pasar el paquete de cables conductores a través de rodillos o dados que los comprimen, disminuyendo el espacio entre ellos y, por lo tanto, reduciendo el diámetro externo del cable conductor [4]. A pesar de la deformación de los conductores, su área no es reducida. La mayor parte de la deformación es sufrida por las capas externas y las internas conservan su forma circular. Mediante esta técnica se logra reducir el diámetro hasta un 3 [%] con respecto a un empaquetado concéntrico [1]. La compresión de hilos de las capas externas proporciona una superficie más uniforme para la capa semiconductora y evita el problema de la intrusión de este material hacia el interior del núcleo en el proceso de extrusión, con lo que se evita la concentración de esfuerzos eléctricos y descargas parciales [3]. En la Figura 1.6 se puede observar cómo los hilos sufren una deformación en su forma circular debido a la compresión, deformación que es más evidente en la capa externa, la cual está en contacto con la capa semiconductora. 1 21 Compactados Consiste en una reducción mayor del diámetro del conductor en relación con el de tipo comprimido. A cada conductor que contiene el paquete se le da una forma trapezoidal, con la cual en conjunto se logra una forma muy cercana a la de un conductor sólido. De esta manera se logra una reducción de espacio de hasta 9 [%] con respecto a los núcleos concéntricos, aunque la rigidez mecánica del cable aumenta en cierta medida [3], [1]. materiales de instalación permanente para líneas de transmisión subterráneas 26606 cap 1E vol lll.indd 21 9/25/14 4:56 PM Figura 1.8 Sección transversal de cable con núcleo sectorial [33], [34]. Figura 1.9 Cable con núcleo segmentado o Milliken [31]. Figura 1.10 Conformación en fábrica del núcleo segmentado de un cable de potencia [76]. Figura 1.8 Figura 1.9 Racimo Consta de una gran cantidad de hilos de la sección transversal muy pequeña, agrupados sin dar una forma específica. Esta enorme cantidad de hilos le proporciona una flexibilidad muy elevada. Su aplicación no es muy común en cables de alta tensión, sino más bien en cordones para aparatos en baja tensión [1]. Extra flexible tipo cuerda Consiste en un arreglo concéntrico de elementos formados por un conjunto de hilos más delgados. Es una combinación entre un cable concéntrico y uno tipo racimo. Tiene un elevado grado de flexibilidad y su uso se limita a cordones de baja tensión. La descripción de un calabrote está dada por el número de conjuntos que forman una capa y el número de hilos que forman cada elemento. Todos los hilos son de la misma sección transversal, por lo que para lograr el área deseada se aumenta la cantidad de hilos o elementos en el paquete. Los calabrotes clase I, L y M están formados por hilos de sección transversal 0,205 [mm²] (24 [AWG]), 0,0509 [mm²] (30 [AWG]) y 0,0201 [mm²] (34 [AWG]) respectivamente [1]. Es importante señalar que actualmente la normatividad en materia de cables, que se rige por el sistema internacional de unidades (SI), limita el sistema de medición AWG. 1 22 Sectoriales Consiste en una configuración de hilos compactados a los que se les da la forma de un sector de un círculo. Típicamente la cantidad de sectores formados son tres, cada uno de 120°, sin embargo, pueden ser más como se puede ver en la Figura 1.8. En comparación con un cable en el que los hilos se encuentran dispuestos en forma circular, esta forma consigue una reducción del tamaño del cable, además se logra una reducción de la resistencia de ca por la reducción del efecto de proximidad [2], [1]. Segmental o Milliken Consisten en cuatro o más sectores que dan una forma final circular. Cada sector se encuentra aislado de los demás por medio de una delgada capa de material semiconductor, por lo que cada sector conduce una Figura 1.10 porción de la corriente total del cable de potencia, y la corriente es transpuesta en posiciones internas y externas en la longitud total del cable. Debido a que cada sector del cable de potencia se encuentra formado a partir de hilos concéntricos comprimidos, dichos sectores ocupan distintas posiciones a lo largo de todo el cable. Estas características constructivas del cable de potencia favorecen la reducción del efecto piel de la corriente y, por lo tanto, también disminuye la resistencia a la ca. Este tipo de cables de potencia se recomienda para altos requerimientos de capacidad de conducción de corriente eléctrica, por lo que se usan a partir de tamaños de 1200 [mm2] (IEC 60228). Sin embargo, los resultados de la reducción del efecto piel son apreciables en tamaños desde 800 [mm2], por ejemplo, la resistencia en ca de un cable concéntrico de 2000 [mm2] puede aumentar hasta 30 [%] respecto a la resistencia de cd, mientras que en un cable segmentado del mismo tamaño el incremento es del 13 [%] [3]. En países como Japón se han instalado cables segmentados de hasta 3500 [mm2] con perspectivas de hasta 4000 [mm2]. La desventaja principal de esta configuración es su costo [3],[1],[2]. Cuando la cantidad de segmentos es superior a cuatro, la geometría que adopta el conductor genera un espacio al centro de la conformación de los segmentos, por lo que se requiere incluir un núcleo en el centro que ayuda a contener la forma circular del conductor. Este elemento puede estar formado por un paquete de hilos concéntricos (Ver: Figura 1.9), o por un elemento circular, comúnmente de cobre, aluminio o polietileno, como la construcción segmental que se puede ver en la Figura 1.11. Anulares Consisten en paquetes de conductores dispuestos en forma concéntrica alrededor de un núcleo que puede estar formado por un calabrote, un tubo metálico o un cable de fibra a base de yute. Otra forma de construcción tiene como base un tubo metálico rodeado de conductores compactados (en forma trapezoidal). Por ejemplo, esta configuración es la usada para cables autocontenidos con gas o aceite. capítulo 1. Cables de potencia 26606 cap 1E vol lll.indd 22 9/25/14 4:56 PM Figura 1.11 Esquemas de las formas más comunes adoptadas en núcleos conductores para cables de potencia. Figura 1.11 Sectorial Concéntrico Circular Concéntrico Compacto Segmental Anular Dimensiones Circular mil Aún cuando la normativa de cables de potencia utiliza el sistema internacional de unidades (SI), es necesario explicar la relación entre unidades en [mm2] y la denominada “circular mil” [cmil]. Un “circular mil” es el área de un círculo cuyo diámetro es igual a un “mil”. Un “mil” es una milésima de pulgada. d = 1 mil 1.01 El área de la sección transversal de un cable en [cmil] es la suma del área de las secciones transversales de cada uno de los alambres que lo conforman. Para la sección transversal de los cables (tamaño de cables), el acrónimo [Mcmil] o [kcmil] significa miles de circular mil. Utilizando la Ecuación 1.01, un [kcmil] es igual a 0,5067 [mm²] o aproximadamente 0,5 [mm²], esto significa que un área dada en [mm²] es aproximadamente igual a un área en [kcmil] del doble de su valor en [mm²]. Esta aproximación es útil para una rápida comparación del área de secciones de cables que se expresan en [mm²], como es el caso de cables de potencia aislados, de tal forma que un cable con área de 1600 [kcmil] es equivalente aproximadamente a un cable con área de sección transversal de 800 [mm²]. 1 23 American Wire Gauge El sistema para medición de secciones transversales de conductores eléctricos (cables o alambres) en Norte América es el denominado AWG (American Wire Gauge), el cual establece una clasificación en función de los diámetros. Este sistema de medición considera que el incremento porcentual entre diámetros de secciones transversales consecutivas es siempre el mismo. Cuanto más alta es la medida, más delgado es el conductor. La denominación AWG representa aproximadamente la cantidad de pasos del incremento o decremento del diámetro de un conductor en particular. Es decir, el 10 AWG tiene cinco pasos de incremento en el diámetro respecto al 15 AWG. En la Tabla 1.2 se puede ver que el 4/0 AWG tiene un diámetro de 0,4600 [plg] y el 36 AWG le corresponde un diámetro de 0,0050 [plg]. Las otras designaciones AWG están geométricamente definidas entre esos extremos. Tomando en cuenta que existen 39 pasos entre los cables 4/0 AWG y 36 AWG, el incremento entre cada uno de los diámetros consecutivos está definido por la Ecuación 1.02. 1.02 Esto quiere decir que el incremento o decremento entre los diámetros consecutivos es siempre de 12,3 [%]. Considerando la constante dada por la Ecuación 1.02 y usando los datos de la Tabla 1.2, se pueden verificar los diámetros consecutivos, por ejemplo entre los cables AWG 2/0 y 1/0: 1.03 materiales de instalación permanente para líneas de transmisión subterráneas 26606 cap 1E vol lll.indd 23 9/25/14 4:56 PM Figura 1.12 Aplicación de cinta semiconductora sobre el núcleo conductor [38]. Figura 1.12 Tabla 1.2 Datos AWG – Circular mil 1 24 AWG Diámetro [plg] Diámetro [mm] Área [mm²] kcmil (*) 4/0 0,46 11,684 107,22 211,600 3/0 0,4096 10,40384 85,01 167,772 2/0 0,3648 9,26592 67,43 133,079 1/0 0,3249 8,25246 53,49 105,560 1 0,2893 7,34822 42,41 83,694 . . . . . . . . . . . . . . . 36 0,005 0,127 0,013 25 En la industria eléctrica en Norte América los conductores mayores a 4/0 AWG son expresados en [kcmil]. Fuera de Norte América es común encontrar los cables normalmente expresados por el área de su sección transversal en [mm2]. Capa semiconductora sobre el conductor (conductor shield) El campo eléctrico de un conductor tiende a buscar el camino más corto hacia tierra, debido a eso las irregularidades presentes en la superficie del núcleo —sobre todo en los conductores no compactados— producirían una concentración de campo eléctrico en el aislamiento, lo que causaría daños progresivos tales como arborescencias hasta llegar a una falla total del aislamiento. Para evitar esto se aplica por extrusión o, mediante cintas, una capa de material semiconductor sobre el núcleo conductor como se observa en la Figura 1.12. Así, se proporciona una superficie de contacto uniforme entre el núcleo conductor y el aislamiento, por lo que las capas deben estar perfectamente adheridas una a la otra para evitar la formación de huecos durante su aplicación o durante la expansión de los materiales en periodos de alta carga, ya que en los huecos se pueden producir descargas parciales. De esta manera se logra una distribución uniforme del campo eléctrico en el aislamiento. También en cierta medida el semiconductor ayuda a contener el campo eléctrico dentro del núcleo del cable. En el caso de cables aislados en papel, la interfaz entre el semiconductor y el aislamiento es llenado con líquido aislante para rellenar los poros del papel. Los materiales con que se fabrican las capas semiconductoras son copolímeros de etileno adicionados de propileno u otros monómeros como el acetato de vinil o el acrilato de etilo que, en esencia, son elastómeros. Además es necesario incorporar una cantidad adecuada de carbón negro conductor para lograr las propiedades semiconductoras requeridas. La cantidad de carbón negro requerida depende, en mayor medida, del tipo de carbón y del grado de conductividad deseado. El grado de fineza y pureza del carbón es una característica importante para conseguir una superficie lo suficientemente suave. Los materiales semiconductores deben poder ser extruibles. Los tipos de carbón utilizados para las pantallas semiconductoras son comúnmente de los siguientes tipos: • Carbón negro a base de acetileno • Carbón negro de horno En la Tabla 1.3 se indican los espesores mínimos de la pantalla semiconductora en cables extruidos. capítulo 1. Cables de potencia 26606 cap 1E vol lll.indd 24 9/25/14 4:56 PM y Forro Figura 1.13 Campo eléctrico en un cable de potencia. Pantalla Metálica Aislamiento R r x x Cubierta Semiconductora dx Conductor Figura 1.13 Tabla 1.3 Espesores mínimos de la pantalla semiconductora sobre el conductor [3] Área del conductor [kcmil] [mm2] Mínimo espesor [mils] [mm] 250-550 127-279 16 0,41 551-1000 279-507 20 0,51 1001-1500 507-760 24 0,61 >1500 >760 30 0,76 En síntesis, las funciones de la capa semiconductora sobre el conductor son: • Distribuir el campo eléctrico alrededor del núcleo conductor • Prevenir la formación de huecos ionizables en el conductor, y • Amortiguar las corrientes de impulso que viajan sobre la superficie del conductor [15]. Aislamiento El aislamiento es el material dieléctrico que se encarga de confinar las cargas eléctricas del flujo de corriente, además debe proteger físicamente los conductores del cable proporcionando una barrera de seguridad. Las características que debe cumplir el aislamiento son las siguientes: • Ser capaz de soportar el esfuerzo eléctrico al que será sometido a lo largo de su vida útil • Mantener sus propiedades dieléctricas bajo diferentes niveles de temperatura tanto en condiciones normales de operación, como en situaciones de sobrecarga y contingencias, y • Ser lo suficientemente flexible para facilitar los trabajos de instalación y transporte Existen dos tipos de aislamiento en cables de alta tensión: • Extruido sintético o sólido • Encintados Extruido sintético o sólido Los aislamientos de tipo extruido sintético o tipo sólido, también conocidos como tipo seco, son compuestos por resinas a base de la polimerización de determinados hidrocarburos. Entre los principales materiales aislantes sintéticos extruidos se encuentran: • Polietileno (PE - polyethylene) • Polietileno de baja densidad (LDPE - low-density polyethylene) • Polietileno de alta densidad (HDPE - high-density polyethylene) • Polietileno de cadena cruzada (XLPE - cross-linked polyethylene) • Polietileno de cadena cruzada con retardante de arborecencias (TR - XLPE water tree retardant, crosslinked polyethylene) • Plástico etileno-propileno (EPR) • Policloruro de vinilo (PVC – poly vinyl chloride) En la sección “Cables de potencia con aislamiento extruido” se explican a mayor detalle las características de estos materiales. 1 25 Encintados Durante muchos años la tecnología más usada en cables de alta tensión fue la de masa impregnada (aislamientos de papel), fabricados en papel a base de fibras de celulosa obtenidas por tratamiento químico de la pulpa de madera, que consiste en recubrir el núcleo del cable con cintas de papel muy delgadas, las cuales son impregnadas posteriormente con un líquido dieléctrico o un recubrimiento, como en el caso del PLP (papel laminado de polipropileno). Sin embargo, se han desarrollado nuevos materiales a base de polímeros naturales y sintéticos que permiten su utilización en tensiones mayores a 230 [kV]. Rigidez dieléctrica del aislamiento La rigidez dieléctrica de un material aislante, es el valor de la intensidad de campo eléctrico al que debe ser sometido el material para que se produzca una perforación en el aislamiento. El campo eléctrico tiene un comportamiento radial, es decir, las líneas de fuerza del campo eléctrico emanan uniformemente del conductor y terminan en la pantalla metálica (Ver: Figura 1.13). Si la carga eléctrica, distribuida uniformemente en la superficie del conductor es de [C] por metro de conductor, el flujo eléctrico que emana del conductor es: materiales de instalación permanente para líneas de transmisión subterráneas 26606 cap 1E vol lll.indd 25 9/25/14 4:56 PM 1.04 A una distancia del centro del conductor (Ver: Ecuación 1.05), la densidad de flujo eléctrico es: 1.05 Despejando la carga eléctrica en la Ecuación 1.10 y sustituyéndola en la Ecuación 1.09, se obtiene la intensidad del campo eléctrico en el aislamiento dieléctrico del cable de potencia, en función de la distancia X, medida a partir del centro del conductor, como muestra la siguiente expresión: Si está en [kV] y X en [cm], entonces: La intensidad de campo eléctrico a esa misma distancia está dada por la expresión: 1.06 Donde es la permitividad del espacio vacío ó la constante eléctrica del vacío definida por: 1 26 1.11 La intensidad del campo eléctrico es máxima en la superficie del conductor (también denominada x = r) y mínima en la superficie exterior del aislamiento (también denominada x = R). 1.12 1.07 Y es la constante dieléctrica del aislamiento. Sustituyendo en la Ecuación 1.06 el valor de la densidad de flujo eléctrico (Ver: Ecuación 1.05) y la constante eléctrica del vacío (Ver: Ecuación 1.07), se tiene la siguiente expresión: 1.08 El gradiente de potencial en cada punto del campo eléctrico, es igual a la intensidad de campo eléctrico en ese punto con signo contrario, es decir: 1.09 La diferencia de potencial entre el conductor y la pantalla, la cual está conectada a tierra, se obtiene realizando la siguiente integración: 1.10 La intensidad del campo o gradiente promedio del aislamiento de un cable de potencia, se define como el cociente resultante de dividir la diferencia de potencial aplicada al aislamiento, por el espesor del aislamiento. Los valores de campo eléctrico aplicados al aislamiento, en condiciones normales de operación, son considerablemente inferiores a las intensidades de campo eléctrico que producen la perforación del aislamiento. La rigidez dieléctrica del aislamiento de un cable de potencia depende de la forma de onda de la tensión eléctrica de prueba y del tiempo de aplicación de la tensión eléctrica. En general, la rigidez dieléctrica es más alta para impulsos de muy corta duración, tiene un valor inferior si la prueba se realiza aplicando una tensión eléctrica continua y todavía más bajo si la tensión eléctrica aplicada es alterna [2]. Constante dieléctrica del aislamiento La constante dieléctrica de un aislamiento es la relación entre la capacitancia de un condensador, cuyo dieléctrico es el propio aislamiento y la capacitancia del mismo condensador con aire como dieléctrico. La capacitancia de un cable de potencia es directamente proporcional a la constante dieléctrica de su aislamiento. capítulo 1. Cables de potencia 26606 cap 1E vol lll.indd 26 9/25/14 4:56 PM Un cable de potencia monofásico con pantalla metálica (Ver: Figura 1.2), constituye un condensador en el que el conductor —que está al potencial de la línea—, conforma una de las placas, la pantalla metálica —que está conectada a tierra—, la otra placa y el aislamiento del cable es el dieléctrico del condensador. Si la carga eléctrica por metro de conductor es , la capacitancia al neutro Cn del cable de potencia, por metro de longitud, está dada por: una diferencia de potencial entre el conductor y tierra, es definida por la siguiente expresión: 1.18 De la expresión anterior Xc es definida por la siguiente expresión: 1.19 1.13 Sustituyendo en la expresión anterior el valor de dado por la Ecuación 1.10, se tiene: Sustituyendo Xc en la Ecuación 1.18, se tiene la siguiente expresión: 1.20 La corriente de carga capacitiva que circulará por el cable de potencia, también puede ser definida con la expresión: 1.14 Expresando la capacitancia en µF (micro Faradios), en función del logaritmo base 10 y por [km] de cable de potencia: 1.15 La capacitancia de un cable de potencia es directamente proporcional a su longitud. La reactancia capacitiva al neutro está dada por: 1.16 Sustituyendo en la expresión anterior el valor de Cn dado por la Ecuación 1.15: 1.17 La reactancia capacitiva al neutro de un cable de potencia, es inversamente proporcional a la longitud. Por su parte, la corriente de carga capacitiva que circulará por el cable de potencia monofásico, de capacitancia al neutro Cn y de longitud l, al aplicarle 1 27 1.21 La corriente de carga capacitiva produce pérdidas por el efecto Joule en el conductor y pérdidas en el dieléctrico. En cables de potencia de alta tensión eléctrica, la corriente capacitiva que circulará por el cable, constituye el factor que limita la distancia a la que puede realizarse la transmisión de energía eléctrica. Esto sucede debido a que a medida que aumenta la longitud del cable de potencia, aumenta la corriente capacitiva, hasta llegar a alcanzar un valor igual a la capacidad de conducción de corriente eléctrica nominal del cable de potencia. Por lo tanto, para reducir la magnitud de la corriente de carga capacitiva, conviene que el aislamiento del cable de potencia tenga una constante dieléctrica con valor lo más pequeño posible [2]. Resistencia del aislamiento Al aplicar un potencial al conductor de un cable de potencia, la diferencia de potencial entre el conductor y tierra hará circular una pequeña corriente a través del aislamiento. La resistencia de aislamiento Ra que el medio dieléctrico opone al paso de esta corriente materiales de instalación permanente para líneas de transmisión subterráneas 26606 cap 1E vol lll.indd 27 9/25/14 4:56 PM Figura 1.14 Ĩc Corriente en vacío y ángulo de pérdidas dieléctricas. Ĩ0 δ φ Ip V Figura 1.14 se determina como se indica en seguida. La Figura 1.13 representa un cable de potencia monopolar con pantalla metálica conectada a tierra. La resistencia de un tubo de aislamiento de radio x, espesor dx y longitud l, es definida por la expresión: 1.22 Donde es la resistividad del aislamiento. La resistencia de todo el espesor del aislamiento del cable de potencia representado por la Ecuación 1.23, se define por la siguiente expresión: 1 28 La segunda es la corriente en fase con la tensión eléctrica aplicada, llamada corriente de pérdidas y cuya magnitud está dada por la siguiente ecuación: 1.25 El ángulo , que es el complemento del ángulo de desfasamiento entre la corriente y la tensión eléctrica aplicada , se llama ángulo de pérdidas dieléctricas. La tangente del ángulo se llama factor de disipación dieléctrica. Las pérdidas dieléctricas, es decir, la potencia real o activa consumida en el dieléctrico, se definen por la siguiente expresión: 1.23 1.26 El valor absoluto de la resistencia de aislamiento tiene poca relevancia para determinar la calidad del aislamiento de un cable de potencia, pero la medición de una resistencia de aislamiento similar en tramos sucesivos de una misma fabricación, indica una calidad de fabricación controlada y uniforme. Por otra parte, la resistencia de aislamiento disminuye notablemente cuando los aislamientos absorben humedad. La prueba de resistencia de aislamiento es un procedimiento sencillo que sirve para determinar el estado del aislamiento de un cable y detectar si ha sufrido algún deterioro [2]. Factor de potencia del aislamiento Al aplicar una diferencia de potencial entre el conductor de un cable de potencia y tierra, circulará una corriente que estará adelantada con respecto a la tensión eléctrica aplicada un ángulo menor a 90°. La corriente puede considerarse formada por dos componentes (Ver: Figura 1.14). La primera es una corriente debida a la capacitancia del cable, adelantada 90° con respecto a la tensión eléctrica aplicada y que tiene el siguiente valor: 1.24 Sustituyendo en la expresión anterior el valor dado por la Ecuación 1.24, se tiene: 1.27 Como tiene un valor próximo a 90° ( ), la cotangente de ( ) puede considerarse generalmente igual al coseno de ( ), que se llama factor de potencia del aislamiento. El factor de potencia de un aislamiento aumenta al absorber humedad (disminución del ángulo ). La medición del factor de potencia de un aislamiento es el procedimiento más efectivo para detectar la absorción de humedad y el grado de deterioro del aislamiento de un cable de potencia [2]. Pérdidas dieléctricas Las pérdidas dieléctricas que se presentan en el aislamiento de un cable de potencia se deben a tres factores: • Pérdidas por absorción dieléctrica • Pérdidas por ionización, y • Pérdidas por conducción a través del dieléctrico El fenómeno de absorción dieléctrica se manifiesta por el hecho de que, al aplicarle una tensión continúa capítulo 1. Cables de potencia 26606 cap 1E vol lll.indd 28 9/25/14 4:56 PM a un dieléctrico compuesto —como el aislamiento de papel impregnado en aceite de un cable de potencia—, no sólo circula una corriente de carga capacitiva en los primeros instantes hasta que el condensador constituido por el cable queda cargado, sino que después sigue circulando una corriente por el dieléctrico, cuya magnitud se va reduciendo hasta alcanzar, en unos cuantos minutos, un valor constante mucho menor que el valor inicial determinado por la resistencia de aislamiento. Este fenómeno puede explicarse ya que al aplicar una diferencia de potencial constante perpendicularmente a las capas de un aislamiento compuesto, la distribución de la diferencia de potencial a través del aislamiento se hace inicialmente de acuerdo con la capacitancia de las distintas capas, es decir, en proporción inversa a sus constantes dieléctricas, pero la distribución final de la diferencia de potencial se hace de acuerdo con la resistencia de las distintas capas del aislamiento, o en proporción inversa a sus conductividades. El paso de la condición inicial a la condición final explica la existencia de la corriente y de las pérdidas por absorción, que se deben a la redistribución de la carga eléctrica en el dieléctrico del cable de potencia. Si la tensión eléctrica aplicada al dieléctrico del cable de potencia es una tensión alterna, entonces el condensador constituido por el cable de potencia se debe estar cargando y descargando sucesivamente, por lo que el fenómeno de redistribución de la carga eléctrica en el dieléctrico se produce en forma continua. Este fenómeno de absorción dieléctrica es la causa principal de pérdidas en el aislamiento de los cables de potencia que operan con corriente alterna. El fenómeno de ionización en el aislamiento de los cables de potencia puede producirse debido a la presencia de burbujas de gas en el aislamiento. Si la tensión eléctrica aplicada al aislamiento se eleva hasta que el gradiente de potencial dentro de la burbuja exceda la rigidez dieléctrica del gas, se producirá una descarga de alta frecuencia llamada descarga parcial, que erosiona y deteriora el aislamiento sólido que está en contacto con la burbuja de gas. El fenómeno de ionización se manifiesta por un aumento de las pérdidas dieléctricas y, por lo tanto, por un aumento del factor de potencia del aislamiento. Se llama factor de ionización a la diferencia entre el factor de potencia de un aislamiento sometido a una tensión eléctrica del orden de 25 [%] de la tensión de operación y el factor de potencia del mismo aislamiento, pero sometido a una tensión superior a la de operación. La tensión eléctrica a la que se extingue el fenómeno de ionización tiene una magnitud inferior a la de la tensión eléctrica a la que se inicia la ionización y se llama nivel de ionización. Las pérdidas por conducción a través del dieléctrico que dependen de la resistencia de aislamiento, son generalmente despreciables —comparadas con las pérdidas por absorción dieléctrica—, por lo menos a las temperaturas normales de operación de los aislamientos [2]. Capa semiconductora sobre el aislamiento (insulation shield) 1 29 La capa semiconductora sobre el aislamiento cumple la misma función que la capa semiconductora sobre el conductor, proporcionando una superficie uniforme sobre el aislamiento en forma cilíndrica. Es una transición desde el aislamiento —donde el campo eléctrico no es nulo—, hacia la pantalla metálica —en la que el campo eléctrico es nulo. Se trata de un compuesto polimérico adicionado con carbón que es extruido directamente sobre el aislamiento. Generalmente, en cables de potencia para alto y extra alto voltaje, la capa semiconductora está fuertemente adherida al aislamiento, por lo que para retirar esta capa se requiere de herramientas especiales que cortan el cable por medio de navajas giratorias. Normalmente la aplicación de las dos capas semiconductoras y el aislamiento se realiza en un proceso de triple extrusión, así se evita la formación de protuberancias en las interfaces que pueden causar concentraciones de esfuerzo eléctrico. En cables con aislamiento a base de cintas, la capa semiconductora está compuesta de cintas aplicadas en forma entrelazada. Ésta segunda capa es especialmente robusta para resistir los procesos de manufactura posteriores al aplicar otras capas [6]. En la Tabla 1.4 se muestran los espesores mínimos de la pantalla semiconductora sobre el aislamiento para cables extruidos y en la Tabla 1.5 los límites de esfuerzo eléctrico en pantallas semiconductoras internas y externas. materiales de instalación permanente para líneas de transmisión subterráneas 26606 cap 1E vol lll.indd 29 9/25/14 4:56 PM Figura 1.15 Aplicación de pantalla conductora de cobre helicoidal [29]. Figura 1.16 Sección transversal de cable con cubierta soldada de aluminio. Figura 1.17 Proceso de aplicación de cintas contra la penetración de humedad [32]. Figura 1.15 Tabla 1.4 Tabla 1.5 Figura 1.17 Espesor mínimo de la pantalla semiconductora sobre el aislamiento [3] Diámetro mínimo del aislamiento Espesor de la pantalla del aislamiento [Plg] [mm] [mils] [mm] [mils] [mm] 0-2,0 0-50,8 40 1,02 80 2,03 >2,0 >50,8 40 1,02 100 2,54 Mínimo Máximo Límites de esfuerzo eléctrico en pantallas semiconductoras internas y externas [3] Tensión nominal [kV] 1 30 Figura 1.16 Área del conductor [kcmil] [mm2] Límite de esfuerzo de la capa semiconductora interna [V/mil] [kV/mm] Límite de esfuerzo de la capa semiconductora externa [V/mil] Intervalo de espesor de aislamiento [kV/mm] [mils] [mm] 9,9 11,4 69 500-4000 240-2000 150 6,0 75 3,0 390 449 115 750-4000 400-2000 200 8,0 100 4,0 484 547 12,3 13,9 138 750-4000 400-2000 200 8,0 100 4,0 579 638 14,7 16,2 161 750-4000 400-2000 225 9,0 100 4,0 638 728 16,2 18,5 230 1000-5000 500-2500 275 11,0 125 5,0 728 827 18,5 21,0 En resumen, las funciones más importantes de la capa semiconductora sobre el aislamiento son: • Reducir el voltaje en la superficie, • Confinar el campo eléctrico al aislamiento, eliminando esfuerzos tangenciales, y • Proporcionar un camino a tierra para corrientes de corto circuito si las pantallas están conectadas a tierra [15] Pantalla metálica (metallic shield) En la literatura anglosajona puede encontrarse el término “shield” o “metallic shield” y puede referirse al conjunto de la capa semiconductora aplicada sobre el aislamiento y a la pantalla metálica formada de alambres conductores (Ver: Figura 1.15). Sin embargo, también puede referirse sólo a ésta última. Sus funciones principales son eliminar el campo eléctrico al exterior del cable y conducir las corrientes capacitivas normales y de corto circuito. Según su construcción, puede haber pantallas metálicas formadas por hilos o cintas aplicadas helicoidalmente, o bien, tubos lisos o corrugados, estos últimos para aplicaciones especiales. Las pantallas metálicas deben ser conectadas a tierra o en esquemas especiales (cross-bonding) para mantener los valores de tensión y corrientes inducidas bajo niveles de seguridad aceptables, esto como medida de protección al personal y para afectar lo menos posible la eficiencia del cable. Esto es, con base al tema “Método para determinar la ampacidad”, tratado en el segundo capítulo del “Manual para diseño electromecánico de líneas de transmisión subterráneas”. Las pantallas metálicas pueden conducir una cierta corriente durante un tiempo específico antes de alcanzar un determinado nivel de temperatura. capítulo 1. Cables de potencia 26606 cap 1E vol lll.indd 30 9/25/14 4:56 PM Figura 1.18 Cable de potencia con cubiertas de: (a) Aluminio corrugado, (b) Aluminio extruido corrugado, (c) Aluminio soldado. Figura 1.18 (a) Algunos criterios para dimensionar la capacidad de la pantalla metálica, es que tenga una ampacidad de un tercio de la corriente nominal del sistema y otra, es que sea capaz de conducir la corriente de corto circuito [5], [6], [8], [3], [1]. Las construcciones más comunes de pantallas metálicas son: • Capa de hilos de cobre conectados por medio de una cinta de cobre helicoidal • Capa longitudinal de cinta de cobre helicoidal, y • Cubiertas metálicas Barrera radial contra penetración de agua (sheaths) La barrera radial contra penetración de agua es una capa que evita la penetración de agua al interior del cable debido a perforaciones o daños en la cubierta externa (forro), para esto se pueden utilizar cintas, tubos lisos o corrugados, o cubiertas metálicas (aluminio, plomo o cobre) en función del tipo de aislamiento del cable. En la Figura 1.16 se observa un cable de potencia con cubierta metálica de aluminio soldado. En algunos diseños de cables con aislamiento extruido, la barrera de protección contra humedad está formada por una delgada cinta metálica traslapada longitudinalmente a lo largo de todo el cable (Ver: Figura 1.17). Además, pueden ser adicionadas cintas o arenas absorbentes que se hinchan o expanden al entrar en contacto con el agua, llenando todas las cavidades e impidiendo la penetración de ésta a lo largo del cable, limitando la zona afectada. En este caso, la cinta metálica cumple una doble función: a) barrera contra humedad y b) medio para la conducción de corrientes inducidas y de falla. Otro tipo de barrera contra humedad puede ser lograda con cintas de aluminio recubiertas con plástico aplicadas longitudinalmente entre la pantalla metálica y la cubierta externa del cable, además es complementada con la adición de arenas expansivas. Las cubiertas metálicas pueden tener diversas funciones, como: • Evitar la penetración de humedad • Proteger contra daños mecánicos • Resistir presiones internas o externas al cable • Conducir corrientes capacitivas que pasan a través (b) • • (c) del aislamiento del cable Conducir corrientes de falla, y Conducir corrientes inducidas circulantes El espesor de estas cubiertas metálicas varía según el material con que están fabricadas, en el caso de cubiertas extruidas pueden tener espesores entre 2 y 4 [mm], las de cobre o aluminio soldado alcanzan los 2 [mm] de espesor. En el caso de cables autocontenidos con líquidos o gases, las cubiertas son reforzadas con cintas metálicas para soportar la presión interna. Las cubiertas metálicas deben ser capaces de soportar los esfuerzos termomecánicos que se deben a los ciclos de carga diaria del cable de potencia en funcionamiento y a esfuerzos mecánicos durante la instalación. Es importante considerar los costos extra producidos por la inclusión de este tipo de protecciones, tanto en el costo directo por el diseño, como las pérdidas extra por calentamiento y reducción de la capacidad de conducción del cable de potencia, además de que el peso del mismo se incrementa en gran medida [4]. Para cables de potencia extruidos los tipos de cubiertas metálicas más comunes son de: • Aluminio corrugado extruido • Aluminio o cobre laminado • Aluminio corrugado soldado • Aluminio liso soldado • Cobre liso soldado • Cobre corrugado soldado • Plomo 1 31 Cubierta protectora externa (jacket) El forro protector externo es una cubierta no metálica de espesores variables que van de 3,3 a 8 [mm], que principalmente se encarga de proteger mecánicamente y contra la corrosión a los elementos que constituyen el cable de potencia, además de que provee aislamiento eléctrico a la pantalla metálica. Sin embargo, puede ser tipo semiconductora cuando el cable de potencia es instalado directamente enterrado o para otras aplicaciones. La cubierta puede ser extruida como un tubo suelto o adheridas sobre la cubierta metálica evitando la presencia de espacios por los que pueda migrar el agua. materiales de instalación permanente para líneas de transmisión subterráneas 26606 cap 1E vol lll.indd 31 10/17/14 8:11 PM Figura 1.18 Cable de potencia con cubiertas de: (d) Cobre corrugado, (e) Cobre laminado y (f) Plomo extruido. Figura 1.19 Cable de potencia con cubierta externa [41]. Figura 1.18 (d) El forro debe contar con excelentes características de: • Resistencia mecánica • Rigidez dieléctrica • Permeabilidad • Resistencia a ataques químicos (corrosión y contacto con hidrocarburos) • Resistencia al ataque de insectos • Retardante al fuego • Baja emisión de humos • Humos libres de gases halógenos Esta capa es la más expuesta a daños mecánicos y a las condiciones ambientales donde se encuentra instalado y en cierto grado determina el tiempo de vida del cable de potencia, ya que es la primera barrera protectora. Durante la etapa de instalación puede sufrir daños como rasgaduras o perforaciones, que representan un serio riesgo de falla, además, puede estar sometido a la influencia de los rayos ultravioletas del sol, lo que provoca una degradación de sus materiales. Cuando los cables de potencia son directamente enterrados existe el riesgo de un ataque de insectos tales como termitas y hormigas, que son capaces de morder y dañar ciertos metales y plásticos. Los insectos comúnmente perforan el aislamiento, provocando una pérdida de rigidez dieléctrica y penetración de humedad. Es por esto que en algunos casos los cables de potencia son dotados con forros fabricados con polímeros resistentes al ataque de estos insectos, capas metálicas especiales, materiales de relleno y la adición de repelentes en la cubierta [4]. 1 32 Figura 1.19 Los materiales más usados en la fabricación de cubiertas externas son: • Polietileno de baja densidad y polietileno de baja densidad lineal (LDPE/LLDPE) • Polietileno de alta densidad (HDPE) • Cloruro de polivinilo (PVC) (e) • • (f) Polietileno Clorado (CPE) Elastómero Termoplástico (TPE) A pesar de la gran variedad de materiales aplicables, los más usados en estos días son el polietileno de alta y baja densidad y el PVC, por sus características destacables para soportar esfuerzos mecánicos durante el transporte, instalación y operación, su tolerancia a las temperaturas de operación normal y de emergencia, así como su resistencia contra la corrosión ante la presencia de químicos. Los demás materiales son usados bajo condiciones especiales. En la Tabla 1.7 se pueden encontrar las características de los diferentes materiales usados como cubiertas externas. El polietileno (PE) ha sido utilizado ampliamente desde 1950 con la adición de carbón negro para darle una mayor resistencia a los rayos del sol, además pueden agregarse componentes para darle un color específico. El uso de PE con un grado de densidad entre la media y alta es preferible en casos en que el cable está sometido a grandes niveles de humedad, cuando va a ser directamente enterrado o sumergido. Tiene una excelente resistencia al agua aunque no muy buena a la humedad. La densidad afecta principalmente la cristalinidad, dureza, punto de fusión y su fuerza mecánica. En la Tabla 1.6 se indican las densidades de las variedades de PE existentes: Niveles de densidad del PE [1] Grado Tabla 1.6 Densidad [g/cm3] Baja densidad 0,910 – 0,925 Media densidad 0,926 – 0,940 Alta densidad 0,941 – 0,965 El PE de media y alta densidad es aplicable bajo condiciones de largos periodos de operación a altas temperaturas, sin embargo, tiene el inconveniente de fracturarse ante flexiones, abrasión y exposición a la luz del sol, además tiende a aumentar la rigidez del cable de potencia provocando que las fuerzas termomecánicas dañen puntos de conexión a tierra, empalmes y terminales, además es muy inflamable en presencia de aire. El HDPE es usado cuando se requiere capítulo 1. Cables de potencia 26606 cap 1E vol lll.indd 32 9/25/14 4:56 PM Figura 1.20 Cables afectados por termitas. Figura 1.21 Proceso de extrusión de la cubierta externa [76], [29]. Figura 1.20 Figura 1.21 una protección contra termitas con la posibilidad de adición de repelente. El PVC generalmente es extruido y proporciona mayor flexibilidad al cable, más sin embargo es inflamable y produce gases negros muy densos que son corrosivos y tóxicos. También, tiene una alta permeabilidad a la humedad. El PVC halogenado produce una menor cantidad de gases y reduce su propagación de fuego. Si se requieren retardantes de fuego, es preferible usar del tipo libres de halógenos (HFFR- halogen free flame retardant), que son más costosos, por lo que su uso se justifica en instalaciones donde se requiera protección contra fuego. La adición de rellenos, plastificantes y estabilizadores al PVC le otorgan una mejora en sus propiedades de flexibilidad, resistencia al calor, fuerza, resistencia a la humedad, resistencia a las flamas e hidrocarburos, así como resistencia al desgaste. Debido a que es un material termoplástico no puede ser sometido a altas temperaturas; durante condiciones de falla a altas temperaturas, el PVC puede fundirse produciéndose un daño permanente [1], [3], [4], [5], [6], [11], [15] y [18]. En la siguiente tabla se muestran las características de los distintos materiales usados como cubiertas externas en cables: Características de materiales usados en cubiertas protectoras externas [84] Características mecánicas PVC PE Resistencia a la abrasión Buena Excelente Fuerza a la tensión mecánica Excelente Excelente Elongación Buena Excelente Resistencia a la compresión Buena Excelente Buena Regular Flexibilidad Tabla 1.7 1 33 Ambientales Flama Buena Deficiente Humedad Buena Excepcional Tetracloruro de carbono Deficiente Deficiente Cloruro de metilo Deficiente Deficiente Buena Excelente Keroseno Buena Excelente Isopropil Regular Buena Ácido Sulfúrico Excelente Excelente Ácido Nítrico Excelente Excelente Hidróxido de potasio Buena Excelente Buena Excelente Deficiente Buena Gasolina Hidróxido de calcio Acetona Generales Contenido halógeno [%] Temperatura mínima de instalación [°C] Estabilidad dimensional bajo calor Temperatura máxima de operación [°C] 26 0 -10 -40 Regular Regular 75 75 materiales de instalación permanente para líneas de transmisión subterráneas 26606 cap 1E vol lll.indd 33 9/25/14 4:56 PM Figura 1.22 Cable de alta tensión con armadura de alambres de acero [42]. Figura 1.23 Cable trifásico de potencia con doble armadura de alambres planos de acero [35], [42]. Figura 1.22 Figura 1.23 En la Tabla 1.8 se indican los espesores de la cubierta externa en cables extruidos. Tabla 1.8 Espesores de la cubierta externa para cables extruidos [3] Tipo de pantalla conductora Pantalla de cintas o alambres Cubierta metálica 1 34 Diámetro sobre la pantalla o cubierta Prueba de chispa (ca) Espesor [plg] [mm] [mils] [mm] [mils] [mm] [kV] 0 - 2,500 0 - 63,50 100 2,54 150 3,81 10 >2,500 >63,50 125 3,18 185 4,70 12,5 0 - 2,250 0 - 57,15 70 1,78 105 2,67 7 2,251 - 3,000 57,18 - 76,20 85 2,16 135 3,43 7,5 >3,000 >76,20 100 2,54 160 4,06 10 Armadura La armadura es un refuerzo longitudinal a lo largo de todo el cable de potencia, cuya principal función es la protección mecánica robusta del cable de potencia sometido a esfuerzos mecánicos por condiciones de trabajo permanentes. Puede estar formada por cintas metálicas o alambres aplicados helicoidalmente. Existen dos tipos de armadura, que a continuación se detallan: Tipo Características Armadura a base de cintas de acero (STA – steel tape armour) Formada por dos cintas que envuelven helicoidalmente al cable de potencia (Ver: Figura 1.22). La primera cinta es colocada dejando espacios de la mitad del ancho de la cinta entre cada vuelta, la segunda cinta cubre este espacio y se traslapa con la primera. De esta manera, se logra una protección en toda la longitud del cable de potencia. Las cintas son aplicadas sobre una cama de betún o barniz y las mismas cintas son precubiertas con estas sustancias para evitar la oxidación durante el transporte y almacenaje, es común su aplicación en cables de potencia con aislamiento a base de cintas de papel. Formada por una o dos capas de alambres de acero galvanizado que proveen: • Mayor refuerzo longitudinal del cable de potencia • Mayor protección contra la corrosión, y • Menor problema por desplazamiento Armadura a base de alambres (SWA – steel wire armour) Este tipo es la más aplicada en cables de potencia con aislamiento extruido. Es preferentemente usado en cables de potencia que serán sometidos a condiciones especiales de trabajo permanente. Una variante de este tipo de armadura está formada por alambres planos de acero (Ver: Figura 1.23) esta puede ser usada además como pantalla conductora cuando el cable de potencia no está provisto de una pantalla de cobre. Generalmente la armadura consta de una sola capa, pero en ciertas aplicaciones puede requerirse de capas extras, que son aplicadas en sentido opuesto a la primera y con una capa de betún intermedia. La doble capa otorga al cable de potencia un equilibrio de fuerzas torsionales que evita que el cable de potencia se enrolle durante la instalación. capítulo 1. Cables de potencia 26606 cap 1E vol lll.indd 34 9/25/14 4:56 PM Figura 1.24 Cable de potencia con aislamiento sólido [43]. En los cables de potencia con pantallas de cobre o con cubiertas de aluminio, no se recomienda la utilización de una armadura —a menos que los requerimientos de protección mecánica y resistencia a la tensión no se cumplan—, debido a que provoca un aumento de las pérdidas por calentamiento y el peso del cable de potencia. En caso de ser necesario, se pueden utilizar materiales no magnéticos. Cables de potencia con aislamiento extruido Debido a la importancia de los cables de potencia, los materiales usados como aislantes deben ser confiables y exhibir buenas características de durabilidad, estabilidad y seguridad. Dichos materiales deben cumplir con los siguientes requerimientos: • Proveer un aislamiento seguro a los conductores con la menor cantidad de pérdidas eléctricas posibles • Poseer una buena estabilidad termomecánica bajo condiciones normales de operación • Conservar sus características eléctricas y mecánicas durante largos periodos de uso y en una amplia gama de temperaturas, y • Contar con buenas características químicas que le concedan resistencia a diversas sustancias químicas Los cables de potencia con aislamiento extruido conocidos también como de aislamiento sólido empezaron a ser utilizados a partir de 1950 principalmente para cables de potencia de distribución. Los materiales aislantes usados en este tipo de cables de potencia son el plástico etileno-propileno (EPR), polietileno de cadena cruzada (XLPE) y polietileno de baja y alta densidad (LDPE/HDPE). Sin embargo, el uso de estos dos últimos se ha reducido desde los años ochenta. Para niveles de tensión eléctrica hasta los 500 [kV] el material predominantemente usado por los fabricantes es el XLPE, por el desarrollo tecnológico que ha tenido. La principal mejora que se ha podido observar a lo largo del tiempo, es la capacidad de esfuerzo eléctrico que pueden soportar los materiales aislantes sintéticos, logrado por un aumento en los niveles de limpieza usados en los procesos de fabricación y la pureza de los materiales. Esto ha permitido una reducción en el espesor de la capa aislante y, por lo tanto, del diámetro total del cable, lo que implica la utilización de menor cantidad de materiales y la consecuente reducción en costos. Esto ha impactado en la preferencia para usar cables XLPE en lugar de cables aislados con papel. 1 35 Figura 1.24 Los materiales XLPE y LDPE/HDPE se caracterizan por tener bajas pérdidas dieléctricas en comparación con el EPR y el papel. Los niveles máximos de temperatura de operación normal dependen del material: • 70 [°C] para el LDPE • 80 [°C] para el HDPE, y • 90 [°C] para el EPR y XLPE [3] Un punto importante de los aislamientos extruidos es que presentan una baja capacitancia, lo que permite la aplicación de este tipo de cables en líneas de transmisión largas sin problemas graves de sobretensiones. El uso de cables extruidos se ha ido extendiendo desde los años ochenta para niveles de voltaje desde 138 [kV]. La utilización de cables XLPE en sistemas mayores a 230 [kV] empezó en los años 90 por lo que con el paso del tiempo se ha podido demostrar su exitosa operación. Actualmente aplican en sistemas de 400 [kV] y mayores. La forma más común de instalación de cables extruidos es en bancos de ductos (un cable por ducto), pero también pueden ser instalados directamente enterrados y en túneles. Ver tercer capitulo del “Manual para diseño electromecánico de líneas de transmisión subterráneas”. materiales de instalación permanente para líneas de transmisión subterráneas 26606 cap 1E vol lll.indd 35 9/25/14 4:56 PM Ventajas y desventajas de EPR, PE y XLPE A continuación se detallan las ventajas y desventajas del plástico etileno-propileno (EPR), el polietileno (PE) y el polietileno de cadena cruzada (XLPE): Material EPR 1 36 PE Descripción Ventajas Desventajas Aislamiento termoestable de cadena cruzada. Los cables con aislamiento EPR son usados hasta tensiones de 138 [kV] debido a que en niveles de tensión mayor, sus pérdidas dieléctricas se vuelven significativas y mayores en comparación con el XLPE. Sin embargo, tiene excelentes características de flexibilidad y resistencia a la degradación por humedad, por lo que su uso es popular en instalaciones sumergidas y dentro de subestaciones. Su temperatura de operación de emergencia de tiempo corto es limitada a menos de 130 [°C], con un límite de temperatura de corto circuito de 250 [°C]. La designación EPR es un nombre genérico usado para referirse a dos subtipos: el EPM (plástico de etileno propileno monómero copolímero) y EPDM (plástico etileno propileno dieno monómero). Este último utilizado para empalmes y terminales. • Alta flexibilidad a temperatura ambiente que facilita la instalación. • Flexibilidad reducida a altas temperaturas de operación. • Elasticidad, expansión térmica y resistividad térmica que varían poco con los cambios de temperatura. • Resistencia a arborescencias mejorada. • Capacidad de uso en aplicaciones en las que el cable se tenga que sumergir o mojar . • Alta resistencia de ciertos grados de EPR a descargas parciales. • Pérdidas dieléctricas mayores que en los cables XLPE. • Material aislante que debe ser compuesto en un proceso diferente. • Selección muy cuidadosa debido a que existen diversos compuestos de EPR con diferentes propiedades y costos. • Aislamiento muy opaco durante toda su etapa de vida, lo que imposibilita su inspección en busca de deterioro. El polietileno es una material fabricado a partir de petroquímicos. Presenta excelentes características como aislante eléctrico además de buenas propiedades mecánicas y resistencia a ataques químicos. Es comúnmente clasificado en base a su densidad la cual puede ser baja, media o alta (LDPE, MDPE y HDPE respectivamente). Una manufactura a alta presión generará polietileno de baja densidad y copolímeros como el etileno-acrilato de butilo - EBA (ethylene butyle acrylate) o etileno-acetato de vinilo - EVA (ethylene vinyl acetate), que son usados como resinas base para pantallas conductoras. En cambio un proceso de baja presión que utiliza catalizadores es adecuado para la fabricación de polietileno lineal de baja densidad, polietileno de media y alta densidad que por su robustez son adecuados como materiales para la fabricación de las cubiertas externas de los cables. Todas estas propiedades han convertido al polietileno en uno de los materiales preferidos en la manufactura de cables eléctricos. Sin embargo el polietileno no puede ser sometido a elevadas temperaturas, debido principalmente a su estructura molecular. Para el LDPE la máxima temperatura de operación continua es de 70 [°C] debido a que a mayor temperatura este material comienza a suavizarse. Se han instalado cables de hasta 500 [kV] con aislamiento LDPE. • Baja temperatura de fusión, lo que facilita la extrusión. • Baja viscosidad del material fundido. • Excelente rigidez dieléctrica. • Alcance de alta rigidez dieléctrica sin la utilización de líquidos impregnados. • Robustez mecánica, lo que brinda una excelente protección durante la instalación y servicio. • Baja permitividad dieléctrica que proporciona una baja reactancia capacitiva. • Bajo factor de disipación lo que minimiza el calentamiento del dieléctrico. • Bajo factor de pérdidas dieléctricas. • Alta pureza del material, debido a una estructura química sencilla a base de homopolímeros, lo que evita la utilización de rellenos. • Limitación de su temperatura de operación a 70 [°C], debido a la baja temperatura de fusión, lo que limita la ampacidad y requiere conductores de gran sección transversal. • Material rígido a bajas temperaturas, lo que dificulta su instalación. • Pequeña resistencia a descargas parciales, por lo que se requiere alto control de calidad de manufactura y en la instalación de accesorios. • Alto grado de expansión térmica. • Susceptibilidad a fallas prematuras por arborescencias. • Envejecimiento prematuro por oxidación. capítulo 1. Cables de potencia 26606 cap 1E vol lll.indd 36 9/25/14 4:56 PM Material XLPE Descripción Ventajas Desventajas Los cables XLPE pueden operar a mayor temperatura que los PE, hasta 90 [°C]. Este punto resulta significativo desde el punto de vista de la capacidad de corriente del cable. El HDPE ha sido utilizado hasta temperaturas de 80 [°C]. El aislamiento XLPE es producido en base al polímero de polietileno (preferentemente LDPE) que está hecho de cadenas lineales de moléculas independientes de polietileno, débilmente unidas por enlaces moleculares. Estos enlaces débiles se rompen cuando son sometidos a temperaturas arriba de 70 [°C] causando que las moléculas se deslicen unas sobre otras. Entonces, el polímero de polietileno comienza a cambiar su forma y consistencia, suavizándose. Esta característica natural del polietileno puede ser transformada a un compuesto térmicamente estable (termofijo) mediante un proceso químico de entrelazamiento, en el cual se forman enlaces químicos covalentes perpendiculares entre cadenas paralelas de moléculas de polietileno. Entonces, la débil estructura molecular bidimensional es convertida en una estructura tridimensional más estable, un material termofijo que no puede ser fundido para dar otra forma (como en el caso de los materiales termoplásticos). Este material resultante es llamado polietileno de cadena cruzada (XLPE, por sus siglas en inglés) y exhibe propiedades eléctricas aislantes superiores. El entrelazamiento del polietileno de baja densidad se puede lograr mediante diferentes tecnologías entre las que se encuentran: •Entrelazamiento con peróxido •Entrelazamiento con silano •Entrelazamiento por irradiación • Incremento en la temperatura de operación respecto del PE de 70 [°C] a 90 [°C] y por lo tanto un incremento en la ampacidad de hasta un 18[%]. • Temperatura de operación en emergencia puede ser de hasta 105 [°C]. • Temperatura bajo corto circuito puede alcanzar los 250 [°C]. • Resistencia a una exposición de largo tiempo a condiciones de temperatura de 90 [°C]. • Alta capacidad térmica de corto circuito (250 [°C]). • Baja constante dieléctrica, responsable de las pérdidas dieléctricas. • Elevada resistencia de aislamiento. • Excelentes propiedades eléctricas en un amplio rango de temperaturas. • Resistencia a la deformación térmica a alta temperatura. • Excelente resistencia al agua y baja permeabilidad al agua. • Excelente resistencia mecánica a diversas sustancias como sales, aceite, ácidos y solventes orgánicos • Alta durabilidad y larga vida operacional • Ausencia de halógenos en su contenido (al contrario del PVC) • Superioridad en comparación con cables llenos de aceite debido a que: − Generan pérdidas dieléctricas extremadamente bajas por lo que su uso resulta económico − Son confiables y tienen una alta expectativa de vida de servicio cuando son diseñados, fabricados e instalados adecuadamente. • Proceso de cadena cruzada en el material como parte de un proceso de manufactura más sofisticado. • Inversión de capital significativa, ya que el proceso de logro de cadena cruzada requiere una línea sincronizada de vulcanizado continuo. • Altos estándares en materiales y control de calidad de la manufactura, requeridos por el proceso de logro de cadena cruzada • Calor residual en el núcleo (después del proceso de vulcanizado) que provoca que el aislamiento mantenga la forma del carrete donde se enrolla el cable. • Incremento del riesgo de penetración de material fundido al interior del núcleo, debido a la presión aplicada sobre el cable durante el extruido y vulcanizado continuo. La tecnología más usada para la fabricación de cables, desde media hasta extra alta tensión, es el entrelazamiento o encadenamiento con peróxido. Mientras que el entrelazamiento por silano es el preferido para cables de baja tensión. Al inicio de su utilización en cables de potencia se detectó la formación de arboresencias causadas por penetración de agua en el cable de potencia, defectos de fabricación como cavidades en el aislamiento, protuberancias en el semiconductor y la presencia de impurezas en el aislamiento, que provocan concentraciones de campo eléctrico formando microtúneles, que se extienden debido al campo eléctrico presente dentro de ellos. Se han desarrollado formas de retardar el crecimiento de tales arboresencias siendo las más comunes: 1 37 materiales de instalación permanente para líneas de transmisión subterráneas 26606 cap 1E vol lll.indd 37 9/25/14 4:56 PM Figura 1.25 Cable con aislamiento EPR [44]. Figura 1.25 Material Descripción Ventajas Desventajas − Son más ligeros y fáciles de manejar por lo que se reducen los tiempos y costos de instalación. − Sus empalmes y terminales son más fáciles de En ambos casos los compuestos mantienen ejecutar. excelentes propiedades del XLPE. − No contienen aceites por lo que son más amigables con el ambiente. − Requieren menos mantenimiento. • Modificación de la estructura polimérica, “Polímero WTR-XLPE, llamado polímero XLPE de copolímero modificado. • Modificación de los aditivos usados: “Aditivo WTR-XLPE” llamado TR-XLPE XLPE En cuanto al diseño estructural de estos tipos de cables de potencia, la Tabla 1.9 muestra las propiedades de los materiales más comúnmente usados como aislamientos sólidos: 1 38 Tabla 1.9 Comparación entre los materiales más comúnmente usados como aislamientos [85] Propiedades XLPE PE EPR PVC Normal 90 70 90 70 Sobrecarga 130 90 130 100 Corto Circuito 250 200 250 160 1,9 1,4 0,95 1,0 - 2,5 200 - 350 600 - 650 250 - 550 200 - 450 Resistivdad volumétrica a 20 [°C] [Ω-m] 10 16 10 10 1013 Constante dieléctrica a 1 [kHz] 2,3 2,3 3 4,5 - 9 15 - 20 Temperatura de operación [°C] Resistencia a la tensión mecánica [kg/mm2] Elongación [%] Rigidez dieléctrica [kV/mm] Resistencia al envejecimiento [°C] 16 15 20 20 15 - 20 100 Excelente Buena Excelente Buena 120 Excelente Deficiente Buena Deficiente 150 Buena Deficiente Regular Deficiente Resistencia a la deformación térmica Buena Deficiente Excelente Deficiente Resistencia a solventes Buena Buena Deficiente Deficiente Resistencia al desgaste Buena Buena Excelente Buena Resistencia al aceite Excelente Excelente Regular Buena Resistencia a químicos orgánicos Excelente Excelente Regular Buena Resistencia a químicos inorgánicos Excelente Excelente Buena Excelente Actualmente no existe un acuerdo internacional que determine un espesor estándar para cada nivel de tensión eléctrica, sin embargo una consideración es diseñar el aislamiento de tal manera que el esfuerzo eléctrico en éste sea el mínimo posible. Otro criterio determinante es el espesor con base al máximo esfuerzo eléctrico capítulo 1. Cables de potencia 26606 cap 1E vol lll.indd 38 9/25/14 4:56 PM sobre la pantalla interna, de esta forma se tendrán diferentes espesores de aislamiento para diferentes diámetros de conductor. Los espesores de aislamiento para cables de potencia se definen con base en los límites de esfuerzos eléctricos nominales a nivel del semiconductor interno sobre el conductor (E0), y a nivel de semiconductor externo sobre el aislamiento (Ei) mismos que son definidos por los fabricantes, usuarios o normas [78], [80], [81], [82] y [83]. Sin embargo, históricamente los espesores de aislamiento se han definido con base en la experiencia probada en fabricación y pruebas de cables de potencia. En la Tabla 1.10 se indican los espesores tradicionales de aislamiento y los esfuerzos eléctricos nominales para la determinación del aislamiento de los cables de potencia con aislamiento extruido. Espesores de aislamiento para cables de potencia extruidos Tabla 1.10 Determinado con base a esfuerzos Nivel de Tradicional eléctricos nominales tensión [mm] [kV/mm] [kV] ≤ E0 ≤ Ei 69 16,21 4 6 85 18,11 4,5 7 115 20,31 5 8 138 21,61 5,5 8 161 18-212 6 9 230 21-242 6,5 12 400 24-272 7 16 1 Espesores tradicionales de acuerdo con fabricantes norteamericanos. 2 Espesores tradicionales de acuerdo con fabricantes europeos. Para lograr aislamientos que soporten altos niveles de tensión eléctrica, se requiere un proceso de fabricación y materiales de alta calidad, que cubra los siguientes puntos: • Inexistencia de cavidades dentro del aislamiento o en sus interfaces con otras capas • Nivel mínimo de contaminación del aislamiento y pantallas semiconductoras • • • • • Interfaces sin protuberancias, o bien, lo más lisas posibles para evitar puntos de concentración de campo eléctrico Distribución uniforme de la capa de aislamiento lo más centrada posible en toda la longitud del cable Control preciso del proceso de fabricación Inspección rutinaria de los materiales usados durante el proceso Pruebas de rutina a cada cable fabricado La manufactura de cables de potencia XLPE consta de cinco pasos después del proceso de cableado del conductor: 1) Preparación de los compuestos del aislamiento y pantallas 2) Extrusión del aislamiento y pantallas sobre el conductor 3) Calentamiento para inicio del proceso de encadenamiento del polímero 4) Enfriamiento 5) Desgasificación 1 39 La preparación de los compuestos para las pantallas y el aislamiento debe llevarse a cabo en cuartos rigurosamente limpios y libres de humedad. Los compuestos son suministrados a la máquina de extrusión por medio de conductos sellados. El conductor es pasado a través de un dado de triple extrusión, donde las capas semiconductoras y el aislamiento son aplicadas juntas por inyección. El peróxido dicumy es el agente usado como encadenador. Para activar el proceso, el cable debe ser calentado por encima de 200 [°C] aplicando una fuerte presión para evitar la formación de cavidades. Posteriormente sigue el proceso de curado o secado del cable. Proceso para la extrusión de cables Existen tres formas de proceso para la extrusión de cables: • Vulcanización continua por catenaria • Vulcanización continua horizontal • Vulcanización continua vertical A continuación se describen las particularidades de cada proceso de extrusión del cable de potencia. materiales de instalación permanente para líneas de transmisión subterráneas 26606 cap 1E vol lll.indd 39 9/25/14 4:56 PM Figura 1.26 Figura 1.26 Línea de vulcanización continua por catenaria [45]. Figura 1.27 Cable con núcleo descentrado debido a un deficiente control de extrusión en catenaria [76]. Figura 1.28 Línea de vulcanización continua horizontal [46]. Figura 1.27 Proceso Descripción Vulcanización continua por catenaria El conductor pasa a través de un tubo de gran diámetro en forma de catenaria (Ver: Figura 1.26), que contiene gas nitrógeno a una presión de 8 [bar]. Para alcanzar la temperatura que inicia la reacción de encadenamiento, la primera sección del tubo es calentada eléctricamente. Para evitar que el conductor toque el fondo del tubo se aplica una tensión controlada. Completado el proceso de cadena cruzada, el cable pasa por una sección de enfriamiento en la que circula agua o nitrógeno. Inmediatamente después de la extrusión y durante el inicio del encadenamiento, el aislamiento es un líquido viscoso que debe contar con un sistema de control gravitacional para evitar que el aislamiento se escurra y se deforme, dándole una forma ovalada a la sección transversal del cable, o bien, le hace perder su excentricidad (Ver: Figura 1.27). Para reducir este efecto, el cable se debe rotar durante su paso a través del tubo o el mismo tubo es llenado con aceite de silicón para dar apoyo al cable, con el que se evita el efecto de la gravedad. Vulcanización continua horizontal El conductor pasa a través de la cabeza de triple extrusión (Ver: Figura 1.28) y el conductor aislado pasa posteriormente a un tubo muy ajustado de 10 [m] de longitud aproximadamente. El tubo es calentado a 200 [°C] para iniciar el proceso de encadenamiento. Por último el cable pasa dentro de un tubo horizontal a través del cual circula agua para su enfriamiento. Vulcanización continua vertical El conductor pasa verticalmente a través del dado de triple extrusión dentro de un tubo de gas nitrógeno presurizado. El encadenamiento es activado por circulación de gas caliente, obtenido por medio del calentamiento del tubo. Para completar el proceso, el cable es enfriado en la última sección de la torre. Mediante este esquema de fabricación el cable mantiene una concentricidad de sus capas y un perfil circular, lo que es esencial para soportar los altos niveles de tensión requeridos [1], [8], [3] y [4]. Ver: Figura 1.29, Figura 1.30 y Figura 1.31. 1 40 Figura 1.28 Las principales ventajas de la utilización de cables de potencia extruidos son: • Compatibilidad ambiental • Reducción de riesgos en túneles y edificios por la ausencia de materiales que permitan la propagación de fuego • Reducción del mantenimiento necesario debido a la ausencia de equipo adicional como presurizadores • Reducción del monitoreo continuo de su estado • Reducción de las pérdidas dieléctricas y la reactancia capacitiva (en comparación con cables aislados con papel), y • Reducción del equipo necesario para mantener su funcionamiento e incremento de las temperaturas de operación y ampacidad, que se ven reflejadas en disminución del costo Pruebas a los cables de potencia Las pruebas aplicables a cables de potencia para alta tensión según la normatividad IEC son las indicadas en la Tabla 1.11, las cuales sólo son aplicables a cables de potencia por separado, no incluyendo accesorios como empalmes y terminales, toda vez que también son considerados por esta misma normatividad. capítulo 1. Cables de potencia 26606 cap 1E vol lll.indd 40 9/25/14 4:56 PM Figura 1.29 Edificio para proceso de vulcanización continua vertical [43]. Figura 1.30 Máquina de extrusión vertical [76]. Figura 1.31 Figura 1. 31 Pantalla de control de las dimensiones de las capas extruidas durante el proceso de extrusión del cable de potencia [47]. Figura 1.29 Figura 1.30 Pruebas aplicables en fábrica para cables de potencia [80] No. Descripción de la prueba Rutina Tabla 1.11 Tipo Sobre Eléctricas muestra No eléctricas 1 Prueba de descargas parciales X X 2 Prueba de tensión eléctrica X X 3 Prueba eléctrica en pantalla no metálica X 4 Inspección del conductor 5 Medición de la resistencia eléctrica del conductor y pantallas/cubiertas metálicas 6 Medición del espesor del aislamiento y de la cubierta protectora externa no metálica X X 7 Medición del espesor de la cubierta metálica X X 8 Medición de los diámetros que conforman el cable X 9 Prueba de calentamiento para aislamientos X X X X X 10 Medición de la capacitancia del cable X 11 Prueba de penetración de agua X 12 Prueba de tensión al impulso para cables con esfuerzos eléctricos nominales calculados y mayores a 8 [kV/mm] X 13 Pruebas a los componentes de los cables que incluyen cubiertas metálicas a base de cintas o laminas, aplicadas longitudinalmente y adheridas a la cubierta protectora externa X 14 Prueba de doblez en el cable, posteriormente con la instalación de accesorios se realiza la prueba de descargas parciales a temperatura ambiente X 15 Medición de la tangente delta (en una muestra no utilizada en ninguna otra prueba) X 16 Prueba de ciclos de calentamiento, seguida de medición de descargas parciales a temperatura ambiente X 17 Prueba de tensión al impulso seguida de una prueba de tensión a frecuencia industrial X 18 Inspección y examinación al cable de potencia al termino de la secuencia de pruebas X 19 Medición de resistividad de las capas semiconductoras (en una muestra no utilizada en ninguna otra prueba) X 20 Verificación de la construcción del cable X 21 Prueba para determinar las propiedades mecánicas del aislamiento antes y después del envejecimiento X 22 Prueba para determinar las propiedades mecánicas de la cubierta protectora externa antes y después del envejecimiento X 23 Pruebas de envejecimiento en piezas o sobre el cable completo para verificar compatibilidad de los materiales X 1 41 X X materiales de instalación permanente para líneas de transmisión subterráneas 26606 cap 1E vol lll.indd 41 9/25/14 4:56 PM Figura 1.32 Cable de potencia aislado con papel impregnado [48], [49]. Figura 1.33 Aplicación de cintas de papel aislante traslapadas [32]. Figura 1.32 No. Figura 1.33 Descripción de la prueba Rutina Tipo Sobre Eléctricas muestra No eléctricas 24 Prueba de presión a alta temperatura en cubiertas protectoras externas X 25 Prueba de alargamiento en caliente para aislamientos X 26 Medición de contenido de negro de humo o de carbón de las cubiertas protectoras externas X 27 Prueba bajo condiciones de fuego (si las características del cable lo consideran) X 28 Pruebas de agrietamiento para aislamientos X 29 Pruebas de agrietamiento para cubiertas protectoras externas X Normatividad 1 42 Las normas que corresponden a los cables de potencia de alta tensión son: Identificación Descripción CFE E0000-17 Cables de Potencia para 69 a 138 kV con Aislamiento de XLP CFE E0000-28 Cables de energía monopolares con aislamiento sintético para tensiones de 150 kV hasta 500 kV IEC 60183 Guide to the Selection of High Voltage Cable IEC 60228 Conductors of Insulated Cable IEC 60332 Test on Electric Cable Under Fire Conditions IEC 60811 Common Test Methods for Insulating and Sheathing Materials of Electric Cables and Optical Cable IEC 60840 Power Cable with Extruded Insulation and their Accesories for Rated Voltages Above 30 kV (Um = 36 kV) Up To 150 kV (Um = 170 kV) IEC 60885-2 Electrical Test Methods for Electric Cable Cables de potencia con aislamiento de papel Durante varios años el papel ha sido utilizado como material para la conformación del aislamiento de cables de potencia, dicho papel es derivado principalmente de celulosa de árboles y comúnmente es conocido como papel kraft. Sin embargo, se ha desarrollado papel laminado de polipropileno, formado de una capa de polipropileno cubierta en ambas caras por una capa de papel. El aislamiento de este tipo consta de cintas de papel estrechas aplicadas al cable en forma helicoidal y traslapadas unas sobre otras. La formación del aislamiento al cable se logra mediante la aplicación de varias capas de cintas cruzadas helicoidalmente —con una extensión de entre 10 y 30 [mm] y un espesor de entre 0,06 y 0,15 [mm]—, hasta alcanzar el espesor de aislamiento deseado para el nivel de tensión eléctrica requerida. El proceso de aplicación de cintas se puede observar en la Figura 1.33. capítulo 1. Cables de potencia 26606 cap 1E vol lll.indd 42 9/25/14 4:57 PM Figura 1.34 Papel laminado de polipropileno [50]. Figura 1.34 Debido a la forma en que son aplicadas las cintas y a que todos los cables se ven sometidos a ciclos de carga en los que se presentan expansiones y contracciones termomecánicas, se pueden formar cavidades entre las capas, lo cual puede provocar descargas parciales reduciendo la vida del aislamiento. Para evitarlo es usado un líquido dieléctrico presurizado que impregna el aislamiento en cables de potencia tipo tubo, o bien, rellena el núcleo del cable en cables de potencia autocontenidos, incrementando la rigidez dieléctrica y eliminando la ionización en el aislamiento, además de retardar el ingreso de humedad. Papel impregnado El papel usado para aislar cables de potencia está compuesto por largas fibras de celulosa derivadas de un tratamiento químico hecho con la pulpa de madera. El tratamiento es a base de sulfuro de sodio y sosa caustica a alta presión y temperatura que remueve impurezas como lignina y algunas resinas. El papel está formado por dos capas, aunque para cables de potencia, suele usarse papel de tres capas. Las cualidades físicas de este material se controlan durante el proceso de batido de la pulpa y su grado de finura, que depende del porcentaje de agua en la mezcla, determina el espesor, la densidad aparente y la permeabilidad. El espesor del papel normalmente es de 65 a 190 [µm] y su densidad varía entre 650 y 1000 [kg/m3]. Las propiedades del papel usado por el fabricante para diferentes tipos de cable de potencia dependen principalmente del líquido impregnado que será usado, además se deben considerar factores como el grado de flexibilidad deseado. Dependiendo del nivel de tensión eléctrica, los espesores del aislamiento a base de papel pueden estar entre 0,6 y 30 [mm] o más. Uno de los factores importantes durante la fabricación son los espesores de la cintas y la tensión mecánica con que son aplicadas, que se va incrementando conforme el aislamiento se aplica. En la zona más cercana al núcleo del cable de potencia, donde el esfuerzo eléctrico es mayor, las cintas aplicadas son más delgadas. Papel laminado de polipropileno (PLP) El Papel Laminado de Polipropileno (PLP) está formado por una capa extruida de polipropileno recubierto por dos capas delgadas de papel aislante (Ver: Figura 1.34), este tipo de cintas pueden ser aplicadas por máquinas encintadoras comunes y se les puede impregnar con los mismos compuestos que el papel convencional. El polipropileno que compone la cinta tiene las siguientes propiedades: • Bajo ángulo de pérdidas dieléctricas • Baja permitividad • Alta temperatura de operación, y • Alta resistencia mecánica Además, cuenta con las siguientes características: • Baja elasticidad y alta resistencia a la tensión mecánica • Fluidez mayor al líquido aislante debido a su composición “fibrosa”, y • Alta resistencia a descargas parciales en sus cavidades cuando son llenadas con líquido aislante, lo que le da un excelente desempeño bajo tensiones de impulso Propiedades típicas del aislamiento de papel tipo PLP de 100 [μm], [3] Propiedades PLP Papel Fuerza a la tensión mecánica [MN/m2] 50 110 Elongación máxima [%] 2,0 2,5 Infinita 15000 Densidad [g/cm3] Impermeabilidad al aire [Gs] 0,9 0,9 Permitividad relativa 2,7 3,4 Ángulo de pérdidas dieléctricas a 90 [°C] 0,0008 0,0023 Factor de pérdidas dieléctricas a 90 [°C] 0,0021 0,0078 Resistencia al impulso a 90 [°C] [kV/m] 160 135 Resistencia en ca de tiempo corto [kV/mm] 55 50 1 43 Tabla 1.12 Antes de la impregnación, el papel es calentado a 120 [°C] y sometido a una presión de vacío entre 10 y 20 [N/m2] para remover el aire y la humedad de las fibras, además de asegurar que serán rellenadas materiales de instalación permanente para líneas de transmisión subterráneas 26606 cap 1E vol lll.indd 43 9/25/14 4:57 PM Figura 1.35 Arreglo de tres cables monofásicos tipo tubo [50]. Figura 1.36 Cables tipo tubo aislado en gas [51]. Figura 1.36 Figura 1.35 completamente por el líquido dieléctrico. El grado inicial de humedad en el papel es de 2 a 7 [%] y después del secado alcanza un valor de entre 0,001 y 0,5 [%]. Presenta una alta resistencia al impulso cuando es impregnado, aumentando simultáneamente con la densidad de corriente y conforme se reduce el espesor del papel, se puede alcanzar un nivel de resistencia al impulso de 200 [kV/m]. Sin embargo, se deben considerar otros factores como los “huecos” entre las capas de papel y la relación entre la densidad y las pérdidas dieléctricas, además del contenido de humedad. El nivel de humedad para cables de potencia para alto y extra alto voltaje debe ser menor de 0,1 [°C]. Un incremento en la densidad del papel incrementa las pérdidas dieléctricas. Los cables aislados con papel siempre han tenido una excelente confiabilidad, característica atribuida principalmente a la presencia de una cubierta metálica que impide el paso de aire o agua. En los cables de potencia con aislamiento a base de cintas se han desarrollado diferentes formas para la construcción del cable de potencia, lo que ha contribuido a dar un nombre particular a cada uno de ellos: • Cables tipo tubo (pipe type - HPFF), y • Cables autocontenidos (SCFF) 1 44 Estos tipos de cables de potencia tienen un fluido circulante con propiedades dieléctricas a alta o baja presión que es utilizado principalmente como medio aislante. Cables de potencia tipo tubo, cables llenados con fluidos a alta presión (pipe type - HPFF) Los cables de potencia tipo tubo (high pressure fluid filled, por sus siglas en inglés) son conocidos como tipo HPFF. Este tipo de sistema de cables comprende una tubería de gran diámetro en la cual se instalan tres cables monofásicos como se muestra en la Figura 1.35. La longitud de las tuberías depende principalmente de la máxima longitud del cable de potencia—que puede ser transportada en un carrete— y la máxima tensión de jalado que puede ser aplicada al cable de potencia. El principio de este tipo de sistema es mantener al aislamiento del cable de potencia totalmente impregnado de líquido dieléctrico en todo momento. El diámetro de las tuberías se selecciona de manera que exista una distancia libre de 1,5 a 2 [plg] medida a partir del círculo circunscrito que forman los tres cables en configuración triangular. Esta distancia no puede ser mayor para evitar que la formación se pierda, quedando un cable al lado del otro dentro del tubo (formación en “L”). Las tuberías están fabricadas de acero al carbón con un alto grado de limpieza que evita la presencia de impurezas que contaminen el fluido dieléctrico, los tubos pueden estar recubiertos internamente con una resina compatible con el dieléctrico y una protección catódica de sacrificio externa a base de zinc. Los cables están aislados con papel kraft aunque para tensiones a partir de 230 [kV] es preferible emplear el PLP, los tres cables son instalados juntos en una misma tubería de acero. Durante mucho tiempo fue usado aceite mineral para rellenar el tubo, sin embargo, actualmente ha sido sustituido por líquidos sintéticos dieléctricos. Otro tipo de sistemas utilizan gas a presión, específicamente nitrógeno, estos son conocidos como “rellenos con gas a alta presión” (Ver: Figura 1.36) o high pressure gas filled (HPGF, por sus siglas en inglés). Las principales ventajas que ofrecen los sistemas de cables de potencia tipo tubo son: • Protección extra al cable contra daño externo • Instalación de las tuberías relativamente fácil, que causa menores disturbios en comparación con otros sistemas • Mayor capacidad de conducción de corriente, ya que el líquido dieléctrico actúa como un medio de enfriamiento para el cable, y • Gran confiabilidad El PLP es un aislamiento con una alta rigidez dieléctrica y con bajas pérdidas, lo que permite transmitir capítulo 1. Cables de potencia 26606 cap 1E vol lll.indd 44 9/25/14 4:57 PM Figura 1.37 Sistema de bombeo de fluido de sistema de cables tipo tubo [52]. Figura 1.37 energía a niveles de tensión elevados, hasta 345 [kV] en tuberías de hasta 8 [plg]. En comparación con cables aislados con papel kraft de la misma tensión e instalados en tuberías de 10 [plg], una tubería de menor diámetro permite radios de curvatura menores y una menor utilización de líquido dieléctrico. En la siguiente tabla se encuentran los espesores típicos de aislamientos de cables tipo tubo dados por la Association of Edison Illuminating Companies (AEIC). Espesores típicos de aislamiento de cables tipo tubo, conforme a especificaciones AEIC [3] Tensión Nominal Fase - Fase [kV] Tamaño de los conductores Tabla 1.13 Espesor del aislamiento [kcmil] [mm2] PPL [mm] Papel [mm] 69 167,8 - 4000 85 - 2027 — 6,86 7,62* 115 350 - 750 800 - 4000 177 - 380 405 - 2027 6,35 6,35 10,67 9,53 12,32* 120 350 - 750 800 - 4000 177 - 380 405 - 2027 — 11,05 10,29 138 500 - 900 1000 - 4000 253 - 456 507 - 2027 300 270 12,45 11,18 14,86* 161 759 - 900 1000 - 4000 380 - 456 507 - 2027 — 14,61 13,08 230 1000 - 2000 2250 - 4000 507 - 1013 1140 - 2027 11,43 18,92 15,37 345 1000 - 1250 1500 - 4000 507 - 633 760 - 2027 15,24 25,91 22,99 500 2000 - 4000 1013 - 2027 18,92 27,94 765 2000 - 4000 1013 - 2027 30,48 n.a. 1 45 * Espesores de aislamiento de cables de potencia rellenos de gas a alta presión (HPGF) Instalación La forma de instalación de este tipo de cables de potencia consiste en tender las tuberías de acero y posteriormente jalar el conjunto de tres cables dentro de ella en tramos de 1000 [m] aproximadamente en cables de potencia de hasta 345 [kV], la longitud de los tramos depende de la capacidad de transportación en los carretes y las tensiones máximas de jalado. Una vez que la línea ha sido instalada junto con sus accesorios como empalmes y terminales —y después que los tubos han sido sellados—, se llevan al vacío para rellenarlos con el líquido dieléctrico o, en su caso, con gas nitrógeno. El líquido dieléctrico es presurizado en uno o ambos extremos y, dependiendo de la longitud, son instalados tanques de reserva que permiten la expansión y desplazamiento del líquido durante los ciclos de carga del cable de potencia. Durante ciclos de alta temperatura se abren válvulas de alivio para permitir el paso del líquido dieléctrico a los tanques de reserva. Cuando la temperatura del sistema disminuye y la presión alcanza un nivel mínimo, se activan válvulas que ponen en funcionamiento las bombas como la observada en la Figura 1.37, para mantener la presión adecuada en el sistema. materiales de instalación permanente para líneas de transmisión subterráneas 26606 cap 1E vol lll.indd 45 9/25/14 4:57 PM Figura 1.38 Figura 1.38 Cables de potencia tipo tubo durante su instalación[53]. Para asegurar una impregnación total del aislamiento se requiere que el sistema esté altamente presurizado, la presión normal de estos es de 1400 [kPa] (220 [psi]). El líquido usado para rellenar el tubo es de menor viscosidad que el usado para impregnar el aislamiento del cable de potencia, típicamente es de 160 [cS] a 20 [°C], ya que los grandes diámetros de los tubos producen que la presión longitudinal sea baja. propiedades mejores que las de cada componente individual: • Alta resistividad eléctrica inicial • Bajo nivel de deterioración a altas temperaturas • Bajo factor de potencia • Factor de potencia casi constante ante cambios de temperatura, y • Bajo factor de ionización Compuestos impregnantes Debido a que cierto tipo de aceites usados para impregnar el aislamiento bajo condiciones de alta temperatura y en contacto con aire tienden a perder sus propiedades dieléctricas, los procesos de impregnado se llevan bajo condiciones controladas para evitar la introducción de aire o contaminación en el aislamiento. Por esta razón se toman las siguientes medidas durante su manufactura: • Mantener los materiales impregnantes en tanques al vacío • Usar presiones de impregnación • Desgasificar y deshidratar el fluido • Calentar el líquido antes de su aplicación y manteniendo la misma temperatura y presión (200 [psi] (1,4 [MPa]) durante todo el proceso Los principales tipos de compuestos impregnantes son aceites minerales, polibutenos y alquilbencenos. El líquido alquilbenceno es mezclado con aceite mineral para reducir su tendencia a la formación de gases [5], [2], [4], [1] y [17]. Entre los compuestos más usados para impregnar cables de potencia con aislamientos encintados a base de papel se encuentran: • Tipo A: Aceite mineral nafténico • Tipo B: Aceite mineral nafténico mezclado con resinas purificadas • Tipo C: Aceite mineral nafténico mezclado con polímeros de alto peso molecular • Tipo D: Petrolato mezclado con resinas purificadas, y • Tipo E: Polibuteno 1 46 El líquido impregnante usado para los núcleos debe tener una viscosidad de cerca de 3000 [cS] a 20 [°C] y para cables de potencia de alto voltaje debe ser de tipo sintético. Es importante que durante el transporte del cable de potencia, éste no entre en contacto con humedad. Debido a esto se suele cubrir temporalmente cada núcleo con cintas metálicas o de tereftalato de polietileno (PET) la cual va siendo retirada durante el jalado dentro de la tubería. Para reducir la fricción entre el tubo y los cables en su interior, éstos son cubiertos con un alambre de acero, zinc, bronce o latón helicoidalmente aplicado sobre el aislamiento, en la Figura 1.38 se pueden apreciar tales alambres. La alta presión dentro del tubo, además de la alta viscosidad a temperatura elevada del líquido dieléctrico, mejora la capacidad a las tensiones eléctricas de impulso. Cuando el aislamiento a base de papel es impregnado con un líquido dieléctrico, se obtienen En sistemas HPFF la presión es de 200 [psi] pero se requiere un aislamiento mayor en cada cable que lo conforma, debido a que las cualidades dieléctricas de gas nitrógeno son menores a los dieléctricos líquidos. Los tamaños de conductores de cobre y aluminio usados en este tipo de cables pueden ser desde 400 [mm2] hasta 1200 [mm2], en los que la configuración del núcleo normalmente es del tipo segmentado “Milliken” formado por cuatro paquetes para reducir la resistencia de ca. En cuanto al aislamiento de papel se requiere especialmente que sea bastante firme para evitar su deformación debido a las altas presiones dentro del tubo [26] y [27]. Aspectos relevantes Algunos puntos relevantes con respecto a la fabricación e instalación de los cables de potencia tipo tubo son: • Control preciso del proceso de aplicación de las cintas al núcleo, ya que las tensiones a las que son aplicadas las cintas deben ser uniformes y capítulo 1. Cables de potencia 26606 cap 1E vol lll.indd 46 9/25/14 4:57 PM Figura 1.39 Cable de potencia tipo autocontenido [54]. Figura 1.40 Cables de potencia con circulación interna de fluido dieléctrico (autocontenidos), núcleo Milliken (izquierda) núcleo Anular (derecha) [55]. Figura 1.41 Figura 1.39 • • • • • Figura 1.40 con la suficiente fuerza para asegurar una alta rigidez dieléctrica, lo que previene cualquier tipo de imperfección, como rasgaduras o arrugas Reducción de pérdidas dieléctricas por el uso de PLP Uso de conectores de compresión e instalación de los tres empalmes en una misma cubierta de acero Selección cuidadosa de la ruta de la trayectoria para el sistema, para evitar curvaturas que pudieran dañar el núcleo del conductor Colocación de refuerzos en el cable adyacente al empalme para evitar que entre los cables pierdan su formación triangular por los movimientos producidos por la expansión termomecánica o en instalaciones con cambios de altitud, así se evita que existan dobleces que crean huecos en el aislamiento de cada uno de los cables y cerca de los empalmes. Conocer que en los últimos años se han desarrollado: - Cables de potencia tipo HPFF con aislamiento de papel de polipropileno laminado (PLP) que reducen el diámetro del aislamiento requerido para el cable de potencia (60 [%] del espesor para cables aislados con papel). - Sistemas de cables de potencia tipo tubo en los que los cables son llenados con aislamiento sintético. Este tipo de sistemas se han instalado en los Estados Unidos de América hasta una tensión máxima 345 [kV], sin embargo, a nivel mundial existen cables de potencia de este tipo, los cuales operan hasta los 765 [kV]. Cables de potencia autocontenidos con fluidos (self contained fluid filled - SCFF) Este tipo de cables de potencia son presurizados internamente con un líquido dieléctrico de baja Figura 1.41 Cable de potencia autocontenido monofásico con ducto central para la circulación del fluido [38]. viscosidad. Las presiones utilizadas en cables autocontenidos son menores que las usadas en cables tipo tubo, del orden de 105 [kPa] (17 [psi]), sin embargo, existen cables de potencia con pantallas de refuerzo que les permiten ser usados a presiones mayores, de hasta 525 [kPa] (75 [psi]). Estos cables de potencia fueron desarrollados en los años veinte en los Estados Unidos de América y su uso se expandió al resto del mundo desde los años cincuenta. En cables de potencia monofásicos los tamaños de conductor van de 120 a 2500 [mm2] los cuales son empleados en sistemas de más de 150 [kV]. Ver: Figura 1.39 y Figura 1.40. Los cables de potencia con fluidos autocontenidos tienen gran durabilidad, ya que han llegado a estar en servicio más de 40 años y pueden ser instalados de diferentes formas (por ejemplo, directamente enterrados, en ductos, túneles, entre otros tipos de instalación). Su diámetro es pequeño, lo que permite tener tramos más largos de cable de potencia. Existe disponibilidad de cables de potencia de grandes secciones para altas capacidades de corriente, además de una gran variedad de accesorios. En sistemas de extra alta tensión se emplean aislamientos con bajas perdidas dieléctricas. De la misma manera que los cables HPFF, los cables autocontenidos buscan mantener el aislamiento del cable de potencia impregnado en todo momento. Cada fase individual está contenida dentro de una cubierta metálica herméticamente sellada, típicamente de plomo extruido o aluminio corrugado. El cable conductor está formado por un núcleo hueco que provee un canal para la circulación del fluido dieléctrico y para evitar su ionización debe mantenerse a una presión alta. En sistemas de cables de potencia trifásicos los tres núcleos se encuentran contenidos en una misma cubierta de plomo o aluminio y, entre cada núcleo se encuentra un pasaje por donde circula el dieléctrico. En cables de potencia monofásicos el ducto está en el centro del conductor, como puede verse en Figura 1.41. El líquido dieléctrico es inyectado dentro del cable de potencia durante el proceso de impregnado y aplicación de la cubierta protectora y es mantenido así durante el resto de su vida útil. Durante el periodo 1 47 materiales de instalación permanente para líneas de transmisión subterráneas 26606 cap 1E vol lll.indd 47 9/25/14 4:57 PM Figura 1.42 Tubo base de cobre para cable de potencia autocontenido [56]. Figura 1.43 Cable de potencia con tubería helicoidal interna para la circulación de aceite [57]. Figura 1.44 Cable superconductor criogénico [58], [59]. Figura 1.42 de transporte, el cable de potencia es provisto de tanques de reserva que contienen el líquido durante su expansión por posibles aumentos de temperatura. La técnica de formar el núcleo conductor sobre un ducto espiral de acero aplica sólo para conductores de hasta 150 [mm2] y para los tipo Milliken. En los núcleos tipo segmentado el ducto central es formado por los mismos paquetes de conductores y pueden ser aplicadas capas extra de conductores circulares, esta construcción es conocida como “autosoportada” o “autocontenida” y es usada en núcleos de hasta 1000 [mm2]. Para tamaños mayores se utilizan núcleos Milliken de cuatro segmentos (como mínimo) aplicados sobre un ducto metálico de 12 [mm] de diámetro. Para las pantallas de los conductores son usadas cintas planas de carbón o metalizadas. El aislamiento usado puede ser papel o papel laminado de polipropileno, que sirve para aumentar el voltaje de operación del cable de potencia, reducir la permitividad y reducir las pérdidas dieléctricas. Para lograr buenas características eléctricas y mecánicas, se usan diferentes espesores de papel en función de su posición respecto del núcleo del cable de potencia. El papel delgado favorece la flexibilidad, mientras que un mayor espesor proporciona una rigidez dieléctrica superior, por ello cerca del núcleo es usado papel de 75 [µm] de espesor, mientras que en las capas más externas es posible variar los espesores de 125 a 200 [µm]. La pantalla sobre el aislamiento debe tener la suficiente permeabilidad para permitir la impregnación del aislamiento, generalmente puede ser de papel de carbón, papel metalizado o cintas metálicas. Hasta la década de los sesenta el aceite mineral era usado como líquido impregnante, pero posteriormente fue sustituido por alquilatos sintéticos de dodecilbenceno, que tienen una viscosidad menor, lo que permite que las secciones transversales de cable de potencia sean mayores, además presentan una rigidez dieléctrica superior y mantienen sus propiedades a alta temperatura. En la Tabla 1.13 se observan las propiedades de este compuesto. Una de las características importantes que debe cumplir el impregnante es absorber humedad e hidrógeno, cualidad que tienen los alquilatos. 1 48 Figura 1.43 Figura 1.44 Propiedades del Dodecilbenceno [3] Propiedad Valor Densidad a 20 °C [g/cm3] 0,86 Viscosidiad [cS] — 40 [°C] 4,0 - 4,5 60 [°C] 2,5 - 3,0 90 [°C] 2,0 - 2,2 Punto de inflamación [°C] 130 Punto de congelación [°C] -45 Corrosividad al azufre No Coeficiente de expansión [1/°C] Capacidad térmica específica [kJ/kgK] Gasificación bajo estrés eléctrico [ml/min] Tabla 1.14 0,00080 1,67 -0,02 (min) Para lograr bajos ángulos de pérdidas dieléctricas el aislamiento de este tipo de cables es secado al vacío para reducir al máximo la presencia de humedad. Para impregnar el cable de potencia se han desarrollado varias técnicas, una de ellas consiste en impregnar el papel en los tanques de secado que se encuentran conectados directamente a la extruidora de la cubierta metálica. De esta manera, la cubierta es extruida mientras el cable se encuentra impregnado. Otras técnicas consisten en realizar el extruido de la cubierta metálica en vacío, mientras que el impregnado se lleva a cabo en un proceso separado. Algunas cuestiones sobresalientes de la construcción e instalación de estos tipos de cables son las siguientes: • Los únicos cables SCFF que llevan armadura son los submarinos. • La cubierta externa generalmente es de PVC de media o alta densidad. • Los cables de potencia de hasta 150 [kV] son fabricados de tipo trifásico, y para tensiones eléctricas mayores la construcción debe ser del tipo monofásico. En caso de que la longitud de la línea de transmisión sea muy corta, es preferible usar cables monofásicos para evitar costos extras debido a los empalmes y trifurcadores necesarios, ya que las terminales son del tipo monofásico. • Los sistemas requieren la instalación de tanques de reserva para el dieléctrico para que éste se capítulo 1. Cables de potencia 26606 cap 1E vol lll.indd 48 9/25/14 4:57 PM • desplace a su interior durante los ciclos de carga donde aumenta la temperatura, además de que el cable de potencia y el dieléctrico se expanden. Estos tanques pueden ser de hasta 300 litros, sin embargo, el tamaño de estos depende del tamaño de la longitud de la línea de transmisión. En terrenos ondulados (no planos) se sugiere seccionar el total de la longitud de la línea de transmisión, esto se logra por medio de empalmes que interrumpen totalmente el flujo del dieléctrico por medio de una barrera hecha de material epóxico. Cables para aplicaciones especiales Los cables de potencia descritos en las secciones anteriores son los comúnmente empleados en las líneas de transmisión subterráneas. Sin embargo, existen otros tipos de cables que son para aplicaciones especiales, denominación atribuida a que no se encuentran normados por organismos como IEC, IEEE, entre otros. Esto se debe a que cada fabricante a nivel mundial define los materiales, fabricación y pruebas con base en su tecnología y desarrollo, dando así las características particulares de acuerdo a la aplicación y el uso a que se verán sometidos. Sin embargo, aún cuando este documento trata los materiales de instalación permanente que se emplean en la construcción de líneas de transmisión subterráneas, se abordarán dos tipos de cables para aplicaciones especiales, los cuales son: • Cables supercondutores, y • Cables submarinos Cables superconductores Los materiales superconductores tienen la característica de poder conducir corriente eléctrica prácticamente sin resistencia cuando alcanzan valores por debajo de su temperatura crítica, esta temperatura es aquella con la que el material adquiere sus características superconductoras y varía de acuerdo al material superconductor. La “densidad de corriente crítica” es el máximo valor de densidad de corriente que puede conducir el cable a una temperatura determinada. Los cables superconductores o criogénicos utilizan materiales superconductores compuestos para conducir la corriente eléctrica —en lugar de los materiales convencionales como el cobre y el aluminio—, ya que generalmente están enfriados y aislados con nitrógeno líquido. Éste tipo de cables superconductores permite la transmisión de energía desde 2 hasta n veces, su limite depende de factores que se abordarán en esta sección, donde serán comparados con un cable de potencia de la misma sección transversal. Aspectos sobresalientes Cuando se utilizan cables superconductores para la construcción de un sistema de transmisión de energía eléctrica nuevo —o se añade a un sistema ya existente—, se obtienen una serie de beneficios que impactan en la confiabilidad, eficacia y costos de operación de la red, entre ellos se encuentran los siguientes: • Capacidad de respuesta instantánea ante demandas súbitas de energía eléctrica derivada del aumento de carga (se logra transportar desde 2 hasta n veces más energía que con un cable de potencia) • Utilización de las mismas instalaciones de los cables de potencia, para el caso de repotenciación • Incremento de la flexibilidad operativa del sistema eléctrico interconectado • Posibilidad de compartir el derecho de vía de líneas de transmisión aéreas existentes 1 49 La densidad de corriente de los cables superconductores puede llegar a ser de más de 100 [A/mm2], lo que permite una mayor transmisión de energía eléctrica respecto a los cables de cobre y utilizando una menor cantidad de espacio. Por ejemplo, si se tuviera una línea de transmisión subterránea de un circuito a tensión nominal de 69 [kV] con un límite máximo de ampacidad de 1000 [A], con cable de potencia de sección transversal de 1600 [mm2] con conductor de cobre y se requiere duplicar su capacidad de transmisión; las soluciones podrían ser: materiales de instalación permanente para líneas de transmisión subterráneas 26606 cap 1E vol lll.indd 49 9/25/14 4:57 PM Figura 1.45 Ejemplo, proyecto de repotenciación: cables de potencia vs. cable superconductor. 1. Si se optara por la utilización de cables de potencia, se tendría que construir dos circuitos adicionales incluyendo su obra civil, los cuales podrían ser parte del circuito existente, o bien, obras civiles independientes. 2. Si se optara por la utilización de cables superconductores, bastaría con un cable trifásico con sección transversal de 100 [mm2] con material superconductor que remplazaría al circuito existente utilizando solo uno de los ductos existentes (Ver: Figura 1.45), o bien, se podría construir un nuevo ducto con el fin de no sacar de operación el circuito existente. Mediante cable de potencia (69 kV - 1600 mm2 de cobre) Incremendo de capacidad 1 50 Sistema con cable de potencia (69 kV - 1600 mm2 de cobre) Circuitos nuevos (Cable 69 kV - 1600 mm2) Tensión eléctrica: 69 [kV] Límite máximo de ampacidad: 666 [A] x 3 circuito Potencia = √3 (69 kV) (1.9 kA) = 227,07 ≈ 227 [MVA] Tensión eléctrica: 69 [kV] Límite máximo de ampacidad: 1000 [A] Potencia = √3 (69 kV)(1 kA) = 119,51 ≈ 120 [MVA] Figura 1.45 Mediante cable superconductor (69 kV - 100 mm2 material superconductor) Incremendo de capacidad Tensión eléctrica: 69 [kV] Límite máximo de ampacidad: 2000 [A] Potencia = √3 (69 kV)(2 kA) = 239,02 ≈ 239 [MVA] Bajas pérdidas Debido a que los superconductores presentan una resistencia eléctrica de prácticamente cero ohms cuando operan dentro del rango de operación óptimo por consiguiente, las pérdidas por este concepto son bajas. Algunos cables superconductores incluyen una pantalla superconductora que elimina la fuga de campo electromagnético al exterior del cable, por lo que no se presentan corrientes de Eddy, sin embargo, se tiene un pequeño nivel de pérdidas dieléctricas por el material aislante, además de transferencia de calor del exterior hacia adentro del tubo criogénico. Debido a eso requiere de sistemas de enfriamiento, la energía eléctrica utilizada por dicho sistema se puede considerar como pérdidas, a pesar de esto, en capítulo 1. Cables de potencia 26606 cap 1E vol lll.indd 50 9/25/14 4:57 PM Figura 1.46 Comparación de pérdidas entre cable de potencia y superconductor. Figura 1.47 Esquema de cable de potencia y superconductor en paralelo. Representación porcentual de perdida de energía su conjunto todos los factores antes mencionados pueden llegar a representar hasta un 50 [%] de las pérdidas en un sistema de cables de potencia [77]. 1,2 1,0 0,8 1,0 Pérdidas en pantallas /cubiertas metálicas Evaluación para un cable de potencia de 350 [MW] Pérdidas dieléctricas Materiales superconductores Existen dos categorías en las cuales pueden clasificarse los materiales superconductores según la temperatura a la cual alcanzan sus características superconductoras: • Superconductores de baja temperatura (LTS), y • Superconductores de alta temperatura (HTS) 0,6 0,5 0,4 Pérdidas en el conductor 0,2 Pérdidas por el sistema de enfriamiento 0 Cable Pérdidas de C.A. invasión de calor pérdidas dieléctricas Cable Superconductor Figura 1.46 Algunos tipos de cables superconductores integran una pantalla de material superconductor que elimina por completo la fuga de campos electromagnéticos al exterior y le otorga al cable una baja reactancia, que dependiendo de la forma del cable, puede llegar a representar hasta un tercio de la de un cable de potencia. Esto, a su vez, confiere una mayor capacidad de transporte de energía. Por lo que en una red eléctrica con n circuitos se pueden adicionar circuitos con cables superconductores previendo la instalación de correctores de fase. Cable n circuitos Cable superconductor Un factor importante es la temperatura de operación de los cables superconductores, ya que a menor temperatura de operación, mayor es la corriente que pueden conducir. Por ejemplo, cuando la temperatura se disminuye de 77 [K] (-196,15 [°C]) a 70 [K] (-203,15 [°C]) se incrementa hasta un 30 [%] la capacidad de conducción. Esto es una característica sobresaliente con aplicaciones en situaciones de emergencia cuando otra línea de transmisión de energía eléctrica queda fuera de servicio. Carga Corrector de fase (control de ángulo de fase) Generador Figura 1.47 1 51 Los LTS esencialmente consisten de Nb (niobio) o compuestos metálicos (Nb3Sn), cuya temperatura óptima no debe exceder de los 20 [K] (-253,15 [°C]), por lo que para alcanzar esas temperaturas es necesario helio líquido. Esta tecnología criogénica no se desarrolló, ya que implicaba un alto grado de complejidad en la operatividad, y considerables costos. En 1987 se encontraron materiales a base de óxidos —como el óxido de bismuto estroncio calcio cobre (BiSrCaCuO) y el óxido de yodo bario cobre (YBaCuO)—, que eran capaces de mantener sus características superconductoras a temperaturas más elevadas (en relación a la escala Kelvín) utilizando para ello nitrógeno líquido (77 [K] (-196,15 [°C]) a 1 [bar]). Por su gran diferencia de temperatura óptima estos materiales fueron llamados Superconductores de Alta Temperatura (HTS) (Ver: Figura 1.44), por lo que su uso se hizo atractivo en aplicaciones eléctricas [3]. Tecnologías En la aplicación de los cables superconductores se han desarrollado dos tecnologías principales: • Cable superconductor tipo dieléctrico caliente, (WD – warm dielectric), y • Cable superconductor tipo dieléctrico frío, (CD – cold dielectric) [9] materiales de instalación permanente para líneas de transmisión subterráneas 26606 cap 1E vol lll.indd 51 9/25/14 4:57 PM Figura 1.48 Cable superconductor tipo HTS WD [60]. Figura 1.49 Cable superconductor trifásico concéntrico tipo dieléctrico frío [61], [62]. Figura 1.48 Tecnología Cable superconductor tipo dieléctrico caliente (WD – warm dielectric) 1 52 Figura 1.49 Descripción El núcleo conductor se encuentra recubierto por una camisa criogénica con un aislamiento térmico enfriado por medio de nitrógeno líquido a 77 [K] (-196,15 [°C]) mientras que las demás capas dieléctricas son extruidas sobre esta camisa para operar a temperatura ambiente. Los materiales usados como aislamiento son los mismos que en los cables de potencia como pueden ser el XLPE, EPR y el PE (Ver: Figura 1.48). Las pantallas metálicas de estos cables están fabricadas de materiales como el cobre, por lo que éstas generan un campo electromagnético que lo rodea. Uno de los principales inconvenientes de este tipo de construcción es que, puesto que las diversas capas aislantes son extruidas sobre la camisa criogénica, es muy difícil tener acceso a ella. Su manufactura es relativamente más sencilla ya que más allá del conductor, el resto del cable es muy parecido a los cables de potencia. Ventajas de los cables de potencia tipo WD • Instalaciones parecidas a las de los cables tipo tubo (type tube) • Llegan a conducir hasta el doble de energía eléctrica que los cables de potencia, considerando el mismo nivel de pérdidas • Utilización de materiales aislantes (dieléctricos) para su fabricación, comercialmente ya desarrollados • Menores dimensiones en su tubería de enfriamiento • Son sometidos a pruebas de alta tensión eléctrica, como los cables de potencia, y • Su ampacidad no depende de las condiciones térmicas del terreno donde se instala, ya que los cables superconductores operan a una temperatura baja y controlada El núcleo conductor se encuentra cubierto directamente con aislamiento que puede ser del tipo sólido o encintado, tanto el núcleo conductor como el aislamiento y las pantallas metálicas se encuentran encerradas en una cubierta criogénica enfriada a la temperatura del nitrógeno líquido, este actúa como dieléctrico y rellena los posibles huecos que pudieran existir en el aislamiento. Incluye una capa extra de material superconductor aplicado helicoidalmente, que tiene la función de una pantalla conductora que es capaz de conducir 100 [%] de la corriente nominal de carga. Éste superconductor extra, suprime completamente la presencia de campos electromagnéticos en el exterior del cable superconductor que pudieran interactuar con los cables de potencia superconductores adyacentes, reduciendo su capacidad de corriente. Es así como los cables de potencia CD tienen una mayor capacidad de conducción en comparación con los cables superconductores tipo WD. Además, la camisa criogénica puede ser rígida o flexible. Cable superconductor tipo dieléctrico frío (CD –cold dielectric) Para esta tecnología de cables superconductores existen tres tipos de construcciones: • Monofásicas • Tres fases concéntricas en el mismo núcleo dentro de una misma camisa criogénica como se observa en la Figura 1.49 Cable superconductor trifásico concéntrico, y • Tres fases en la misma camisa criogénica [3] y [24] (Ver: Figura 1.50) Este tipo de cable superconductor es más complejo en su fabricación por el hecho de contar con dos elementos superconductores (monofásico) y, por lo tanto, es mucho más costoso que el tipo CD. Aunque la pantalla superconductora representa un alto costo tiene la cualidad de eliminar completamente el campo magnético alrededor del cable lo que reduce las pérdidas. Los accesorios como empalmes y terminales son mucho más complejos y representan un riesgo de falla alto por las condiciones que se deben considerar para su diseño, como son: las altas presiones de nitrógeno, los esfuerzos eléctricos propios de las altas tensiones y los esfuerzos termomecánicos debido a las diferencias de temperatura dentro del cable superconductor y el ambiente exterior. Las cubiertas o camisas criogénicas están compuestas por una doble pared dentro de la cual existe un alto vacío de 10 a 7 [bar], que sirve para reducir la penetración de calor por convección. Además incluye varias capas reflectivas entre las paredes que evitan las pérdidas por radiación entre las capas internas y externas de la cubierta. capítulo 1. Cables de potencia 26606 cap 1E vol lll.indd 52 9/25/14 4:57 PM Figura 1.50 Cable de potencia HTS trifásico dentro de su camisa criogénica [63]. Figura 1.51 Conductores para cable de potencia y cintas superconductoras de alta temperatura (HTS) [58]. Figura 1.52 Sistema de enfriamiento criogénico para cables superconductores [60], [64]. Figura 1.50 Figura 1.51 Capa superconductora El núcleo conductor que conduce la corriente eléctrica en un cable superconductor se forma con cintas de material superconductor. Estas cintas se agrupan sobre una base o molde para darle la forma cilíndrica. La cantidad de capas es determinada por la cantidad de cintas que pueden ser colocadas en cada una de ellas. Se debe considerar un pequeño espacio entre cada cinta para compensar las variaciones del ancho de las cintas. La ampacidad del cable superconductor depende de la cantidad de capas de cintas HTS usadas, la cantidad de capas requeridas para una determinada cantidad de cintas depende del diámetro del formador (molde), el espesor de la capa superconductora es aproximadamente la cantidad de capas multiplicado por el espesor de las cintas. Manufactura de cintas HTS Debido a que los materiales HTS son básicamente óxidos, su elaboración en forma de alambres es difícil, por lo que desde sus inicios se han desarrollado dos tipos de procesos o “generaciones” para lograrlo: a) Primera generación (tecnología de polvos de óxido en tubo - OPIT): Proceso donde el óxido en forma de polvo es depositado en un tubo de plata que es sometido a varios procesos y tratamientos de calor. Las cintas obtenidas por este método alcanzan valores de corriente crítica de 130 [A] en cintas de 4 [mm] de ancho por 0,2 [mm] de grosor. a) Segunda generación (tecnología de conductor recubierto - CC coated conductor): Proceso que utiliza una cinta base metálica en la cual son depositadas diversas capas de materiales por diferentes medios —como láser, rayos de iones, electrólisis, entre otros— y finalmente la capa superconductora. Estas cintas semiconductoras ofrecen la capacidad de conducción de altos niveles de densidad de corriente de varias centenas de amperes por milímetro cuadrado y se espera que llegue a varios miles en el futuro [9],[3]. Estabilizador o molde del superconductor El molde es la parte del cable superconductor que Figura 1.52 sirve como base para montar las cintas superconductoras, proporciona soporte y capacidad mecánica para aplicar tensiones de jalado. Algunos fabricantes lo elaboran a base de alambres de cobre, que además proporcionan un medio conductor para las corrientes de falla y así, evita daños al superconductor durante estos transitorios. Otro tipo de molde consiste de un tubo corrugado que también sirve como contenedor para la circulación de nitrógeno. De esta manera se pueden enlistar los siguientes tipos de moldes: • Cilindro espiral de acero inoxidable a base de cintas • Tubos corrugados de cobre • Tubos de plástico con y sin refuerzos, y • Combinaciones de todos los anteriores Aislamientos 1 53 Debido a que básicamente la construcción de las capas dieléctricas de los cables superconductores tipo WD es la misma que en cables de potencia extruidos, es posible usar materiales como el XLPE, EPR y el PE. En el caso de los cables superconductores tipo CD, el aislamiento debe ser capaz de soportar las presiones a las que se encuentra sujeto debidas al nitrógeno líquido, en este caso el aislamiento puede estar formado por cintas de papel kraft o PLP, sin embargo algunos fabricantes de cables superconductores tipo HTS han desarrollado sus propios materiales aislantes especialmente diseñados para que sean compatibles con el nitrógeno líquido. Pantalla conductora En el caso de los cables superconductores tipo WD esta capa se encuentra formada de hilos de cobre que se encuentran a temperatura ambiente, éstos conducen las corrientes inducidas por el propio cable superconductor y las corrientes de falla. Por otra parte los cables superconductores tipo CD utilizan superconductores para formar su pantalla metálica, esto trae beneficios como la contención total del campo electromagnético dentro del cable superconductor, evitando la inducción de corrientes a cables o tuberías adyacentes al cable superconductor y poseen una mayor capacidad de conducción. Sin embargo, una desventaja inherente es que se requiere mayor materiales de instalación permanente para líneas de transmisión subterráneas 26606 cap 1E vol lll.indd 53 9/25/14 4:57 PM Figura 1.53 a) Terminales de transición para sistema de cable superconductor a tensión nominal de 138 kV, b) empalme para cables superconductores [64]. (b) Figura 1.53 (a) cantidad de material superconductor para fabricar el cable superconductor por lo que resulta ser más costoso en este sentido. Los cables especiales no forman parte de las líneas de transmisión subterráneas debido a su aplicación, constitución e instalación particular. Son fabricados de acuerdo a la experiencia de cada fabricante y hasta el día de hoy no se encuentran normalizados, tan solo son especificados. Como parte de estos cables de potencia se encuentran los cables de potencia superconductores y los submarinos. Camisas criogénicas Cubierta o camisa que proporciona un aislamiento térmico para evitar la entrada de calor al sistema, consiste en dos tubos con paredes concéntricas de acero inoxidable o aluminio entre las cuales se genera un alto vacío para proporcionar una barrera térmica, además las paredes internas se encuentran recubiertas con capas de PET y, entre ellas, están instalados espaciadores para mantener una distancia uniforme a lo largo del cable superconductor. El principal factor de diseño de las camisas criogénicas son sus pérdidas térmicas. Debido a la dificultad del cálculo de las pérdidas a través del súper-aislamiento, se puede considerar que la eficiencia del ducto criogénico depende del espacio existente entre la pared interna y externa de la camisa. Otro factor determinante en su diseño es la profundidad. Los elementos básicos en la construcción de las camisas criogénicas son: • Tubo interno • Aislamiento térmico • Espaciadores • Elementos para bombeo • Tubo externo, sobre el cual se aplica el aislamiento, y • Molde 1 54 Sistema de enfriamiento criogénico Este sistema tiene el objetivo de mantener al superconductor a su temperatura óptima de funcionamiento, eliminando el calor que se produce dentro del cable superconductor por medio de intercambiadores de calor y manteniendo la presión del nitrógeno por medio de bombas. Típicamente las condiciones de funcionamiento normal de los sistemas criogénicos es una temperatura de entre 68 y 75 [K] (-205,15 a -198,15 [°C]) y de 5 a 15 [atm] de presión. Las plantas criogénicas pueden ser instaladas en los extremos de la línea de transmisión o en subestaciones eléctricas. Dependiendo de la longitud de la línea de transmisión se pueden requerir de una o varias plantas criogénicas en un solo extremo, o bien, distribuidas para mantener los valores de presión y temperatura en los niveles adecuados a lo largo de toda la trayectoria de la línea de transmisión. Las distancias entre las plantas criogénicas no pueden ser muy grandes, ya que la capacidad de la camisa criogénica depende de la amplitud de su sección. Los tipos de ciclos de enfriamiento desarrollados para los sistemas de cables superconductores son: • Tipo abierto, donde el nitrógeno que se calienta a su paso por el cable superconductor, es enfriado en un intercambiador de calor, permitiendo su ebullición en un vacío parcial, liberando nitrógeno a la atmósfera, es un proceso sencillo aunque requiere reemplazar el nitrógeno que es liberado. • Tipo cerrado, donde se utilizan refrigeradores para enfriar o recondensar el nitrógeno, durante este proceso se permite que el nitrógeno líquido se expanda, lo que libera calor y permite que el nitrógeno se enfríe. La principal desventaja de este método es que se requieren refrigeradores funcionando a temperaturas criogénicas y su consumo de energía puede ser grande. Los sistemas de enfriamiento tienen por objetivo reducir pérdidas: • Por conducción de calor a través de la cubierta criogénica • Electromagnéticas en materiales superconductores • Debidas a la viscosidad del fluido circulante, y • Dieléctricas, para el caso del tipo dieléctrico frio Accesorios Los accesorios —como los empalmes—, deben permitir la conexión de los superconductores, las capas dieléctricas y la reconstitución de la camisa criogénica. En el caso de las terminales, deben permitir la transición entre el superconductor y el cobre del equipo capítulo 1. Cables de potencia 26606 cap 1E vol lll.indd 54 9/25/14 4:57 PM a conectar que funciona a temperatura ambiente, además debe ser capaz de soportar el cambio de temperatura entre los 77 [K] (-196,15 [°C]) y la temperatura ambiente. Durante la instalación del cable superconductor debe tenerse cuidado de no sobrepasar las tensiones mecánicas máximas soportadas por la camisa y el superconductor [3]. Implicaciones La instalación de los cables superconductores tiene las siguientes implicaciones: • La cubierta o camisa criogénica representa, en sí misma, uno de los mayores problemas en este tipo de cables, debido a su construcción y a las condiciones que debe ser capaz de soportar. • Los sistemas criogénicos representan un elemento crítico para la operación del sistema de los cables superconductores ya que necesitan de un continuo monitoreo, inspecciones y mantenimiento, por lo que no pueden mantener una operación independiente durante largos periodos de tiempo y los trabajos de mantenimiento requieren que el sistema se encuentre fuera de operación, esto ha hecho que su uso no se popularice. • La reparación resulta complicada por todos los pasos involucrados, como son la necesidad de sacar de servicio la línea de transmisión, despresurizar y penetrar la cubierta criogénica, llevar a cabo la sustitución o reparación de la falla, reconstruir los elementos del cable superconductor y llevarlo nuevamente a las condiciones, primero de vacío y posteriormente la presurización con nitrógeno. El tiempo de restablecimiento de las condiciones criogénicas en el enlace del cable superconductor en vacío puede llevar varios días para longitudes de más de 10 [m] y, en líneas de transmisión de varios kilómetros, puede tomar semanas. • La inversión económica necesaria para la construcción de una línea de transmisión con cables superconductores debe ser completamente justificada evaluando los beneficios que se obtendrán por la utilización de este tipo de tecnología en vez de una línea de transmisión convencional, ya sea aérea o con cables de potencia. Una aplicación • • justificada por ejemplo, es cuando se requiere incrementar la capacidad de transmisión de energía eléctrica y se tienen redes saturadas. La baja penetración en el mercado de los sistemas superconductores trae como consecuencia el desconocimiento de aspectos de seguridad, operatividad y vida útil de los cables superconductores. La sustitución de equipos de comunicación, control y de protección para el funcionamiento óptimo de los cables superconductores. Para el mismo nivel de tensión eléctrica y con el mismo material de aislamiento, la inductancia y capacitancia de un cable superconductor tipo CD es aproximadamente la misma que en un cable de potencia. Para el mismo nivel de tensión un cable superconductor tipo WD puede tener la misma capacitancia que un cable de potencia, sin embargo, su inductancia es mucho menor, por lo que se requieren de inductancias serie para igualar la impedancia y los flujos de energía en líneas de transmisión paralelas de diferentes tecnologías. Actualmente se han desarrollado sistemas eléctricos de transmisión con superconductores en niveles de alta y extra alta tensión eléctrica con capacidades que van típicamente de 100 a 300 [MVA], principalmente en Japón y Estados Unidos de América. Sin embargo, en Francia se han construido líneas de transmisión con cables superconductores en ciudades a tensión eléctrica nominal de 225 [kV] y 1000 [MVA] de capacidad y de 400 [kV] con 3000 [MVA] de capacidad. 1 55 Ventajas ambientales Además de los distintos factores técnicos ambientales, los cables superconductores tienen las siguientes ventajas: • Libres de contaminación de suelos por fugas de nitrógeno • Libres de daños a la vegetación • Utilizan menor diámetro que los cables de potencia por lo que requieren menos espacio • Eliminan los campos magnéticos externos materiales de instalación permanente para líneas de transmisión subterráneas 26606 cap 1E vol lll.indd 55 9/25/14 4:57 PM Figura 1.54 Cable de potencia submarino [65]. Figura 1.55 Cable de potencia submarino de 25 [km] de 35 [kV]abasteciendo a una isla [66]. Figura 1.54 Figura 1.55 Distribución de energía eléctrica de gran potencia En las áreas urbanas es común encontrar líneas de transmisión de energía eléctrica de muy alto voltaje, que requieren de grandes subestaciones, equipo de control costoso y transformadores reductores para disminuir el voltaje a niveles de utilización comercial. El uso de cables superconductores tipo HTS permite eliminar la necesidad de dichas subestaciones, ya que son capaces de distribuir la misma cantidad de energía que las líneas de transmisión aéreas o con cables de potencia, pero a niveles de tensiones eléctricas nominales de distribución. Aplicaciones 1 56 Cables submarinos El avance en el desarrollo de las tecnologías aplicables a cables de energía ha hecho posible la aplicación para cables submarinos para la transmisión de energía eléctrica a través de largas distancias y grandes profundidades oceánicas, lo que ha permitido la construcción de grandes proyectos. Los cables de energía para aplicaciones submarinas integran algunos elementos que le posibilita soportar las presiones mecánicas intensas bajo el agua y resistir la corrosión. Descripción Suministro de energía eléctrica a islas Normalmente esto se logra con cables submarinos a niveles de media tensión eléctrica, que son rentables económicamente a longitudes menores a 30 [km] (Ver: Figura 1.55). Interconexión de redes eléctricas autónomas de diferentes países Suelen interconectarse redes autónomas o de diversos países, con la finalidad de suministrar energía eléctrica de soporte durante los horarios de demanda máxima (Ver: Figura 1.56). Interconexión eléctrica con parques eólicos marinos Los parques de generación de energía eléctrica eólica, suelen encontrarse a varios kilómetros de distancia mar adentro. Para poder conectarlos a la red eléctrica terrestre, se suelen usar cables submarinos de mediana tensión. Cuando las distancias son mayores, o la cantidad de generadores es muy grande, se utilizan plataformas con unidades de transformación para elevar la tensión eléctrica a mayores niveles. Para transmitir esta energía a tierra se utilizan cables de potencia de alta tensión (Ver: Figura 1.57). Suministro a plataformas marinas En plataformas marinas de extracción de gas o petróleo se tienen grandes cargas eléctricas que necesitan energía eléctrica que es suministrada desde tierra a través de cables submarinos (Ver: Figura 1.58). Cruzamiento de cuerpos de agua con cables submarinos Cuando una línea de transmisión de energía eléctrica necesita cruzar un cuerpo de agua —ríos, canales, grandes lagos o bahías—, pueden utilizarse líneas aéreas de energía eléctrica. Sin embargo, los cables submarinos ofrecen la ventaja de no ser visibles, lo que es un punto importante a considerar en zonas turísticas, además de que no limitan la altitud de las embarcaciones que transitan [25] (Ver: Figura 1.59). Materiales utilizados Los materiales usados para la fabricación de núcleos de cables submarinos y otro tipo de cables de energía, son el cobre y el aluminio. Dependiendo del tipo y aplicación se pueden utilizar cables submarinos con núcleo hueco autocontenidos con fluidos. El material se dermina con base a estudios de factibilidad costo-beneficio y requerimientos técnicos, cumpliendo con las necesidades del proyecto. Se pueden encontrar diversas construcciones de cables submarinos en los que varía el tipo de aislamiento, la aplicación o la cantidad de núcleos conductores por cada cable. En la Tabla 1.15 se muestra un resumen de estas variedades existentes. En la Tabla 1.16 se muestran las máximas temperaturas de operación del cable submarino en función del material con que está fabricado su aislamiento. capítulo 1. Cables de potencia 26606 cap 1E vol lll.indd 56 9/25/14 4:57 PM Figura 1.56 Trayectoria de línea de transmisión submarina de enlace de 418 [km] entre Escocia y Reino Unido, 600 [kV] DC, 2000 [MV] [67]. HUNTERSTON Figura 1.57 REINO UNIDO Instalación de cable submarino en enlace de parque eólico de 150 [MV] en el océano con red terrestre [68], [69]. CONNAH’S QUAY Figura 1.56 Figura 1.57 Tipos de materiales utilizados en aislamiento de cables submarinos y sus principales características Tipo de aislamiento Material Sistema PE ca Utilizado para sistemas de 69 [kV] y mayores. XLPE ca • En el caso de aislamientos XLPE se utiliza un compuesto especial resistente a la humedad, se han instalado sistemas de hasta 750 [km]. • Se usan en cables submarinos tripolares hasta 170 [kV] con longitudes de 50 [km] o más. • Se usan en cables submarinos monopolares hasta 500 [kV]. EPR cd Utilizados comúnmente para cables submarinos de media tensión, con niveles máximos de 150 [kV]. cd • Utiliza un tipo especial de XLPE para evitar el problema de almacenamiento de cargas eléctricas debido a la aplicación de cd • Disponibles hasta 320 [kV]. ca - cd • Utilizado en cable submarino como aislamiento de papel a base de celulosa (papel kraft) de baja densidad (de 0,7 a 0,8 [kg/dm3]) y para mantener bajas pérdidas dieléctricas, usa cintas con espesores de 50 a 180 [µm]. • Utiliza compuestos de baja viscosidad como aceite o líquidos sintéticos (derivados de alcalibencenos) como medio circulante. Durante su funcionamiento el cable submarino es presurizado con aceite, ya que a mayor presión mayor rigidez dieléctrica. Impregnado cd Existen cables submarinos de hasta 500 [kV] en c.d, con longitudes de hasta 600 [km], el aislamiento de estos cables submarinos es parecido a los llenados con aceite (OF) de ca a base de cintas de papel kraft aplicadas en ambientes altamente limpios y con altos controles de calidad. Con gas ca Construcción parecida a los OF, una vez instalados son llevados al vacío y posteriormente presurizados con nitrógeno, que llena las cavidades existentes en el aislamiento de papel. Sintético XLPE Aceite circulante, (OF) Papel Tabla 1.15 Descripción Máximas temperaturas de operación de aislamientos de cables submarinos [25] Aislamiento Temperatura de operación [°C] Temperatura de corto circuito [°C] LDPE 70 125 XLPE 90 250 EPR 90 250 Masa de papel 50 - 55 - Papel y aceite 85 - 90 - 1 57 Tabla 1.16 materiales de instalación permanente para líneas de transmisión subterráneas 26606 cap 1E vol lll.indd 57 9/25/14 4:57 PM Figura 1.58 Plataforma marina y esquema de cableado submarino [70]. Figura 1.60 Cables submarinos de aislamiento sólido XLPE [70]. Figura 1.61 Cable submarino aislado con papel con ductos para la circulación de fluidos (Cortesía ABB) [71], [72]. Figura 1.58 Tipos de cables submarinos según tipo de aislamiento Existen tres tipos de cables submarinos en función de su tipo de aislamiento, a continuación se detalla cada uno de ellos: Tipo Descripción Los materiales usados no varían mucho con respecto a los de los cables de potencia, con características de resistencia mecánica y resistencia a la temperatura, pudiendo ser de: • Polietileno • Polietileno de cadena cruzada, y • EPR El material más popular es el XLPE, debido a que permite la manufactura de cables submarinos con longitudes de hasta 50 [km], o más. Sin embargo, para tensiones de más de 500 [kV], estas longitudes son limitadas por lo que se requiere de empalmes. Extruidos 1 58 Figura 1.60 Los materiales y su construcción requieren mantener la presión interna a base de bombas que impulsan el líquido dieléctrico dentro de los canales del cable durante periodos de contracción y expansión térmica, deben mantener una presión positiva dentro del cable submarino para evitar la entrada de agua o la deformación del cable. Debido a esto se recomienda que las longitudes máximas de cable submarino de este tipo no sean mayores de 60 [km] ya que no se puede garantizar la fluidez del dieléctrico. Aislados con papel impregnado de aceite o gas presurizado En los cables submarinos rellenos con gas los materiales y su construcción son parecidos al de los cables submarinos autocontenidos en aceite con aislamientos de papel impregnado, sin embargo, se utiliza nitrógeno para presurizar desde ambos extremos al cable submarino, que previamente debió ser llevado a una condición de vacío. Figura 1.61 capítulo 1. Cables de potencia 26606 cap 1E vol lll.indd 58 9/25/14 4:57 PM Figura 1.59 Trayectoria de cable submarino de 345 kV que cruza el río Hudson, EUA. Figura 1.59 Componentes principales La construcción de los cables submarinos es muy parecida a la de los cables de potencia, pero se tiene especial cuidado en el diseño de sus elementos de protección física. Además, para aprovechar su trayectoria a través de grandes distancias integran otros elementos. Por ello los componentes para la protección física más importantes de los cables submarinos, son: • Cubierta para bloqueo de agua • Armadura, y • Protección anticorrosión A continuación se describe cada uno de ellos. Cubierta para bloqueo de agua Todos los cables submarinos deben tener una barrera metálica que impide la penetración radial de agua, puede ser de aluminio, plomo o cobre. En la siguiente tabla se resumen los tipos de barreras en cables submarinos: Tabla 1.17 Materiales de cubiertas para bloqueo de agua Material 1 59 Descripción Plomo Material aplicado de forma extruida. Es completamente impermeable al agua y difusión de humedad. Permite manufacturar longitudes de cable submarino de hasta 100 [km]. Aluminio Material que puede ser extruido, soldado o laminado. • Extruido: Normalmente corrugado de 2 a 4 [mm] de espesor • Soldado: Normalmente de 0,5 a 4 [mm] de espesor • Laminado: Hojas de aluminio de 0,1 a 0,3 [mm] cubiertas con polietileno. Cobre Material que puede ser soldado o corrugado de forma sinusoidal o trapezoidal, es resistente a la corrosión y permite la conducción de las corrientes de corto circuito y mecánicamente resistente a la fatiga. Armadura La armadura es el elemento más distintivo de los cables submarinos, la cual está compuesta de alambres metálicos que cubren helicoidalmente el cable para proporcionar una mayor fuerza de tensión y protección mecánica. La armadura debe ser diseñada específicamente para las condiciones de la ruta donde será instalado el cable, pudiendo tener una o más armaduras. El diámetro de los alambres metálicos van desde 2 a 8 [mm] y, dependiendo de las condiciones de desempeño mecánico, la longitud de paso de la capa para la armadura puede ser desde 10 y hasta 30 veces del diámetro de la capa de la armadura en cuestión bajo la armadura. El diseño de la armadura tiene gran influencia en la estabilidad tensional, balance de torsión y rigidez a la flexión; factores determinantes para seleccionar el método de instalación y manejo del cable submarino. La armadura convierte la fuerza tensional aplicada al cable en fuerza torsional que tiende a flexionar el cable submarino. Con una longitud de paso de la capa de la armadura se tiene mayor estabilidad tensional y una baja torsión del cable, aunque la flexibilidad del cable submarino se ve afectada. Con longitudes cortas de capa se tiene una mayor flexibilidad. materiales de instalación permanente para líneas de transmisión subterráneas 26606 cap 1E vol lll.indd 59 9/25/14 4:57 PM Figura 1.62 Cable submarino con doble armadura de alambres de acero [73]. Figura 1.63 Cable submarino instalado en el fondo marino [21]. Figura 1.62 Tabla 1.18 1 60 Figura 1.63 Propiedades de las armaduras Una capa de armadura Longitud de paso de capa Estabilidad tensional Excelente Rigidez a la flexión Regular Bueno Rigidez torsional Bueno Deficiente Deficiente Posibilidad de enrollamiento Excelente Bueno Doble capa de armadura Unidireccional Bidireccional Longitud de paso de capa Estabilidad tensional Bueno Regular Excelente Rigidez a la flexión Posibilidad de enrollamiento Regular Bueno Regular Bueno Bueno Deficiente Regular Regular Un cable submarino con una armadura unidireccional puede absorber fuerzas torsionales sólo en una dirección. En cables submarinos instalados a grandes profundidades y en largas longitudes se utilizan dos o más capas de armaduras aplicadas en dirección opuesta, lo que le da al cable una protección más robusta contra corrientes marinas, el ataque de diferentes especies marinas, rocas y otros factores causantes de daño mecánico, en la Figura 1.62 se observa un cable aislado con papel, con doble armadura de alambres de acero en dirección opuesta. Otras combinaciones de diseño comprenden una combinación de longitudes de capa, corta y larga. Protección anticorrosión El agua salada de mar es un medio altamente corrosivo que debe ser considerado en el diseño y selección del cable submarino, la concentración de sal puede llegar a ser de 39 [%]. La corrosión se produce por el impacto de la sal en los alambres de la armadura, por lo que se les debe proporcionar una protección para hacerlos más resistentes a esta degradación, para lograr esto, los alambres de la armadura están fabricados con acero recubierto con una capa de zinc de 50 [µm] o más. Como un medio secundario de protección, estos alambres pueden ser bañados con una capa de betún, ya sea durante su manufactura o durante su instalación. El betún puede irse erosionando o desprendiendo. Deficiente Existen investigaciones científicas que han demostrado que la degradación de la capa de zinc puede llegar a ser de 5 a 50 [µm] al año y, una vez que el zinc se ha degradado, el acero se degrada 10 [µm] al año. Cada alambre de la armadura puede ser cubierto individualmente contra la corrosión con una cubierta polimérica, sin embargo, otra forma de protección es por medio de una cubierta externa que recubre completamente la armadura de acero, por lo que se evita el uso de betún y se logra que la armadura no esté en contacto directo con la sal. Otra alternativa empleada es construir la armadura con metales con una mayor resistencia a la corrosión, como son el cobre, el bronce y el latón [25]. Instalación Para el cable submarino se debe tomar en cuenta lo siguiente: • Implementación de estrictos estándares de calidad en los procesos de diseño, fabricación, ingeniería, construcción y operación • La longitud del cable y del proyecto sean iguales, prescindiendo del uso de empalmes • Utilización de los más recientes avances tecnológicos en la materia • Previsiones para futuros incrementos en la demanda de energía eléctrica del sistema, y • Optimización de recursos capítulo 1. Cables de potencia 26606 cap 1E vol lll.indd 60 9/25/14 4:57 PM Figura 1.64 Cable submarino monofásico con fibras ópticas integradas [75]. Figura 1.65 Cable submarino trifásico con fibras ópticas [13]. Figura 1.64 Figura 1.65 Tipos de cables submarinos según cantidad de cables de energía Los cables submarinos se pueden clasificar dentro de la siguiente tipología dependiendo la cantidad de cables de energía que contenga: Tipo Descripción Monopolar Construcción más común para cables submarinos de más de 170 [kV], en la que el cable submarino sólo contiene un núcleo, por lo que se necesita un cable submarino para cada fase del sistema eléctrico. Bipolar Construcción de forma plana, comúnmente usado en cables submarinos de cd. Su principal ventaja es la eliminación de las corrientes inducidas en cables submarinos de ca. Tripolar Construcción que envuelve los tres cables de energía (núcleos) en formación triangular dentro de una misma cubierta. Concéntrico Construcción poco común en el que se tiene un núcleo conductor sobre otro, con un aislamiento entre ellos. Sin embargo se requieren empalmes especiales por la complejidad de la constitución del cable. 1 61 materiales de instalación permanente para líneas de transmisión subterráneas 26606 cap 1E vol lll.indd 61 9/25/14 4:57 PM resumen del capítulo 1 En este capítulo se desarrollaron los tópicos relacionados con los cables de potencia y su aplicación en líneas de transmisión subterráneas: 1. Definición y clasificación de los diferentes tipos de cables de potencia 2. Partes constitutivas que integran a los cables de potencia 3.Se tratan con mayor énfasis los cables de potencia con aislamiento extruido o sólido dado su empleo en las instalaciones 4. Normativa aplicable a la selección y pruebas en cables de potencia 5. Pruebas de rutina y tipo realizadas a cables de potencia 6. Definición y clasificación de otros tipos de cables de potencia utilizados en líneas de transmisión subterráneas, tales como: cables con aislamiento de papel, cables tipo tubo, llenados con fluidos a alta presión, y cables autocontenidos 7.Tratamiento general de cables para aplicaciones especiales, tales como: cables superconductores, y cables submarinos 8.Se abordaron aspectos de diseño, fabricación, instalación así como ventajas de los cables de potencia en el sector eléctrico. 1 62 referencias bibliográficas [1] William A.Thue (2005), Electrical Power Cable Engineering. Marcel Dekker, Inc [2]Viqueira Landa Jacinto (1993), Redes Eléctricas Primera Parte. Tercera Edición Alfaomega. [3]EPRI (2006), Underground Transmission Systems Reference Book. 2006 Edition. [4]Moore, G. F. (1997), Electric Cables Handbook. Third Edition, Blackwell Science Ltd. 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Empalmes 2.1 Introducción p.69 2.2 Empalmes para cable de potencia p.69 2.3 Características p.69 2 67 - Diseño eléctrico - Diseño mecánico - Diseño térmico 2.4 Elementos constitutivos de los empalmes p.71 2.5 Clasificación p.73 - Empalmes continuos sin interrupción de pantalla metálica - Empalmes con interrupción de pantallas metálicas - Empalmes para cables de potencia tipo tubo (pipe type - HPFF) - Empalmes para cables de potencia autocontenidos con fluidos (self contained fluid filled - SCFF) Este capítulo describe la función y los elementos que componen a los empalmes para cables de potencia para el diseño y construcción de líneas de transmisión subterráneas. 2.6 Consideraciones para la selección del empalme p.83 - Compatibilidad con el cable de potencia materiales de instalación permanente para líneas de transmisión subterráneas 26606 Cap_2E vol lll.indd 67 9/25/14 5:55 PM - Compatibilidad con el sistema eléctrico - Costos de los empalmes 2.7 Proceso de montaje de empalme p.86 - Preparación del cable de potencia - Conexión del núcleo del cable de potencia - Reconstrucción del aislamiento - Reconstrucción de las pantallas semiconductoras y metálicas - Reconstrucción de la cubierta exterior protectora 2 68 2.8 Recomendaciones para ejecutar el proceso de instalación de los empalmes p.88 - Recomendaciones durante el proceso de instalación de los empalmes 2.9 Configuraciones típicas de instalación de empalmes p.89 2.10 Pruebas a los empalmes p.91 - Pruebas en fábrica Resumen y referencias p.93 capítulo 2. Empalmes 26606 Cap_2E vol lll.indd 68 9/25/14 5:55 PM Figura 2.1 Empalmes en cables de alta tensión [42] y [43]. Figura 2.1 Introducción La confiabilidad de las líneas de transmisión subterráneas depende, en gran medida, de la correcta ingeniería, fabricación, pruebas, instalación, operación y mantenimiento del proyecto. Sin embargo, también juegan un papel importante los materiales utilizados en su construcción, como son los cables de potencia y sus accesorios, además de la calidad de la mano de obra. Debido a las grandes secciones transversales del conductor en los cables de potencia, la cantidad de cable por carrete que se puede transportar es limitada, por lo que es necesario completar la trayectoria de la línea de transmisión subterránea uniendo los segmentos de cable. Para lograr esto, se utilizan empalmes especialmente diseñados para los diferentes tipos de cables de potencia, tomando en consideración la tensión eléctrica de operación y los materiales aislantes con los que están fabricados. La Figura 2.1 muestra empalmes en cable de potencia de alta tensión. El objetivo principal de un empalme es asegurar la conducción de energía eléctrica entre dos segmentos de cable de potencia con la mayor eficiencia y confiabilidad posible. Empalmes para cable de potencia El empalme es la unión de dos o más cables de potencia que asegura su conexión eléctrica y mecánica, y reconstruye las capas aislantes, conductoras y de protección según requiera su diseño. La instalación de un empalme en alta tensión es un proceso complejo y crítico, sobre todo porque interviene la mano del hombre en el sitio de la obra, donde las condiciones del entorno no son controladas. La Figura 2.2 muestra un empalme para un sistema eléctrico de 500 [kV]. En las fábricas en las que se elaboran los cables de potencia se cuenta con procesos y condiciones controladas que permiten un adecuado armado del aislamiento del cable. Sin embargo, cuando se necesitan hacer empalmes o uniones en el sitio de la obra, no se cuenta con facilidades, como son: ambientes libres de partículas que pudieran contaminar los elementos del cable, espacios suficientemente amplios, así como niveles de temperatura y humedad controlados. Por esto se requiere de personal altamente especializado, con experiencia y certificación en el montaje e instalación de empalmes, además de equipo especial para ejecutarlos. La selección del tipo de empalme y sus materiales se debe realizar de manera que exista compatibilidad con los elementos de los cables de potencia que unirán, de tal forma que puedan efectuar satisfactoriamente su función. El empalme debe asegurar que los gradientes de esfuerzos dieléctricos —presentes en el sistema eléctrico—, sean soportados por los materiales utilizados. 2 69 Características Los empalmes representan un elemento crítico como parte de un sistema—tanto desde el punto de vista eléctrico como desde el punto de vista térmico—, ya que la unión de los tramos de cable de potencia debe tener una buena conductividad eléctrica y una buena disipación de calor. Las condicionantes principales que debe cumplir un empalme de alta tensión son: • Conexión eléctrica sólida entre los conductores, altamente conductiva y de una capacidad que permita el flujo de corriente eléctrica del sistema y la corriente de cortocircuito en condiciones anormales del sistema • Material dieléctrico que aísle al empalme y que asegure el mismo desempeño que el aislamiento del cable de potencia • Conexión sólida entre las pantallas metálicas, altamente conductiva y de una capacidad que permita el flujo de corriente de cortocircuito en condiciones anormales del sistema • Cubierta metálica o carcasa metálica que mantenga la integridad de aislamiento contra la penetración de agua de forma radial materiales de instalación permanente para líneas de transmisión subterráneas 26606 Cap_2E vol lll.indd 69 9/25/14 5:55 PM Figura 2.2 Empalme para un sistema eléctrico de 500 [kV] [44]. Figura 2.2 • • • Protección anticorrosiva para las partes metálicas del empalme Cubierta protectora o manga no metálica que reconstituye la cubierta exterior protectora del cable Adecuado sistema de puesta a tierra [1]. Los empalmes deben estar diseñados para soportar las diversas condiciones a las que se verán sometidos durante su funcionamiento, tomando en cuenta las características mecánicas, eléctricas y térmicas que le permitirán tener un buen desempeño dentro del sistema eléctrico. Diseño eléctrico La presencia de un empalme representa una discontinuidad de los elementos que conforman un cable de potencia, por esta razón se presentan concentraciones de esfuerzos dieléctricos que deben ser controladas por las diferentes capas que conforman el empalme. Otro elemento de vital importancia es el conector que une las secciones transversales de los cables de potencia, ya que debe tener una sección transversal igual o superior para poder acoplarse y conducir la corriente nominal y de corto circuito [5]. 2 70 Diseño mecánico Las limitantes que se tienen en las longitudes máximas de fabricación de cables de potencia, su transportación al sitio del proyecto y el desafío que representa la instalación en la obra, hacen que surja la necesi- dad de utilizar y disponer de empalmes para unir los tramos de los cables de potencia. Durante el funcionamiento del sistema de transmisión de energía, el empalme se ve sometido a esfuerzos mecánicos producidos por las fuerzas electromagnéticas que son generadas por las corrientes de corto circuito durante una falla. El grado de esfuerzo depende, entre algunos factores, del tipo de instalación del sistema, pudiendo ser flexible o rígido. Debido a esto la construcción del empalme debe ser capaz de soportar las fuerzas producidas [5]. En la Figura 2.3 se pueden observar dos conjuntos de empalmes, en instalación flexible y en instalación rígida. Diseño térmico En el diseño de una línea de transmisión subterránea es recomendable aplicar la menor cantidad de empalmes posibles ya que, a pesar de ser los menores componentes de un proyecto, tienen un impacto cuando son inadecuadamente seleccionados e instalados. De hecho, los empalmes y las terminales deficientemente instalados son uno de los principales orígenes de fallas, lo que conlleva daños a la infraestructura eléctrica y la pérdida de la capacidad del sistema eléctrico. En el peor de los casos, puede causar la indisponibilidad del la red eléctrica y la afectación de los usuarios. Es por esto que se deben tomar en cuenta los siguientes aspectos para la utilización de los empalmes y la repercusión en el sistema eléctrico: Aspecto Descripción Confiabilidad Debido a que un empalme representa una continuidad al 100 [%] de todos los elementos que componen al cable de potencia —el elemento principal de la línea de transmisión subterránea—, aporta una reducción de la confiabilidad del mismo con posibilidad de ocurrencia de una falla en el empalme. Ampacidad Durante la operación del sistema eléctrico de transmisión, los empalmes son sometidos a esfuerzos mecánicos debido a los ciclos diarios de carga y a las fuerzas generadas por las corrientes de corto circuito durante una falla, siendo estas últimas las más severas. Por tanto, toda vez que los empalmes no son diseñados para soportar eventos extraordinarios o grandes esfuerzos mecánicos, tenderán a fallar. Por esa razón su diseño debe prever un margen de capacidad para soportar las fuerzas a las que se verá sometido [3]. Por otro lado con la finalidad de coadyuvar a contrarrestar las tensiones mecánicas a las que se ven sometidos los empalmes en las instalaciones, se diseñan sistemas de instalaciones para los cables de potencia —tipo rígidas o flexibles—, como las que se ilustran en la Figura 2.3. capítulo 2. Empalmes 26606 Cap_2E vol lll.indd 70 9/25/14 5:55 PM Figura 2.3 Empalmes para cables de potencia en instalación tipo (a) flexible y (b) rígida [45]. Figura 2.3 (a) (b) Aspecto Descripción Tamaño del registro Los registros para la colocación de empalmes deben tener las dimensiones adecuadas para permitir el alojamiento de los empalmes, que depende, en gran medida, de la configuración de su distribución seleccionada. Además se requiere que sea considerado el suficiente espacio para poder efectuar los trabajos de montaje y las labores de mantenimiento. Movimiento termomecánico Cuando se tienen cables instalados en tuberías o ductos, generalmente no se tienen mayores problemas de movimiento, sin embargo, durante la operación diaria el movimiento de los registros producido por esfuerzos termomecánicos puede desplazar los elementos que constituyen al empalme, lo que conlleva a una operación no prevista por diseño. En el caso de los cables de potencia aislados con papel, el movimiento puede producir una pérdida de fuerza mecánica debido a la fricción, lo que a su vez produce una disminución de la rigidez dieléctrica. Por ello, se debe tener cuidado en el desarrollo de la ingeniería y construcción del proyecto, los métodos de soporte y sujeción del cable de potencia para controlar los movimientos mecánicos. Conductores para puesta a tierra de pantallas Dependiendo del sistema de puesta a tierra de los cables de potencia en sus pantallas metálicas, se utilizarán los empalmes apropiados para tener acceso a ellas. Los empalmes para este fin cuentan con elementos aislantes que interrumpen y permiten la extracción de los conductores que forman la pantalla metálica, para que en el exterior —y por medio de cables conductores para puesta a tierra y cajas de conexión— se realicen las técnicas adecuadas. Habilidades de instalación En un proyecto, la elaboración de empalmes requiere de personal altamente especializado y certificado, que posea las habilidades necesarias y tenga en cuenta los cuidados que se ameritan para instalar un empalme de calidad. Algunas empresas constructoras de líneas de transmisión subterráneas cuentan con dicho personal calificado, sin embargo, los fabricantes de empalmes por lo general cuentan con el personal calificado para efectuar estas labores de montaje en el sitio. Durabilidad de los materiales Debe tomarse en cuenta el periodo de vida útil (en condiciones ideales) de los materiales con que se encuentran fabricados o compuestos los empalmes, ya que generalmente los materiales de los empalmes no tienen la misma durabilidad que los materiales empleados en los cables de potencia. 2 71 Elementos constitutivos de los empalmes Las partes que constituyen un empalme dependen del tipo de tecnología que los caracterice, de su función y el tipo de cable de potencia al que serán aplicados. A continuación se describen de forma general los elementos que comúnmente conforman un empalme y algunos accesorios con los que puede contar: • • • • • • • • • A continuación se describen las funciones principales de los elementos que conforman un empalme: Conector Cubierta del conector Cono de alivio de esfuerzo eléctrico Cintas o capa semiconductora Pantalla conductora Cintas o capa de aislamiento Protección física externa Caja de conexiones para puesta a tierra Accesorios para la instalación materiales de instalación permanente para líneas de transmisión subterráneas 26606 Cap_2E vol lll.indd 71 9/25/14 5:55 PM Elemento Conector Descripción Pieza principal de un empalme que tiene como objetivo: • Lograr la conexión eléctrica y física entre las secciones trasversales del cable conductor • Lograr una óptima continuidad eléctrica y mecánica, así como una baja resistencia eléctrica • Tener la capacidad de atender los efectos eléctricos y termomecánicos presentados durante la operación diaria y de emergencia del sistema eléctrico. Dentro del mercado existen conectores tipo atornillables, a compresión y soldables exotérmicamente, con distintas variantes entre ellos. 2 72 Cubierta del conector Las funciones de esta cubierta son principalmente la de contener la retracción longitudinal del aislamiento de los cables de potencia a empalmar, así como lograr un control del efecto corona en la unión. Los protectores han sido desarrollados en los últimos años, donde su disponibilidad depende del fabricante. Estos generalmente son empleados en los empalmes tipo premoldeados de algunas marcas, a esta cubierta se le conoce en inglés como “corona shield”. Cono de alivio de esfuerzo dieléctrico Elemento utilizado para controlar y confinar el campo eléctrico en los puntos donde fue retirado el aislamiento del cable de potencia. El cono puede ser una pieza prefabricada formada con cintas plásticas; debido a que en tales puntos la concentración de líneas de campo eléctrico es mayor, el cono es colocado de tal manera que recubre una pequeña parte del cable de potencia que restituye el aislamiento y una porción del conector. Las distancias de cobertura son indicadas por los fabricantes en sus instructivos de montaje, ya que dependen del diseño del empalme. Cintas o capa semiconductora Cintas semiconductoras elásticas que se aplican traslapadas manualmente en los empalmes encintados para la reconstrucción de la capa semiconductora del cable de potencia, tanto interna como externa. La capa semiconductora puede ser una manga retráctil: • En el caso de empalmes termocontráctiles, y • En el caso de empalmes premoldeados (algunos diseños) Malla o pantalla conductora Red formada de conductores entrelazados que es colocada sobre el cuerpo aislante del empalme y utilizada como medio de contención del campo eléctrico. Cuando el diseño del empalme lo requiere los conductores de la pantalla metálica del cable de potencia son unidos sobre ella para asegurar su continuidad. Caja de conexiones Elemento utilizado cuando el empalme requiere una conexión de puesta a tierra. Las interrupciones y continuidades de la pantalla metálica del empalme de cada fase llegan a la caja de conexiones, en la cual se pueden realizar los arreglos con el esquema de puesta a tierra deseado. La caja puede ser instalada en el mismo registro donde se encuentra el empalme o por separado en un pozo para los sistemas de puesta a tierra. Cintas o capas de aislamiento Elemento utilizado para reconstrucción del aislamiento en el punto de empalme. Las cintas plásticas elásticas aislantes son aplicadas manualmente o por medio de una herramienta especial para que tengan la misma tensión mecánica, sin embargo, en los tipos de empalmes termocontráctil éstas cintas o capas de aislamiento se reconstruyen por medio de una manga a la que se aplica calor para que tome la forma y el tamaño adecuado sobre el empalme y cumpla con la función de aislar eléctricamente. Otro tipo de reconstrucción de aislamiento es por medio de inyección de material aislante fundido dentro de un molde que encierra el empalme. Protección física externa Elementos metálicos y/o plásticos encargados de proteger y cubrir al empalme contra daños mecánicos, penetración radial de agua, ataque de insectos y contra la corrosión. Algunas de estas cubiertas pueden ser rellenadas con compuestos líquidos. Además, las cubiertas permiten el acomodo y extracción de las pantallas metálicas para puesta a tierra cuando es requerido. Accesorios de instalación Elementos afines al tipo de empalme que se requiere, pueden ser, entre otros: • Herramientas para desbastar y confeccionar el aislamiento y los elementos semiconductores • Herramientas de corte para diferentes elementos • Herramientas para la colocación de cuerpos aislantes para empalmes tipo premoldeado • Lubricantes para facilitar el deslizamiento de los empalmes • Pinzas • Cintas de relleno para adaptar las piezas a los diferentes tamaños de cables, y • Conos de instalación capítulo 2. Empalmes 26606 Cap_2E vol lll.indd 72 9/25/14 5:55 PM Figura 2.4 Máquina encintadora para empalmes [46]. Figura 2.4 Puesto que cada uno de los diferentes fabricantes de empalmes en el mercado realiza sus propias investigaciones y desarrollos tecnológicos, los elementos que constituyen los empalmes varían entre marcas y tipos, por lo que los componentes antes mencionados pueden variar. Clasificación Existen diversos tipos de empalmes en el mercado de diferentes fabricantes, materiales, tecnologías y métodos de instalación. Para su adecuada selección se deben considerar factores determinantes como: el nivel de tensión, el tipo y tamaño de cable de potencia al que se va a aplicar, requerimientos especiales (como puesta a tierra de pantallas metálicas), además de aspectos como costos, particularidades del proyecto y de mantenimiento. La clasificación de los empalmes se da de la siguiente forma: Según… Se clasifican en… La función específica o prestación especial que desempeñan en el sistema eléctrico • Continuos sin interrupción de la pantalla metálica • De transición • Para derivación o en “Y” • Con interrupción de pantallas metálicas Las tecnologías que utilizan para la reconstrucción de los elementos del cable de potencia • Encintados • Premoldeados o moldeados en fábrica • Termotráctiles • Moldeados en campo [16] Los materiales con que se fabrican los empalmes dependen, sobre todo, del nivel de tensión eléctrica de operación y la sección transversal de los cables de potencia que unirá, por lo que cada uno de los tipos de empalmes mencionados anteriormente puede utilizarse para diferentes tipos de cables de potencia, como son los de aislamiento extruido, con aislamiento laminado o de papel y cables especiales con aislamiento a base de líquidos o gases (pudiendo ser llenados en su núcleo), o tipo tubo (que se instalan dentro de una tu- bería que también contiene al fluido aislante). A continuación se muestra una descripción de los diferentes tipos de empalmes existentes para cables de potencia subterráneos para alta tensión. Empalmes continuos sin interrupción de pantalla metálica Empalmes caracterizados por unir dos cables del mismo tipo, es decir, del mismo tamaño y aislamiento. Pueden ser de los siguientes tipos: • Encintados (taped) • Prefabricados (prefabricated) • Moldeados (field moulded) • Termocontráctiles (heat shrink sleeve) Encintados Los empalmes encintados son populares debido a la simplicidad para la ejecución de la reconstrucción de los elementos del cable de potencia ya que no se requieren herramientas especiales para su aplicación. Se utilizan cintas que son enrolladas sobre la unión y el cable de potencia para reconstituir el aislamiento y las pantallas semiconductoras. Existen dos variantes de las cintas que pueden ser utilizadas: Variante Descripción Autoamalgamada Las cintas autoamalgamadas elásticas de plástico etileno-propileno (EPR) no requieren sustancias adhesivas ya que son aplicadas con cierto grado de estiramiento; esto provoca que capa con capa se acumule una fuerza de compresión que las sujeta con mayor fuerza. Como resultado se tiene un cuerpo más compacto y sólido, lo que permite una disminución en las dimensiones radiales del empalme mejorando la disipación de calor. Adhesiva Las cintas adhesivas requieren, previo a su aplicación, ser recubiertas por una sustancia adhesiva para lograr una buena unión entre cada una de las capas. 2 73 Este tipo de tecnología tiene la ventaja principal de ser económica, requerir herramientas sencillas. Además, pueden ser utilizadas máquinas de encintado (Ver: Figura2.4) para aumentar la velocidad y materiales de instalación permanente para líneas de transmisión subterráneas 26606 Cap_2E vol lll.indd 73 9/25/14 5:55 PM Figura 2.5 Empalme directo encintado (a) esquema y (b) fotografía [12]. mejorar calidad del trabajo, ya que de no ejecutarse adecuadamente, puede provocar que el empalme quede sobredimensionado radialmente. Para los cables de potencia aislados con papel, los empalmes se confeccionan comúnmente con cintas en el sitio del proyecto y para los cables de potencia de aislamientos extruidos los empalmes son moldeados en fábrica y montados en sitio, los empalmes para tensiones eléctricas de hasta 138 [kV], por lo general, son del tipo encintados. La Figura 2.5 muestra el esquema y una fotografía de un empalme tipo encintado con sus componentes principales. Cinta conductora Conector 2 74 Figura 2.5 (a) Trenza plana de cobre estañado Cinta vinílica con adhesivo Malla de cobre Cinta aislante Figura 2.5 (b) Prefabricados Los elementos que conforman este tipo de empalmes son moldeados en fábrica, por lo que tienen la ventaja de ser elaborados bajo procesos rigurosos y controlados, además de ser probados antes de su suministro. Son usados en aplicaciones donde se tienen condiciones ambientales adversas y cuando se requieren tiempos rápidos de aplicación. Para la instalación de sus componentes se requieren herramientas especiales que adecuan el elemento premoldeado para poder ser colocado sobre la unión de los cables de poten- cia. Los tipos comunes de empalmes premoldeados que se pueden encontrar son los de una y tres piezas. Algunos diseños especiales que además incorporan componentes epóxicos moldeados, son conocidos como compuestos. Los materiales comúnmente empleados en la fabricación de estos tipos de empalme son EPDM y SiR (caucho de silicón). La preparación del cable juega un papel muy importante en este tipo de empalme, ya que la tensión eléctrica que es capaz de soportar en las interfaces capítulo 2. Empalmes 26606 Cap_2E vol lll.indd 74 9/25/14 5:55 PM Figura 2.6 Herramienta para colocar empalmes premoldeados [47] y [48]. Figura 2.7 Empalme premoldeado tipo compuesto (a) esquema y (b) fotografía [46]. Figura 2.8 Empalme premoldeado tipo de una pieza [49]. Figura 2.6 del empalme se relaciona directamente con la suavidad de las superficies y la presión que se aplica entre las capas del empalme. El empalme de una pieza de plástico EPDM o SiR incorpora un electrodo semiconductor de plástico que envuelve el conector encargado de unir las secciones transversales de los cables de potencia. Actualmente este tipo de empalmes han sido aplicados hasta tensiones eléctricas de 800[kV]. La Figura 2.6 muestra una herramienta “tipo”—para un modelo comercial—, utilizada para colocar el empalme premoldeado. A continuación se detallan los tres tipos de empalmes continuos premoldeados más comunes: Empalme directo premoldeado Descripción Empalme que utiliza dos conos de alivio moldeados que son colocados en los extremos de los cables de potencia preparados y luego son puestos dentro de un molde epóxico aislante. La presión entre las diferentes interfaces se logra a través de elementos de compresión como resortes. La Figura 2.7 muestra los componentes principales en un empalme premoldeado compuesto. Cono de alivio y adaptador Inserto semiconductor Resorte energizador Anillos de fijación Diámetro exterior estandarizado Interfase cónica 2 75 Compuesto Aislamiento elastomérico Ojo para puesta a tierra Conector del compresor Interfase de dos cuerpos Cubierta exterior semiconductora Figura 2.7 (a) Figura 2.7 (b) Empalme cuyos elementos (pantallas semiconductoras y pantallas aislantes) son moldeados juntos en fábrica de tal forma que se obtiene una sola manga prefabricada. La Figura 2.8 muestra un empalme premoldeado para una tensión eléctrica de 69 [kV]. De una pieza Figura 2.8 materiales de instalación permanente para líneas de transmisión subterráneas 26606 Cap_2E vol lll.indd 75 9/25/14 5:55 PM Figura 2.9 Empalme premoldeado tipo de una pieza (a) esquema y (b) fotografía [46]. Empalme directo premoldeado Descripción El empalme es colocado sobre el aislamiento del cable de potencia para que se adapte a los cambios de diámetro del cable durante su operación normal y de emergencia, manteniendo una presión de sujeción adecuada. La Figura 2.9 muestra los componentes de un empalme premoldeado de una pieza. Aislamiento premoldeado Conector Aislamiento del cable Figura 2.9 (a) Cubierta protectora externa 2 76 Pantalla semiconductora Cubierta del conector “corona shield” Electrodo de tierra Pantalla metálica De una pieza Figura 2.9 (b) Antes de colocar el conector y su cubierta, la manga es expandida y deslizada sobre el cable de potencia preparado. La expansión del empalme puede ser realizada en fábrica o en sitio, utilizando una herramienta especial. La manga es expandida sobre un tubo (moldeado en frío) y después es deslizada sobre uno de los cables. Una vez colocado el conector y su cubierta de control de efecto corona, la manga es deslizada hacia el centro de la unión y se retira el elemento que la mantiene expandida. La característica elástica de la manga proporciona la presión necesaria en su interfaz con el cable de potencia. En este tipo de empalme el control de esfuerzo dieléctrico se logra con la reconstrucción de pantallas del cable de potencia, por medio de elementos semiconductores que son moldeadas integralmente en fábrica. capítulo 2. Empalmes 26606 Cap_2E vol lll.indd 76 9/25/14 5:55 PM Figura 2.10 Empalme premoldeado tipo de tres piezas (a) esquema y (b) fotografía [46] y [50]. Empalme directo premoldeado Descripción Empalme en el que cada extremo del cable de potencia tiene un adaptador moldeado utilizado para facilitar la transición entre cables de potencia de diferentes secciones transversales. La Figura 2.10 muestra sus componentes principales. Figura 2.10 (a) Dispositivo de compresión Aislamiento del cable Conector Conos premoldeados De tres piezas Cubierta protectora externa Pantalla semiconductora Cubierta del conector Electrodo de tierra Pantalla metálica 2 77 Figura 2.10 (b) Moldeados Existen cinco tipos de empalmes directos moldeados, que a continuación se detallan: Empalme directo moldeado Descripción En campo Empalme cuyo principio es emular en el sitio del proyecto el proceso de extrusión del aislamiento realizado en fábrica. Existen diversas técnicas para reconstituir el aislamiento, pero se requieren condiciones ambientales controladas. Este tipo de empalme es muy usado cuando se requiere una conexión de puesta a tierra de las pantallas metálicas ya que facilita este proceso. Con cintas Empalme cuyo aislamiento consta de cintas aislantes elastoméricas o poliméricas que son aplicadas en forma de capas. Después de terminar el recubrimiento, el aislamiento es cubierto por un molde que es calentado hasta derretir el aislamiento. La presión causada por la expansión térmica de las cintas permite una unión fuerte entre el aislamiento y el cable de potencia. materiales de instalación permanente para líneas de transmisión subterráneas 26606 Cap_2E vol lll.indd 77 9/25/14 5:55 PM Figura 2.11 Empalme con manga termocontráctil (a) esquema y (b) fotografía [51]. Figura 2.11 (a) 2 78 Empalme directo moldeado Descripción Por extrusión Empalme cuyo proceso necesita encapsular la unión de las secciones transversales de los cables de potencia dentro de un molde. El material aislante es introducido en una extrusora que calienta y derrite el material aislante, mismo que después es inyectado dentro del molde. El enfriamiento es realizado bajo presión para que la unión entre el aislamiento y el núcleo del cable de potencia sea fuerte. Por inyección Empalme cuyo material aislante es calentado y fundido en un recipiente, y posteriormente es inyectado en un molde que encierra la conexión de los extremos de los cables de potencia. El aislamiento es inyectado por medio de la aplicación de presión hidráulica o neumática. En bloque Empalme cuyo aislamiento es premoldeado en forma de dos piezas o bloques, que son posteriormente colocadas sobre la unión de los extremos de los cables de potencia preparados. Ambas piezas son encerradas en un molde que es calentado, las piezas preformadas se calientan y la unión entre ellas desaparece, dando lugar a una pieza uniforme. Termocontráctiles Tecnología que consta de mangas hechas de poliolefinas que son calentadas en fábrica por arriba de su punto de fusión cristalino, en este estado son expandidas y posteriormente enfriadas haciendo que mantengan su forma expandida a temperatura ambiente. En el proceso de empalmado las mangas termocontráctiles son deslizadas sobre uno de los cables de potencia antes de realizar la unión. Una vez colocados todos los elementos de control de esfuerzos dieléctricos, la manga es posicionada en el centro de la unión y calentada aproximadamente a 120 [°C] con lo que se provoca su contracción, cubriendo firmemente la unión de los cables de potencia. La Figura 2.11 muestra los componentes principales de un empalme con manga termocontráctil. El aislamiento y las pantallas semiconductoras pueden ser suministrados como una manga integral o como varias piezas individuales. Manga Termocontráctil Conector bimetálico Pantalla metálica Figura 2.11 (b) Cinta de malla de cobre Mangas termocontráctiles capítulo 2. Empalmes 26606 Cap_2E vol lll.indd 78 9/25/14 5:55 PM Figura 2.12 Empalme espalda con espalda (back to back) [46]. Figura 2.13 Esquema de empalme espalda con espalda sin aisladores. Figura 2.14 Esquema de empalme espalda con espalda de un aislador. Figura 2.12 Empalmes espalda con espalda Empalmes usados para unir dos cables de potencia haciendo una conexión por medio de dos terminales encerradas en una cubierta metálica, la cual puede ser llenada con aceite o con gas aislante SF6 (comúnmente conocido en inglés como “back to back”), entre los que se encuentran los siguientes tipos: • Sin aislador • Con un aislador • Con dos aisladores Las siguientes figuras muestran los esquemas con sus componentes principales según el tipo de empalme espalda con espalda. Cubierta del empalme Cono de alivio Sello del conductor Cono de alivio Pestaña de sujeción Pestaña aislante Remate metálico 2 79 Remate Conductor Conector Cubierta del conector “corona shield” Líquido o gas aislante Figura 2.13 Cubierta del empalme Terminales sumergibles Sello del conductor Cono de alivio Pestaña de sujeción Pestaña aislante Remate metálico Remate Conductor Conector Cubierta del conector “corona shield” Líquido o gas aislante Figura 2.14 materiales de instalación permanente para líneas de transmisión subterráneas 26606 Cap_2E vol lll.indd 79 9/25/14 5:55 PM Figura 2.15 Esquema de empalme espalda con espalda de dos aisladores. Lado en aceite Figura 2.16 Empalme de transición [170]. Extrudio XLP Tuberia de llenado y drenado Aislamiento epoxico Conexión del conductor Figura 2.17 Empalme de transición entre un cable de potencia con aislamiento sintético y un cable con aislamiento a base de papel. Figura 2.16 Enchufe de conexión del cable Cubierta exterior Figura 2.18 Figura 2.18 Empalme de transición entre un cable de potencia con aislamiento extruido y un cable aislado de papel impregnado de aceite. Cubierta del empalme Terminales sumergibles Líquido o gas aislante Pestaña de sujeción Pestaña aislante Remate metálico Figura 2.19 Empalme de transición entre un cable de potencia con aislamiento sintético y un cable autocontenido aislado por gas o aceite. Remate Conductor Cubierta del conector “corona shield” Conector Figura 2.15 Empalmes de transición 2 80 Los empalmes de transición son utilizados para conectar dos cables de potencia de diferentes tipos de aislamientos, por ejemplo, un cable con extruido polimérico y un cable autocontenido con aceite. Algunas veces, también son empleados para conectar cables del mismo tipo pero con diferentes tamaños de conductor. En algunos casos, los empalmes son diseñados para soportar las fuerzas termomecánicas desbalanceadas de los conductores. En la Figura 2.16 se muestra una fotografía de un empalme de transición entre un cable con aislamiento sintético y uno con aislamiento de papel. Aislamiento premoldeado Pantalla del aislamiento Cubierta del empalme Cable extruido Remate Cubierta del conector "corona shield" Figura 2.17 Cable autocontenido con gas o aceite Unión de alimentación del fluido Figura 2.19 Remate Gas o aceite Conector con interrupción de fluido Aislamiento de papel Molde prefabricado de resina Barrera de cintas Cable con aislamiento de papel impregnado de aceite Aislamiento premoldeado Pestaña aislante Cubierta del empalme Conductor aislado Cable con aislamiento extruido Remate capítulo 2. Empalmes 26606 Cap_2E vol lll.indd 80 10/17/14 8:16 PM Figura 2.20 Empalme en “Y” (a) esquema y (b) fotografía [53]. Empalmes en “Y” o para derivación Existen diversas aplicaciones en las cuales es necesario conectar tres cables de potencia, por ejemplo, cuando se necesita hacer una derivación de forma radial en un sistema eléctrico. En este caso, son utilizados los empales en “Y”, que están compuestos de tres conos de alivio, los cuales están concentrados en un aislador epóxico central que incluye un elec- trodo en el que son unidas las secciones transversales de los cables. Los empalmes en “Y” pueden ser encontrados en cualquiera de las tecnologías disponibles de empalmes directos, pero los comúnmente usados son el prefabricado y el espalda con espalda. La Figura 2.20 muestra los componentes principales del empalme para derivación. Aislamiento elastomérico Cubierta del empalme Elastómero semiconductor Pestaña aislante Piezas metálicas Cable de potencia Remate Molde termofijo de aislamiento en Y 2 81 Dispositivo de compresión Electrodo Figura 2.20 (a) Figura 2.20 (b) materiales de instalación permanente para líneas de transmisión subterráneas 26606 Cap_2E vol lll.indd 81 9/25/14 5:55 PM Figura 2.21 Conjunto de empalmes con interrupción de pantallas metálicas [48] y [54]. Figura 2.22 Esquema de empalme directo premoldeado con interrupción de pantallas semiconductora y metálica. Figura 2.21 Empalmes con interrupción de pantallas metálicas pantallas metálicas y cajas de realización de conexiones tipo cross-bonding. Este sistema se logra adicionando un anillo aislante de material polimérico o epóxico como parte de la cubierta metálica del empalme, además, el aislamiento del cuerpo premoldeado incluye la interrupción de la pantalla semiconductora [16]. La siguiente figura muestra los componentes principales del empalme tipo directo premoldeado con interrupción de pantallas. La mayoría de estos empalmes existen en versiones provistas con un sistema capaz de interrumpir las pantallas semiconductoras y metálicas, así como de disponer de un electrodo para su sistema de puesta a tierra, como por ejemplo la transposición de pantallas metálicas (comúnmente conocido en inglés como “cross-bonding”). La Figura 2.21 muestra un sistema de cables de potencia con interrupción de Cable coaxial de Terminación tipo “lápiz” puesta a tierra de las pantallas metálicas Anillo aislante Cubierta metálica del empalme Pantalla metálica 2 82 Cono de alivio Pantalla semiconductora Remate Conector Electrodo interno Interrupción de pantalla semiconductora Empalmes para cables de potencia tipo tubo (pipe type - HPFF) Los empalmes para cables de potencia tipo tubo (Ver: Figura 2.23) pueden incluir los siguientes tipos: • Normal. Empalme que une los conductores metálicos con un conector de compresión y permite que lo atraviese el flujo del líquido aislante • Semi-interrumpidos. Empalme que controla el flujo libre del líquido aislante por medio de una válvula • Interrumpidos. Empalmes que impiden totalmente el flujo del líquido aislante [56] • En “Y”. Empalme utilizado para unir tres cables de potencia diferentes, dos en un extremo y uno en el otro (Ver: Figura 2.24) • En “H”. Empalme capaz de unir cuatro cables de potencia, dos en cada extremo • Reductor. Empalme usado para conectar cables • Aislamiento premoldeado Figura 2.22 de potencia con diferente tamaño de sección transversal Trifurcado. Empalme que permite acoplar de un extremo tres cables de potencia que provienen de una misma tubería y en el otro extremo cada uno de los tres cables de potencia en una tubería individual En los empalmes de este tipo de cables de potencia se usan cubiertas dentro de las que se encuentra el empalme correspondiente a la fase que se une, ésta cubierta es sujeta a la tubería donde está instalado el cable por medio de reductores para tener un sellado hermético. Una vez que se tienen los tres empalmes individuales con su respectivo protector, son asegurados los tres juntos, utilizando cintas de nylon para evitar daños producidos por movimiento [57]. capítulo 2. Empalmes 26606 Cap_2E vol lll.indd 82 9/25/14 5:55 PM Figura 2.23 Conjunto de empalmes para cable de potencia tipo tubo [52]. Figura 2.24 Empalme en “Y” para cable de potencia tipo tubo [55]. Figura 2.23 Empalmes para cables de potencia autocontenidos con fluidos (self contained fluid filled - SCFF) Estos tipos de empalmes deben ser capaces de permitir (o no) el flujo del líquido o gas aislante que contienen dentro de su núcleo. Los tipos de empalmes más comunes para este tipo de cables de potencia son el normal y el interrumpido, que a continuación se describen: • Normal. Empalme que une eléctricamente ambos extremos de los cables y permite el flujo del dieléctrico a través de ellos. • Interrumpido. Empalmes que conectan eléctricamente los extremos de los cables pero interrumpen completamente el paso del fluido dieléctrico. En algunos casos, los empalmes se encuentran instalados junto con tanques de reserva presurizados que alimentan el líquido dieléctrico al interior del cable para permitir una expansión o contracción del fluido durante los diversos ciclos de carga eléctrica. En siste- Figura 2.24 mas de corta longitud pueden usarse tanques de reserva que alimentan el líquido por efecto de la gravedad. En cambio, en sistemas extremadamente largos, pueden usarse sistemas de bombeo para mantener la presión del líquido a lo largo de toda la línea de transmisión subterránea [16]. Consideraciones para la selección del empalme Compatibilidad con el cable de potencia 2 83 Los aspectos que se deben considerar al seleccionar la compatibilidad del empalme con el cable son los siguientes: Aspecto Descripción Tensiones y corrientes eléctricas Las tensiones y corrientes eléctricas a las que será sometido el empalme (la tensión nominal, la tensión máxima y por disturbios del sistema eléctrico) generalmente son causadas por descargas atmosféricas, por maniobras y por fallas. Debido a eso, es necesario considerar que los valores de las tensiones y corrientes eléctricas sean iguales a los del cable de potencia o superiores a estos. Cantidad de núcleos o cables dentro del cable de potencia La cantidad de núcleos que componen el cable es un factor importante en la selección del empalme, ya que existen empalmes para cables monofásicos o trifásicos. Generalmente en aplicaciones de alta tensión se utilizan en mayor medida cables monofásicos. La constitución física del empalme resulta de gran importancia para el óptimo funcionamiento del cable de potencia. Aspectos como el diámetro exterior de aislamiento, tolerancia y forma, son particularmente importantes en la selección de un empalme, tal es el caso de un empalme tipo premoldeado (dadas las dimensiones de un cono de alivio elastomérico o una unión moldeada). Estos elementos son diseñados para ajustarse a un rango específico de diámetros o tipos de aislamiento del cable. Los componentes no deben ser usados fuera de estos rangos: Detalles de construcción • Diámetro mínimo, determinado por la necesidad de lograr suficiente presión para eliminar espacios en la superficie de la interfaz entre el aislamiento del cable y el empalme • Diámetro máximo, determinado por consideraciones como: prevención de daños por estiramiento durante el ensamblado y para limitar la máxima presión entre la interfaz, tal que la compresión entre el aislamiento del cable y el aislamiento moldeado sea minimizado La información requerida de la construcción del cable de potencia para la selección del tipo de empalme es la siguiente: • Tipo, material y sección transversal del conductor • Pantalla semiconductora sobre el conductor (material y dimensiones) materiales de instalación permanente para líneas de transmisión subterráneas 26606 Cap_2E vol lll.indd 83 9/25/14 5:55 PM Aspecto Descripción Detalles de construcción • Aislamiento (material, dimensiones, ovalidad y excentricidad) • Pantalla semiconductora sobre aislamiento (material y dimensiones) • Pantalla metálica (material, cantidad de hilos y dimensiones) • Capas para bloqueo longitudinal de agua, en caso de incluirlas (material y características) • Barrera metálica para bloqueo radial de agua, en caso de incluirla (material, dimensiones y tipo, por ejemplo: extruida, lámina longitudinal soldada o traslapada y sellada) • Cubierta exterior protectora (material y dimensiones) • Tratamiento retardante al fuego, en caso de incluirlo (características) • Tratamiento contra ataque de insectos, en caso de incluirlo (características) • Blindaje o armadura, en caso de incluirlo (tipo, material y dimensiones) • Características especiales (presencia de fibras ópticas u otras) La temperatura de operación del cable de potencia durante condiciones de cortocircuito o sobrecarga resulta importante, ya que el empalme debe ser capaz de soportar estas temperaturas sin sufrir daños o deformaciones. 2 84 Temperatura de operación Este aspecto es importante ya que está en función de los límites de temperatura de los aislamientos de los cables de potencia. Por ejemplo, en el caso del cable tipo XLPE bajo cortocircuito no debe exceder 250 [°C] y para aislamientos a base de papel, como en el caso de cables tipo HPFF no se debe exceder de 200 [°C] o no mas de 250 [°C] para cables del tipo SCFF. Además, la selección del conector tipo soldado en la unión entre conductores (no exotérmica) traerá consigo problemas de desempeño, reblandeciendo la unión a más de 160 [°C] de temperatura [5]. Compatibilidad con el entorno La compatibilidad entre el cable de potencia y el empalme debe prever los factores medioambientales del entorno del proyecto (temperatura, nivel freático, plagas y ataques de insectos, inundaciones, entre otros). Compatibilidad química entre aislamientos Los líquidos usados como aislante o lubricantes en los empalmes pueden reaccionar con el aislamiento o las pantallas semiconductoras del cable de potencia alterando las propiedades de los mismos. Por ejemplo, los hidrocarburos líquidos a alta temperatura pueden provocar un aumento de volumen de los aislamientos extruidos de XLPE y EPR, además de causar una disminución de la conductividad eléctrica de las pantallas semiconductoras. Compatibilidad con sistemas especiales La selección de los empalmes de transición entre cables con aislamiento polimérico y cable con aislamiento de papel, debe tomar en consideración si el cable es presurizado de forma interna o externa, o si el fluido dieléctrico es gas o líquido. Esfuerzos eléctricos Los niveles de esfuerzos eléctricos a los que será sometido el empalme, debe considerar que los valores de estos niveles sean iguales a los del cable de potencia o superiores a estos. Esfuerzos mecánicos La operación diaria del sistema eléctrico hace que los cables de potencia y los empalmes sean sometidos a esfuerzos mecánicos longitudinales —dada la expansión y contracción térmica de los elementos que constituyen al cable—, por lo que la selección de los empalmes debe considerar la capacidad mecánica, implementando métodos de soporte y sujeción para limitar y controlar las fuerzas mecánicas, entre otros. Sin embargo, los mayores esfuerzos a los que se someten los cables de potencia y los empalmes, tienen su origen en las fuerzas mecánicas producidas por las fallas eléctricas de cortocircuito del sistema. Otro aspecto a considerar en los empalmes, son los esfuerzos mecánicos de compresión a los que son sometidos cuando se instalan directamente enterrados, o cuando éstos son colocados en el interior de registros que incluyen rellenos térmicos. capítulo 2. Empalmes 26606 Cap_2E vol lll.indd 84 9/25/14 5:55 PM Compatibilidad con el sistema eléctrico Los aspectos que se deben considerar para asegurar la compatibilidad con el sistema eléctrico donde operará el empalme, son los siguientes: Aspecto Representación económica Descripción La cantidad de energía que puede transportar un circuito subterráneo y su costo depende principalmente de la longitud de la línea de transmisión subterránea, la tensión eléctrica, la sección transversal del cable de potencia y material conductor, y el tipo de instalación. Por lo tanto, el costo que representan los empalmes no es un factor representativo del costo de un proyecto, no obstante, no se debe menospreciar, ya que para asegurar un óptimo desempeño del sistema eléctrico con los menores riesgos (por fallas de algún componente o por interrupciones de la continuidad del servicio eléctrico), se debe tomar en cuenta que el empalme: • Sea compatible con las capacidades de operación del sistema eléctrico (en estado normal, contingencias y fallas) y con las características del cable de potencia y los demás elementos que componen el proyecto, • Reúna todos y cada uno de los requisitos que prevalezcan en el proyecto, • No limite el desempeño óptimo del circuito subterráneo a lo largo de su vida operativa Desestimar los empalmes de un proyecto incidirá directamente en costos no previstos por labores de mantenimiento, remplazo o sustitución. Como consecuencia, existirá indisponibilidad del circuito subterráneo, lo que afecta a los usuarios finales y hace que se presenten pérdidas económicas para el suministrador. Parámetros eléctricos 2 85 El empalme debe cumplir con las características eléctricas especificas y generales de los demás componentes del sistema, principalmente: • Niveles de tensión eléctrica (nominal y máxima) • Niveles de corriente eléctrica (operación normal y sobrecarga) • Régimen de ciclos de carga (comportamiento de corriente eléctrica en el tiempo) • Niveles de corto circuito, y • Nivel básico de aislamiento al impulso El empalme debe estar diseñado para soportar el mismo periodo de vida en operación que los demás componentes que integran al cable de potencia, ya que el periodo de operación óptimo de los materiales aislantes oscila entre veinte y cuarenta años, no obstante, el usuario Período de vida en operación decide el retiro, sustitución y período de utilidad máxima de la línea de transmisión subterránea. Sin embargo, algunos circuitos de cables son instalados de forma temporal, por lo que los accesorios seleccionados deben ser adecuados para un rápido ensamble con tiempos de vida en operación relativamente menores que los de los usados en sistemas permanentes. Requerimientos de la puesta a tierra El tipo y características del sistema de puesta a tierra que tendrá la línea de transmisión subterránea, debe considerar los siguientes aspectos: • Tipo de conductores de puesta a tierra (coaxial o monopolar, características y dimensiones) • Magnitud de las tensiones eléctricas inducidas en las pantallas o cubiertas metálicas en condiciones de operación normal y en cortocircuito • Tipo de esquema de conexión a tierra (cross-bonding u otros) • Magnitud de la corriente eléctrica circulante a través de la pantalla o cubierta metálica en condiciones de operación normal • Magnitud de la corriente eléctrica de cortocircuito (en el conductor central y en las pantallas o cubiertas metálicas), y • Capacidad de aguante para sobretensiones eléctricas producidas por descargas atmosféricas, maniobras y fallas en el sistema eléctrico, además de los componentes de corriente directa que se presenten materiales de instalación permanente para líneas de transmisión subterráneas 26606 Cap_2E vol lll.indd 85 9/25/14 5:55 PM Figura 2.25 Corte transversal del cable de potencia [48]. Figura 2.26 Corte y retiro de la cubierta exterior protectora del cable de potencia [58]. Figura 2.27 Desplazamiento de la pantalla metálica del cable de potencia [48]. Figura 2.25 Costos de los empalmes El costo unitario del empalme no refleja los costos asociados a este, ya que se deben considerar los costos de su instalación y montaje en el sitio del proyecto, por lo que se deben tomar en cuenta los siguientes conceptos adicionales para cuantificarlo: • Costo de los accesorios requeridos para su instalación (tales como herrajes, soportes, entre otros) • Costo de la garantía • Costo de tiempos de trabajo de personal calificado para montaje, traslados y estancia en sitio • Costo de adecuación del ambiente en el lugar de trabajo • Costo inherente al acondicionamiento del entorno para proveer seguridad física • Costo de supervisión en campo [20] • Costo de pruebas de alta tensión aplicadas a la finalización de los trabajos en sitio 2 86 Proceso de montaje de empalme El montaje de empalmes en cables de potencia es un proceso especializado que requiere de personal calificado y continuamente actualizado en las técnicas y cuidados que se deben tener durante el proceso. Es de vital importancia seguir cuidadosamente las instrucciones que los fabricantes especifican para cada uno de sus productos, en ellas se indican todas las herramientas, materiales y condiciones ambientales a considerar durante la ejecución de los trabajos, de tal forma que cuando el montaje de los empalmes sea realizado por personal altamente especializado Figura 2.26 Figura 2.27 y certificado por el propio fabricante, se podrá tener un mayor grado de certidumbre sobre el desempeño del empalme. Es importante que durante el proceso de montaje de los empalmes todos los materiales, componentes y herramientas correspondan al tipo y marca del empalme en cuestión. El proceso de instalación de los empalmes varía dependiendo del tipo de empalme, tecnología de aplicación, función y marca. Sin embargo, a continuación se describen, de manera general, los procesos para la instalación de empalmes, independientemente de los modelos específicos de cada tipo y marca de que se trate: 1. Preparación del cable de potencia 2. Conexión de los conductores 3. Reconstrucción del aislamiento 4. Reconstrucción de pantallas semiconductoras y metálicas 5. Reconstrucción de la cubierta protectora A continuación se describe cada uno de ellos: Preparación del cable de potencia Este es el paso más importante del proceso para la elaboración de empalmes confiables y de calidad ya que si se ignoran los cuidados en el trabajo y sus condiciones ambientales, aumenta la probabilidad de falla en el empalme. La preparación del cable de potencia consiste en la remoción de las diferentes capas que envuelven al cable de potencia y el posterior acondicionamiento de la superficie del aislamiento [8], [18] y [21]. Para retirar las diferentes capas que cubren el núcleo conductor del cable de potencia, por lo general se lleva acabo el siguiente procedimiento: Paso Acción 1 Retirar la cubierta exterior protectora del cable de potencia utilizando un instrumento de corte o alguna herramienta especial cuidando no dañar otros elementos del cable (Ver: Figura 2.25 y Figura 2.26). ¿Incluye cubierta metálica o barreras contra la penetración radial y longitudinal de agua? 2 Si: Usar herramientas adecuadas para su corte y remoción, y en caso de incluir cintas de materiales higroscópicos (hinchables) o no higroscópicos, éstas también deben ser retiradas y cortadas mediante el uso de navajas especiales. No: Continuar en el paso 3. capítulo 2. Empalmes 26606 Cap_2E vol lll.indd 86 9/25/14 5:55 PM Figura 2.28 Repliegue de la pantalla metálica del cable de potencia [48]. Figura 2.29 Retiro y desprendimiento de las pantallas semiconductoras, corte del aislamiento y acabado del proceso denominado “punta de lápiz” [48], [59]. Figura 2.28 Figura 2.29 Paso Acción ¿Incluye pantalla metálica formada por hilos? 3 4 Si: Se deben replegar los hilos hacia la parte posterior del cable sujetándolos y reuniéndolos con accesorios adecuados para su posterior uso y conexión en el empalme. Por lo regular este tipo de pantalla metálica incluye una cinta metálica delgada a la cual se le debe dar el mismo trato que los hilos. (Ver: Figura 2.27 y Figura 2.28). No: Continuar en el paso 7. Aplicar calor para facilitar el retiro y desprendimiento de la pantalla semiconductora sobre el aislamiento. Realizar un corte circular transversal en una porción del aislamiento, retirando por medio de pinzas la pantalla semiconductora sobre el conductor. 5 Resultado: Se descubre el núcleo conductor del cable (Ver: Figura 2.29). Importante: Emplear herramienta especial acorde a las dimensiones especificadas por el fabricante del empalme. Al momento de cortar la cubierta semiconductora externa evitar dañar el aislamiento. Por lo general se requiere dar un terminado tipo “punta de lápiz” a la parte final (orilla) de la cubierta semiconductora sobre el conductor, con lo cual se obtiene una transición menos agresiva entre el conductor y el semiconductor, evitando concentraciones de campo eléctrico. Pulir la superficie del aislamiento (de forma manual o mediante herramienta). 6 7 8 2 87 Resultado: Se eliminan las irregularidades que se producen durante la remoción de cubierta semiconductora. Además no deben quedar residuos de material semiconductor, para lograr tener una superficie libre de contaminantes completamente lisa, lo cual servirá para homogeneizar el campo eléctrico alrededor del aislamiento y reducir la ocurrencia de descargas parciales (Ver: Figura 2.30). Dar un terminado tipo “punta de lápiz” en la parte final (orilla) de la capa semiconductora sobre el aislamiento (Ver: Figura 2.31). Resultado: Se obtiene una transición menos agresiva entre el aislamiento y el semiconductor, con esto se evitan concentraciones de campo eléctrico. Sujetar el núcleo conductor del cable de potencia para evitar que se deforme o desunan los hilos del conductor (Ver: Figura 2.32). Conexión del núcleo de cable de potencia Esta etapa consiste en efectuar la conexión mecánica entre los núcleos conductores de los cables de potencia por medio de un conector. Debido a que existen conductores de diferentes materiales como aluminio y cobre, se debe tener cuidado en la selección del tipo de conector, siendo recomendable usarlos del mismo material que los núcleos de los cables. En ocasiones especiales, cuando se necesita unir núcleos conductores de diferentes materiales, se utilizan conectores bimetálicos. Las tecnologías disponibles para su instalación varían según su forma de aplicación, entre los conectores más comunes se encuentran los de compresión (Ver: Figura 2.33), atornillables, o por medio de soldadura exotérmica (Ver: Sección 5 “Accesorios para empalmes y terminales de transición” para una descripción detallada de estos componentes). El conector debe ser capaz de soportar sin ningún problema las corrientes eléctricas de la línea de transmisión para evitar una degradación de su capacidad por calentamiento. Además, en caso de que existan conectores soldados exotérmicamente, deben poder soportar las corrientes de cortocircuito sin alcanzar un nivel de temperatura que pudiera debilitar la unión. Además, mecánicamente debe ser adecuado para soportar los esfuerzos producidos durante los diversos ciclos de carga eléctrica, evitando así la pérdida de contacto eléctrico debido la expansión y contracción del conector. En la Figura 2.34 se muestra un conector de compresión y una herramienta tipo hidráulica utilizada para su colocación. materiales de instalación permanente para líneas de transmisión subterráneas 26606 Cap_2E vol lll.indd 87 9/25/14 5:55 PM Figura 2.30 Figura 2.31 Pulido del aislamiento para suavizar su superficie [48] y [60]. Figura 2.31 Terminación tipo “punta de lápiz” en el semiconductor [48] y [60]. Figura 2.32 Sujeción del núcleo conductor del cable de potencia [58]. Figura 2.30 Figura 2.32 Una consideración importante en el caso de los empalmes tipo premoldeados, es que se deben colocar —en ambos lados de los cables de potencia a unir— todos sus componentes antes de realizar la conexión entre núcleos conductores. En la mayoría de los casos el conector es protegido por medio de una cubierta metálica “corona shield” [8]. Por lo general el diámetro de los empalmes es mucho mayor que el del propio cable, esto se traduce en una mayor resistencia térmica que dificulta la disipación de calor. Aunado a esto, durante los diferentes ciclos de carga en los conectores, se producen fenómenos de expansión y contracción térmica que pueden provocar conexiones débiles en los conectores de los cables de potencia. En sistemas con enfriamiento por circulación de aceite se presenta un inconveniente, el propio aceite circulante que enfría puntos calientes a lo largo del cable, puede producir calentamiento en el empalme [5]. Por esta razón, la mala selección del conector usado para unir los cables, puede reducir la capacidad de todo el circuito. 2 88 Reconstrucción del aislamiento Consiste en reconstruir el material aislante —retirado previamente de los cables de potencia—, durante la etapa de conexión de los núcleos conductores. Los materiales usados (como el aislamiento principal de la unión) deben ser completamente compatibles con los materiales del cable de potencia en cuestión. El espesor de los nuevos elementos aislantes que operarán con el aislamiento del cable de potencia deben ser capaces de soportar los mismos esfuerzos dieléctricos (o superiores) a los que serán sometidos. Una regla práctica considerada en cables aislados con papel impregnado es aplicar una capa del doble del espesor del aislamiento del propio cable de potencia. En empalmes premoldeados el espesor es aproximadamente de 150 [%] del aislamiento de cable de potencia. Es importante evitar sobredimensionar el espesor de aislamiento en la restitución del empalme, ya que como consecuencia se perderá la coordinación de aislamiento en el sistema eléctrico en cuestión. Reconstrucción de las pantallas semiconductoras y metálicas La forma en que se reconstruyen las pantallas semi- conductoras del cable de potencia depende del tipo de empalme utilizado. En el caso de los empalmes tipo encintados, las pantallas semiconductoras se reconstruyen por medio de una capa extra de cinta semiconductora. En algunos otros tipos de empalmes se incluyen mangas separadas que cumplen esta función, o bien, se encuentran integradas en una sola pieza. En el caso de las pantallas metálicas, se realiza la conexión sobre una malla metálica —de cobre o aluminio—aunque en ocasiones esta cubre la conexión. En caso de requerir de un sistema de puesta a tierra, la interrupción de la pantalla se realiza por medio de un electrodo aislante, que permite la extracción del conductor hacia el sistema de puesta a tierra utilizado. Reconstrucción de la cubierta exterior protectora Es importante tener cuidado en esta etapa ya que, en algunas ocasiones, ésta cubierta estará en contacto directo con el ambiente, por lo que debe ser capaz de soportar las condiciones externas a la que será sometida. Existen empalmes que constan de diferentes capas en la que cada una equivale a cada elemento del cable de potencia. En el caso de los empalmes tipo premoldeados, estas capas pueden estar integradas en una sola pieza. Recomendaciones para ejecutar el proceso de instalación de los empalmes El montaje del empalme de cualquier cable de potencia deberá ejecutarse de acuerdo a las especificaciones y procedimientos del fabricante del cable de potencia y del empalme en cuestión. Estos incluyen: • Utilizar los materiales específicos, las herramientas y el equipo requerido para cada tipo de empalme. capítulo 2. Empalmes 26606 Cap_2E vol lll.indd 88 9/25/14 5:55 PM Figura 2.34 Figura 2.33 Conector para núcleo conductor tipo atornillable [36] y [58]. Figura 2.34 Conector para núcleo conductor tipo a compresión [46] y [51]. Figura 2.35 Figura 2.35 Protección y acondicionamiento del área de trabajo de montaje [43] y [62]. Figura 2.33 (a) • • Verificar que se cuenta con todas las herramientas, equipo y personal altamente especializado, además de la certificación para ejecutar el montaje del empalme. Adecuar el sitio donde se realizará el trabajo de empalmado, procurando que esté limpio, seco, libre de materiales ajenos y adecuadamente iluminado. Por lo general se recomienda adaptar algún tipo de cámara o toldo hermético para evitar la contaminación por partículas de polvo, además esta ayudará a mantener controlada la temperatura y a evitar la incidencia directa del sol. Recomendaciones durante el proceso de instalación de los empalmes Cada fabricante y tipo de empalme tiene un procedimiento de instalación particular. El objetivo de este manual no es proporcionar un instructivo para cada uno de ellos, por lo que se propone una serie de recomendaciones generales que pueden ser aplicadas al momento de la ejecución de cualquier tipo de empalme ya que buscan asegurar, sobre todo, que las condiciones en el sitio de trabajo sean las adecuadas para obtener trabajos con la mayor calidad posible. Entre ellos están: • Considerar la aplicación del procedimiento de montaje e instalación del empalme, emitido por el fabricante. • Mantener en todo momento la limpieza del sitio ya que cualquier contaminación del empalme con polvo y/o humedad afecta directamente su desempeño y pone en riesgo su correcto funcionamiento. • Contar con un sistema de drenado de agua para el caso de que los empalmes se realicen en zonas inundables. • Mantener controladas las condiciones ambientales del lugar de trabajo y, en la medida de lo posible, se recomienda una temperatura entre 20 y 22 [°C] y 10 a 35 [%] de humedad relativa, sin embargo, cada fabricante puede tener sus propias especificaciones. Este control se puede lograr mediante el empleo de equipos de aire acondicionado y deshumificadores [5]. • Proteger al empalme durante la preparación del cable para evitar que se contamine con polvo u otros materiales producto de los mismos trabajos Figura 2.33 (b) • • • o del medio ambiente. Intentar realizar el proceso de montaje del empalme de forma continua hasta ser completado en su totalidad sin interrupciones [5]. Acondicionar el sitio de trabajo para efectuar el montaje del empalme. Contar con las herramientas adecuadas requeridas para el tratamiento de cada uno de los elementos constitutivos del cable de potencia, así como para efectuar las maniobras de instalación y montaje del tipo de empalme. En la Figura 2.35 se pueden observar algunos tipos de cámaras o toldos habilitados en sitio para el resguardo de las zonas de trabajo donde se ejecutan los trabajos de montaje de empalmes. 2 89 Configuraciones típicas de instalación de empalmes Ya sea que se encuentren en el interior de fosas, registros, galerías, túneles o directamente enterrados, los empalmes pueden ser colocados finalmente en diferentes configuraciones para asegurar una buena disipación de calor y un acceso adecuado para su inspección y mantenimiento. Cuando el tipo de instalación del cable es mediante ductos o directamente enterrado, la formación que tomen los empalmes impactará directamente en la longitud del registro o fosa, llegando a requerirse una obra civil de longitud interna de hasta tres veces (o más) de la longitud de la pieza del empalme a instalar. Sin embargo, aún y cuando en galerías y túneles no hay limitaciones de espacio para la colocación de empalmes, en caso de ser requeridos es necesario prever la instalación de una protección mecánica adicional en el empalme terminado. Por lo tanto, la formación que se le de a los empalmes dependerá del espacio disponible, si el empalme requiere para su montaje un espacio considerable o si se requiere una buena disipación de calor. materiales de instalación permanente para líneas de transmisión subterráneas 26606 Cap_2E vol lll.indd 89 9/25/14 5:55 PM Figura 2.36 Esquema de colocación de empalmes en configuración escalonada con arreglo de fases vertical. Figura 2.37 Esquema de colocación de empalmes en configuración triangular con arreglo de fases vertical. Figura 2.38 Colocación de empalmes en configuración triangular con arreglo de fases horizontal y vertical [43] y [44]. Las configuraciones más comunes para la distribución de empalmes son: escalonada, triangular y alineada [4] y [29]. A continuación se describe cada una de ellas: Configuración Descripción Posicionamiento que requiere de mucho espacio en los registros y fosas de empalme, debido a que los empalmes se colocan en forma de escalera, es decir, se coloca el siguiente donde termina el anterior. Escalonada 2 90 Figura 2.36 Posicionamiento que otorga un espaciamiento considerable entre empalmes. En este tipo de disposición el empalme central de un conjunto de tres cables es desplazado hacia uno de los extremos, de tal manera que se localice en el punto donde terminan los otros dos. Triangular Figura 2.37 (b) Figura 2.38 (a) capítulo 2. Empalmes 26606 Cap_2E vol lll.indd 90 9/25/14 5:55 PM Figura 2.39 Esquema de colocación de empalmes en configuración alineada con arreglo de fases vertical. Figura 2.40 Colocación de empalmes en configuración alineada con arreglo de fases horizontal y vertical [65] y [66]. Figura 2.41 Empalme bajo prueba en laboratorio [32]. Figura 2.41 Configuración Descripción Posicionamiento utilizado en registros cuando se tienen limitaciones de espacio ya que todos los empalmes se colocan uno junto al otro, además es el de mayor uso en las instalaciones de líneas de transmisión subterráneas. Figura 2.39 Figura 2.40 (a) 2 91 Alineada Figura 2.40 (b) Pruebas a los empalmes Pruebas en fábrica Las pruebas aplicables en fábrica a empalmes para cables de potencia de alta tensión según la normatividad IEC incluyen pruebas por separado, o como parte de un sistema integrado, el cual incluye otros elementos como cables de potencia y terminales, toda vez que también son considerados por esta misma normatividad (Ver: Figura 2.41). Las normas y especificaciones que determinan tales pruebas son: • • IEC 60840, describe las pruebas aplicables en fábrica y en sitio para cables de potencia y sus accesorios (terminales y empalmes) desde 45 [kV] hasta 161 [kV] de tensión eléctrica nominal; además define las pruebas que pueden ser aplicadas al conjunto completo del sistema de cables, así como a cada uno de sus elementos [61]. IEC 60141-3, describe las pruebas aplicables a cables y accesorios con aceite y gas fluido en tensiones eléctricas de hasta 275 [kV] [39]. materiales de instalación permanente para líneas de transmisión subterráneas 26606 Cap_2E vol lll.indd 91 10/17/14 8:16 PM • IEC 62067, describe las pruebas aplicables en fábrica y en sitio para sistemas de cables (cables de potencia con sus terminales y empalmes) desde 220 [kV] hasta 500 [kV] de tensión eléctrica nominal [71]. Las pruebas aplicables en fábrica a empalmes para cables de potencia de alta tensión según la normatividad IEC son las siguientes: Tabla 2.1 Pruebas aplicables en fábrica a empalmes para cables de potencia [71] Tipo No. Descripción de la prueba Rutina Sobre Muestra Eléctricas 1 Prueba de descargas parciales a temperatura ambiente X X X 2 Prueba de tensión eléctrica X X 3 Prueba de ciclos de calentamiento, seguida de medición de descargas parciales a temperatura ambiente y a temperatura alta X 4 Prueba de tensión al impulso seguida de una prueba de tensión a frecuencia industrial X 5 Prueba a la protección externa del empalme X 6 Inspección y examinación al empalme al termino de la secuencia de pruebas 2 92 No Eléctricas X capítulo 2. Empalmes 26606 Cap_2E vol lll.indd 92 9/25/14 5:55 PM resumen del capítulo 2 En este capítulo se desarrollaron las temáticas relacionadas con los elementos que establecen y garantizan la continuidad eléctrica entre tramos de cables de potencia, los cuales son denominados como empalmes, empleados en las instalaciones subterráneas de alta y extra alta tensión: 1. Definición y clasificación 2. Características térmicas, mecánicas y eléctricas 3. Principales elementos constitutivos 4. Consideraciones técnicas y económicas para la selección adecuada de un empalme, teniendo en consideración al cable de potencia y al propio sistema eléctrico 5. Descripción de las configuraciones típicas de instalación 6. Descripción del proceso de montaje, y 7. Pruebas aplicadas a los empalmes Con esto se establece la base teórica para el conocimiento y selección de empalmes para las uniones entre cables de potencia utilizados en líneas de transmisión subterráneas. referencias bibliográficas CIGRÉ (2001), “Technical Brochure 194”. Construction, Laying and Installation Techniques for Extruded and Self Contained Fluid Filled Cable Systems. October 2001. [11]Maneesin, Churdpong y Steve Campbell Phelps (2010), Type Test of a 245 kV Cable System. Dodge International Thailand Limited. Spring ICC Meeting 2010, Nashville. TNL marzo 23. [2]CIGRÉ (2005), “279 Maintenance for HV cables and accessories”. Working Group B1.04. August 2005. [12]The Kerite Cable Services (2007), “Minutes of the 121st Meeting Spring 2007”. Anderson & Wood Construction Co. Inc. Lower Valley Energy HDR Engineers. [1] [3]CIGRÉ (2001), “Laying and installation techniques used for extruded and self contained fluid filled cables”. Working Group 21-17. August 2001. 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Terminales de transición Este capítulo describe la función, tipos y elementos que componen las terminales para cables de potencia de alta y extra alta tensión, empleadas en el diseño y construcción de líneas de transmisión subterráneas. También describe su clasificación, diseños, pruebas y normatividad aplicable. 3.1 Control de campo eléctrico p.98 3.2 Métodos de confinamiento de campo eléctrico en terminales p.100 - Control de campo geométrico-capacitivo - Control de campo capacitivo - Control de campo resistivo 3.3 Principales componentes de las terminales p.102 - Aislamientos - Conector - Tapa metálica y anillo equipotencial - Base 3.5 Diseño de terminales p.111 3 97 - Diseño eléctrico - Diseño mecánico - Diseño térmico - Pruebas a las terminales 3.6 Instalación y montaje de una terminal para cable de potencia p.115 - Preparación del cable de potencia - Instalación del soporte y base metálica - Colocación del elemento de control de campo eléctrico - Fijación y ensamble final de componentes Resumen y referencias p.118 3.4 Clasificación general de las terminales p.104 - Terminales exteriores - Terminales interiores encapsuladas - Terminales interiores sumergidas en aceite materiales de instalación permanente para líneas de transmisión subterráneas 26606 Cap_3E vol lll.indd 97 9/25/14 6:25 PM Figura 3.1 Terminal exterior [26]. Figura 3.2 Terminal encapsulada para subestación aisladas en gas SF6 [26]. Figura 3.3 Terminal sumergida en aceite para transformador [26]. Figura 3.4 Campo eléctrico en cable de potencia con aislamiento retirado. Figura 3.1 Figura 3.2 Una terminal es el componente de una línea de transmisión subterránea que efectúa la conexión entre un cable de potencia y otro equipo eléctrico, proporcionando una adecuada conexión eléctrica. La utilización de las terminales tiene como principal objetivo reducir y controlar los esfuerzos eléctricos que se presentan en el aislamiento del cable de potencia al interrumpir y retirar la pantalla semiconductora externa (sobre el aislamiento). Adicionalmente, las terminales provén al cable una distancia de fuga y una hermeticidad. Las terminales para cables de potencia para alta tensión se clasifican en tres tipos: • Terminales exteriores, las cuales conectan a un bus en una subestación eléctrica o hacia una línea de transmisión aérea (Ver: Figura 3.1) • Terminales encapsuladas metálicamente para subestaciones aisladas en gas, las cuales conectan a un bus aislado con gas presurizado (SF6 o N2-SF6), (Ver: Figura 3.2), y • Terminales sumergidas en aceite para transformador, las cuales conectan el cable a una barra metálica cerrada y aislada en aceite (Ver: Figura 3.3). 3 98 El diseño de las terminales para cables de potencia se basa en el control de la confinación del campo eléctrico y su funcionamiento está directamente relacionado con una adecuada instalación. Dichas terminales se utilizan para realizar el cambio de un cable de potencia subterráneo a otro componente eléctrico, con capacidad de soportar tensiones eléctricas y térmicas. Las líneas de transmisión subterráneas generalmente requieren transiciones a una línea de transmisión aérea o directamente conectadas a un transformador, conectadas con una subestación eléctrica encapsulada y aislada en gas SF6 u otros equipos eléctricos, como muestran la Figura 3.1, la Figura 3.2 y la Figura 3.3. Control de campo eléctrico Cuando se necesita conectar los cables de potencia Figura 3.3 con los equipos eléctricos en sus extremos, es indispensable colocar en sus puntas unas terminales, lo que requiere la eliminación de varios de los elementos que constituyen al cable de potencia. Como consecuencia, existe una modificación del campo eléctrico, debido al retiro de la pantalla semiconductora que se encuentra sobre el aislamiento, por lo tanto, en el diseño de la terminal se deben considerar los elementos de confinamiento y control del campo eléctrico —para evitar la concentración del mismo—, así como la reconstrucción de los demás elementos del cable. También se debe tener en cuenta que la densidad, distribución y geometría del campo eléctrico que existe en el aislamiento del cable de potencia es uniforme, y que éste se genera cuando el cable se encuentra energizado, incluso sin la existencia de carga eléctrica en el sistema, tal como se ilustra en la Figura 3.4 y Figura 3.5. 0 25 50 75 100% Aislamiento Líneas equipotenciales del flujo eléctrico Flujo eléctrico Cubierta externa de confinamiento Conductor Aislamiento Cable de potencia Figura 3.4 Al preparar el cable de potencia para instalar una terminal, el campo eléctrico se distribuye en la longitud donde no existe la pantalla semiconductora, lo que incrementa la concentración del campo eléctrico capítulo 3. Terminales de transición 26606 Cap_3E vol lll.indd 98 9/25/14 6:25 PM Cubierta exterior Electrodo de material semiconductor Figura 3.5 Control de líneas de flujo de campo eléctrico en el cono de alivio Distribución del campo eléctrico en cable de potencia sin pantalla semiconductora externa. Figura 3.6 Control de las líneas de campo eléctrico con la inserción de un cono de alivio de esfuerzos en un cable de potencia. Cono de alivio Aislamiento Conductor Figura 3.6 (a) Figura 3.6 (b) en el aislamiento, ya que las líneas de campo convergen en el extremo de la semiconductora (Ver: Figura 3.5). Debido a que las líneas equipotenciales están muy poco espaciadas en el borde de la pantalla semiconductora, debe reducirse la tensión eléctrica, de lo contrario se presentarán descargas eléctricas que se manifiestan en forma de efluvios visibles. Líneas equipotenciales de campo eléctrico Concentración de líneas de flujo de campo eléctrico Pantalla semiconductora interna 3 99 Conductor Aislamiento Líneas de flujo de campo eléctrico Pantalla semiconductora externa Figura 3.5 El diseño de las terminales considera que la densidad del campo eléctrico máximo se produce en la interface aislamiento–pantalla semiconductora, por lo que se requiere de un cono de alivio, un dispositivo de control que se incorpora al borde del aislamiento del cable de potencia para minimizar las líneas equipotenciales del campo eléctrico (tanto las longitudinales como las radiales). El cono de alivio de esfuerzos dieléctricos es una extensión del aislamiento del cable de potencia, por lo general tiene un espesor mayor que el del propio aislamiento del cable donde se instala (Ver: Figura 3.6). La pantalla semiconductora tiene una referencia de tierra debido al contacto de ésta con la pantalla metálica del cable de potencia, por tanto, resulta importante recordar que el plano de tierra gradualmente se aleja del conductor, trayendo consigo una reducción de la intensidad del campo eléctrico por unidad de longitud. Por esta razón, la terminal debe tener la capacidad de atenuar el campo eléctrico presente en el borde del aislamiento. Por ejemplo, en las terminales se presentan gradientes de potencial generados en las siguientes regiones críticas: (i) sobre la pantalla semiconductora externa que a su vez tiene conexión a tierra; (ii) en la interface de los diferentes componentes y materiales; y (iii) en los diferentes materiales aislantes que conforman la terminal. La Figura 3.7 muestra la distribución de los esfuerzos del campo eléctrico en una terminal tipo, modelada por el método de elemento finito, también conocido por el método FEM (por sus siglas en inglés “finite element method”). materiales de instalación permanente para líneas de transmisión subterráneas 26606 Cap_3E vol lll.indd 99 9/25/14 6:25 PM Figura 3.7 Distribución de campo eléctrico en una terminal por el método de elemento finito [4]. Figura 3.8 Colocación del cono de alivio para el control del campo eléctrico en el cable de potencia [26]. Figura 3.9 Trayectoria de fuga de potencial eléctrico, en terminal para cable de potencia. Figura 3.10 Esquema ilustrativo del método de control de campo geométrico. Figura 3.7 Figura 3.8 Métodos de confinamiento de campo eléctrico en terminales Figura 3.9 Trayectoria de fuga Aislador Para lograr que una terminal con alta calidad tenga una larga vida en operación, es necesario controlar el campo eléctrico en el sitio donde se interrumpe la pantalla semiconductora sobre el aislamiento del cable de potencia, para lo cual comúnmente se emplea un cono de alivio (Ver: Figura 3.8.). En el diseño de conos de alivio, generalmente se utilizan espesores de hasta dos veces el espesor de aislamiento del cable de potencia. En el diseño de terminales para cables de potencia de alta tensión, existen tres métodos para mantener el control de las líneas de flujo del campo eléctrico: • Control de campo geométrico-capacitivo, • Control de campo capacitivo, y • Control de campo resistivo 3 100 Cono de alivio con cintas aislantes y diélectricas Cable de potencia Control de campo geométrico-capacitivo Método que se logra a través de un cono de alivio fabricado de material aislante tipo elastomérico con la incorporación de un electrodo que tiene como función restituir la pantalla semiconductora sobre el aislamiento. En la Figura 3.10 se muestra el control de las líneas de campo eléctrico con el empleo de un cono de alivio, así como la desconcentración de las líneas equipotenciales. 40% Figura 3.10 Pantalla semiconductora externa 20% Líneas de flujo de campo eléctrico 50% 60% 80% Líneas equipotenciales de flujo eléctrico Conductor Pantalla semiconductora interna Cubierta exterior Cono de alivio para control geométrico Aislamiento capítulo 3. Terminales de transición 26606 Cap_3E vol lll.indd 100 9/25/14 6:25 PM Figura 3.11 Esquema ilustrativo del método de control de campo capacitivo. Figura 3.12 Esquema ilustrativo del método de control de campo resistivo. Control de campo capacitivo Método que se logra a través de un cono de alivio fabricado de material aislante tipo elastomérico, el cual incluye varios electrodos anulares en su longitud. En la Figura 3.11 se muestra el control de las líneas de campo eléctrico con el empleo de un cono de alivio, además se ilustra el confinamiento de las líneas equipotenciales a lo largo del cono. Este método se utiliza principalmente en terminales para alta y extra alta tensión eléctrica. Figura 3.11 Pantalla semiconductora externa Líneas de flujo de campo eléctrico Líneas equipotenciales de flujo eléctrico Conductor 3 101 Cubierta exterior Electrodos anulares Pantalla semiconductora interna Cono de alivio para control capacitivo Control de campo resistivo Método que se logra a través de un cono o manga de alivio, fabricado con materiales elastoméricos aislantes mezclados con otros materiales de distintas permitividades, dando como resultado en una resistencia no lineal a lo largo de la manga. Cuando se aplican materiales de permitividades disímiles y se someten a un gradiente de potencial a través de su espesor combinado, el material que tiene la permitividad inferior se verá sometido a una mayor densidad de líneas equipotenciales, extendiéndose más separadamente a lo largo de la terminal y emergiendo gradualmente (Ver: Figura 3.12). Este método es utilizado en terminales para cables de potencia con material dieléctrico extruido, para niveles de tensión eléctrica de hasta 60 [kV]. Figura 3.12 Pantalla semiconductora interna 20% 40% 50% 60% 80% Líneas equipotenciales de campo eléctrico Pantalla semiconductora interna Conductor Aislamiento Cable de potencia Manga de alivio aislante con materiales de diferentes permitividades Líneas de flujo de campo eléctrico materiales de instalación permanente para líneas de transmisión subterráneas 26606 Cap_3E vol lll.indd 101 9/25/14 6:25 PM Figura 3.13 Componentes principales de una terminal tipo exterior para cable de potencia [3]. Figura 3.14 Terminales exteriores con aislamientos fabricados de diferentes materiales [5]. Figura 3.14 Figura 3.15 (a) Principales componentes de las terminales A continuación se muestran los principales componentes de una terminal estándar para cable de potencia de alta tensión. Tapa y anillo equipotencial 3 102 empleados en la fabricación de aislamiento exterior para terminales son la porcelana y materiales epóxicos (EPDM y hule silicón). A continuación se describen los dos tipos específicos de aislamiento para el exterior de las terminales (Ver: Figura 3.14) Material del aislamiento exterior Porcelana Conector Cono de alivio Cable de potencia Sintético Aislador para base Figura 3.13 Aislamientos Las terminales para cables de potencia tienen dos componentes de aislamiento, siendo uno para el interior y otro para el exterior. El aislamiento interno tiene como función principal coadyuvar en la mitigación de los esfuerzos dieléctricos generados por las líneas de campo equipotenciales a lo largo de la longitud de la terminal; dependiendo de los diseños particulares, las terminales incluyen en su interior aislamientos del tipo sintético (líquido o viscoso) y a base de gas. El aislamiento exterior tiene como función básica, proveer a la terminación del cable de potencia una distancia dieléctrica con respecto a la tierra. Adicionalmente, como parte de este aislamiento, se incluyen faldones que proporcionan una distancia dieléctrica adicional para su operación bajo diferentes condiciones ambientales. Los materiales comúnmente Aislamiento fabricado en su totalidad con material inorgánico de alta resistencia mecánica, que se usa en zonas con alta contaminación y en condiciones severas. Aislamiento constituido generalmente por un tubo de fibras de vidrio (cuerpo) y un aislamiento exterior hecho a base de material epóxico (EPDM o hule silicón). A este tipo de aislamiento también se le conoce como compuesto (en inglés “composite”) y se caracteriza por ser: Aislamientos Base Descripción • A prueba de explosión y no provocar daños a los equipos eléctricos vecinos • Liviano • Irrompible • Resistente a la abrasión (ideal en condiciones severas de servicio) • Antiadherente • Elástico en el aislamiento exterior, y • Anti vandalismo Conector Elemento de interconexión entre el cable de potencia y el equipo eléctrico por conectar. Existen conectores de los siguientes tipos: a compresión, mecánicos, atornillables, soldados exotérmicamente, de funda metálica y enchufables (en inglés “plug-in”), entre otros. La mayoría de las veces, los conectores para cable de potencia expuestos al medio ambiente son fabricados de cobre para resistir la corrosión. Si el conductor del cable es de aluminio, por lo general es provisto de una varilla de aluminio recubierta de cobre para atenuar la corrosión. No obstante, cuando un conductor de cobre debe ser unido a un conductor de aluminio, se utiliza un conector bimetálico con características capítulo 3. Terminales de transición 26606 Cap_3E vol lll.indd 102 10/17/14 8:36 PM Figura 3.15 Conector de terminal tipo exterior [7]. Figura 3.16 Colocación de tapa en terminal [2]. Figura 3.17 Terminales tipo exterior con tanque externo de expansión térmica y llenado continuo del fluido aislante [26]. Figura 3.16 Figura 3.15 (b) especiales —mitad cobre y mitad aluminio—, para que exista buena conductividad eléctrica entre los dos metales y resulte un par galvánico en equilibrio. La unión entre estos dos metales se logra por soldadura a fricción o por soldadura inercial a alta velocidad. En la Figura 3.15 se muestran imágenes de los conectores de terminales para alta tensión. Los conectores a compresión son los más empleados en conductores de sección transversal de hasta 2500 [mm2], dada su facilidad de instalación. Se recomienda que la sección transversal del conector sea igual o ligeramente menor a la sección transversal del conductor que se está uniendo. Finalmente, es importante considerar que los conectores no incluyan en sus diseños ángulos rectos, a fin de evitar concentraciones de esfuerzo de campo eléctrico. destacar que las terminales soportadas que no incluyen una base también se encuentran disponibles para alta tensión. La base de la terminal tiene las siguientes funciones: • Proporcionar un medio de soporte • Sellar herméticamente la parte inferior • Proveer un medio para la conexión a tierra de los cables de potencia, y • Servir como punto de referencia a tierra En algunos diseños incorporan un tanque externo, el cual sirve como medio de expansión térmica del material aislante, esto garantiza además el llenado continuo de fluido en la terminal bajo las diferentes condiciones térmicas de operación (Ver: Figura 3.17). Tapa metálica y anillo equipotencial 3 103 En la parte superior de la terminal para cables de potencia para alta tensión se localiza una tapa que impide el acceso de partículas contaminantes, creando un sello hermético. Estas tapas pueden incluir como parte de su diseño un anillo equipotencial. La tapa metálica tiene principalmente dos funciones: • Sellar herméticamente, y • Servir de interface entre el conector interno del cable de potencia y el equipo eléctrico externo a conectar Para su fabricación se utiliza generalmente materiales metálicos no magnéticos (acero inoxidable, aluminio o bronce). La Figura 3.16 muestra tapas tipo en terminales para alta tensión. Los anillos equipotenciales se instalan en terminales para niveles de tensiones eléctricas nominales iguales o superiores a 150 [kV], su uso mitiga el efecto corona y en lugares sometidos a condiciones ambientales severas, es necesario prever su instalación. Están disponibles en diferentes formas y tamaños, y el material común para su fabricación es el aluminio. Base Por lo general las terminales para cables de potencia para alta tensión son autosoportadas e incluyen una base de material metálico en la parte inferior. Cabe Figura 3.17 La base incluye, al menos, una campana (manga o abrazadera de entrada) y una placa base (placa de montaje). La placa de montaje normalmente es de material metálico no magnético (aluminio, o acero inoxidable o galvanizado). materiales de instalación permanente para líneas de transmisión subterráneas 26606 Cap_3E vol lll.indd 103 9/25/14 6:25 PM Figura 3.18 Colocación de base de una terminal [7] y [8]. Figura 3.19 Terminal tipo exterior para cable de potencia [2]. Figura 3.21 Terminal tipo exterior con cono de alivio encintado de operación geométrica [10]. Figura 3.18 Figura 3.19 En el caso de las terminales autosoportadas que incluyen una base metálica, se recomienda instalar aisladores para base (Ver: Figura 3.13), mientras que para las terminales encapsuladas en gas SF6 y sumergidas en aceite, éstos no son necesarios, debido a que incluyen un anillo de material epóxico (Ver: Figura 3.20). El uso de los aisladores para base tiene como finalidad reducir pérdidas de energía por corrientes capacitivas así como efectuar pruebas eléctricas, labores de mantenimiento y diagnóstico de equipo eléctrico. Clasificación general de las terminales Existen dos tipos de terminales según el medio donde éstas se instalen, a continuación se detallan sus funciones: 3 104 Terminal Función Exterior Conectar el cable de potencia a una línea de transmisión aérea o a un bus en una subestación eléctrica (Ver: Figura 3.19). Encapsuladas Conectar el cable de potencia a un bus aislado con gas presurizado (SF6 o una mezcla N2-SF6) (Ver: Figura 3.20). Sumergidas en aceite Conectar el cable de potencia a una barra metálica cerrada y aislada en aceite, tal es el caso de un transformador (Ver: Figura 3.3). Interior Figura 3.21 Aislamiento interno (líquido o gas) Aislador de porcelana o sintético Terminales exteriores Terminales que se instalan en lugares expuestos bajo diferentes condiciones ambientales, tales como: radiación solar, lluvia, viento, ambientes marinos, contaminación industrial, hielo y nieve. Estos tipos de terminales se diferencian de los otros por incluir aislamiento externo, cuya longitud depende del nivel de tensión eléctrica y de las condiciones ambientales. Las terminales tipo exteriores para niveles de tensión eléctrica de hasta 400 [kV], generalmente incluyen en sus diseños conos de alivio del tipo geométrico, los cuales pueden ser encintados en sitio o prefabricados (Ver: Figura 3.21 y Figura 3.22). Cono de alivio (encintado) Cable de potencia capítulo 3. Terminales de transición 26606 Cap_3E vol lll.indd 104 9/25/14 6:25 PM Figura 3.20 Terminales tipo interior para conexión del cable de potencia a subestación encapsulada y aislada en gas SF6 [9] y [8]. Figura 3.22 Terminal tipo exterior con cono de alivio premoldeado o prefabricado de operación geométrica [10]. Figura 3.23 Figura 3.20 (a) Terminal tipo exterior con cono de alivio de operación capacitiva [10]. Figura 3.20 (b) Figura 3.20 (b) Terminal tipo exterior sin aislamiento en su interior (seca), incluyendo cono de alivio[10]. Aislamiento externo sintético Aislamiento interno (líquido o gas) Elastómero aislante Elastómero semiconductor Figura 3.24 Figura 3.23 Figura 3.22 Cono cilindrico del tipo capacitivo Cono de alivio premoldeado Cono de alivio premoldeado 3 105 Elemento de compresión para cono de alivio Para estas terminales se emplea la porcelana como material aislante en su exterior, el cual ha sido por décadas el material preferentemente empleado para equipamiento eléctrico (aún y cuando representa un considerable peso). Por otra parte, los recientes avances tecnológicos en materiales aislantes para uso exterior, trajeron consigo el hule silicón, que ofrece ventajas con respecto a la porcelana. En terminales tipo exterior para cables de potencia de aislamiento de papel laminado, el electrodo del cono de alivio es construido de una resina epóxica, que se forma a partir de la aplicación de varias pantallas semiconductoras sobre el papel aislante y el borde de la pantalla del propio cable. En terminales para cables de potencia de aislamiento sintético (XLPE u otro), para niveles de tensión eléctrica iguales o superiores a 400 [kV], los diseños incluyen un cono de alivio del tipo capacitivo (Ver: Figura 3.23), y de igual forma también lo incluyen en terminales para cables de potencia de aislamientos laminados a base de papel, para los niveles de tensión eléctrica iguales o superiores a 500 [kV]. Cable de potencia Aislamiento del cable de potencia Aislamiento de material elastomérico, premoldeado Pantalla metálica del cable de potencia Figura 3.24 Cono de alivio de material elastomérico, premoldeado Cable de potencia materiales de instalación permanente para líneas de transmisión subterráneas 26606 Cap_3E vol lll.indd 105 9/25/14 6:25 PM Figura 3.25 Terminal tipo exterior (seca) con cadenas de aisladores rígidos [28]. Figura 3.28 Terminal tipo exterior y sin material aislante interior [26]. Figura 3.29 Terminal tipo exterior con cono de alivio y sin cuerpo rígido exterior [26]. Figura 3.25 Figura 3.28 Finalmente se pueden encontrar terminales tipo exterior para alta tensión eléctrica prefabricadas completamente de material aislante elastomérico, las cuales no incluyen aislamiento líquido o gaseoso en su interior (Ver: Figura 3.24). A este tipo de terminales también se les denomina tipo secas, las cuales operan bajo el principio de funcionamiento del control del campo del tipo geométrico/resistivo, ya que incluyen un cono de alivio de esfuerzos dieléctricos en su base. Sin embargo, este tipo de terminales únicamente están disponibles para instalación en cables de potencia de aislamiento sintético y tienen algunas desventajas, entre las que se pueden mencionar: (i) sólo están disponibles hasta el nivel de tensión eléctrica de 138 [kV], y (ii) no son soportadas por sí mismas (no autosoportadas) ya que, dependiendo del tipo de instalación, llegan a requerirse columnas paralelas o cadenas de aisladores rígidas para su 3 106 Figura 3.29 fijación (Ver: Figura 3.25). Una de las principales ventajas de este concepto de terminales es que pueden ser instaladas en cualquier ángulo, debido a la carencia de aislamiento líquido o gaseoso en su interior. Dicha bondad ha incentivado a los diseñadores de terminales a contar con terminales de este tipo para mayores niveles de tensión eléctrica, dando como resultados desarrollos de materiales aislantes que, en lugar de ser líquidos, son del tipo viscosos durante su instalación en sitio y al paso de pocas horas se solidifican, alcanzándose niveles de tensión eléctrica de hasta 170 [kV]. Debido al incremento mundial en el uso de cables de potencia fabricados a base de materiales sintéticos (XLPE, EPR u otros) en los últimos veinte años, se han diversificado los diseños de terminales tipo exterior para este tipo de cables en alta tensión eléctrica, encontrándose en el mercado los siguientes diseños: El diseño… Existe… Con cuerpo exterior y material aislante interior • Con cono de alivio o con deflector (Ver: Figuras 3.21 y 3.26) • Con cono de alivio prefabricado de material compuesto (Ver: Figura 3.22) • Con cono del tipo capacitivo (Ver: Figura 3.23) • Con cono del tipo capacitivo prefabricado de material compuesto, hasta 525 [kV] (Ver: Figura 3.27) Con cuerpo exterior y sin material aislante interior • Con cono de alivio prefabricado de material compuesto • Con cono de alivio prefabricado en material elastomérico (Ver: Figura 3.28) • Con cono de alivio prefabricado en material elastomérico y con manga Sin cuerpo rígido exterior y sin matetermocontráctil, hasta 125 [kV] (Ver: Figura 3.24, Figura 3.29 y 3.30) rial aislante interior • Sólo con manga termocontráctil, hasta 70 [kV] (Ver: Figura 3.31) • Sólo con manga elastomérica en frío, hasta 70 [kV] (Ver: Figura 3.31) También existen terminales tipo exterior para conectarse con los cables de aislamiento laminado a base de papel y circulación de aceite (como pipe type-HPFF y SCFF), acerca de las cuales se puede afirmar que: • Tienen componentes principales, un principio de operación y un diseño similar a los empleados en terminales para conectar con cables de potencia de aislamiento sintético; aunque por lo general sólo se fabrican de aislamiento exterior a base de porcelana debido a la presión interna que ejerce el aceite aislante en su interior. • Operan generalmente a la misma presión del aislante que circula por los cables de potencia de este tipo, que puede ser de aceite o gas, con un rango de presión de trabajo que oscila entre 200 y 410 [psi] (1380 a 2830 [kPa]); sin embargo, en sistemas de cables HPFF la presión de operación se encuentra alrededor de los 650 [psi], por lo que la terminal debe soportar esta condición normal de operación. • En sistemas de cables tipo HPFF las tres fases se separan a partir de su tubería principal que los contiene, mediante la instalación de un elemento trifurcado y un cabezal de distribución de fases individuales, tal capítulo 3. Terminales de transición 26606 Cap_3E vol lll.indd 106 9/25/14 6:25 PM Figura 3.26 Terminal tipo exterior con deflector de campo eléctrico y de operación geométrica [10]. Figura 3.27 Terminal tipo exterior con cono de alivio compuesto de operación capacitiva [10]. Figura 3.30 Figura 3.30 Figura 3.32 Figura 3.34 Terminal tipo exterior con cono de alivio y sin cuerpo rígido exterior soportada [26]. Figura 3.31 Terminal tipo exterior sin aislamiento en su interior (seca), sin cono de alivio y manga contráctil o termocontráctil [10]. Figura 3.26 como el que se muestra en la Figura 3.32, con la finalidad de poder disponer de cada una de las fases y la posterior colocación de su terminal correspondiente. El cono de alivio que se instala en este tipo de terminales para el control del campo eléctrico se elabora en sitio con material aislante a base de papel laminado, siendo de las mismas características que el utilizado en el cable de potencia al que se conecta. Aislador de porcelana o sintético En la Figura 3.33 y Figura 3.34 se ilustran terminales tipo exteriores para cables de aislamiento laminados y fluido de aceite o gas autocontenidos. Deflector • Figura 3.32 Aislamiento del cable de potencia Derivador de fases hacia terminales para cables laminados de papel (pipetype HPFF y SCFF) [26]. Figura 3.33 Terminal tipo exterior para cables con aislamiento laminado de papel (pipetype HPFF y SCFF) [10]. Aislamiento interno (líquido o gas) Figura 3.34 Terminal tipo exterior para cables de potencia laminados con fluido de aceite [26]. 3 107 Cable de potencia Figura 3.27 Aislador de porcelana o sintético Aislamiento interno (líquido o gas) Aislamiento del cable de potencia Cono de alivio de material elastomérico premoldeado Elastómero aislante Elastómero semiconductor Cable de potencia Figura 3.31 Aislamiento del cable de potencia Faldones premoldeados de material elastomérico Manga de material elastomérico moldeada en sitio Figura 3.33 Anillos equipotenciales Aislador de porcelana Aislamiento del cable laminado Aislante de papel Pantalla metálica del cable de potencia Aislamiento líquido interno Cable de potencia Cable de aislamiento de papel laminado materiales de instalación permanente para líneas de transmisión subterráneas 26606 Cap_3E vol lll.indd 107 9/25/14 6:25 PM Figura 3.35 Componentes principales de una terminal tipo interior encapsulada [3]. Terminales interiores encapsuladas Terminales que se instalan al interior de equipos eléctricos sin quedar expuestas a las diferentes condiciones ambientales que prevalecen al exterior (Ver: Figura 3.35). Este tipo de terminales son empleadas para conectar el cable de potencia a un bus de un equipo eléctrico, el cual puede ser un interruptor aislado con gas SF6, o bien, directamente a una subestación eléctrica aislada en gas SF6. (Ver: Figura 3.36 y Figura 3.37). Anillo de protección 3 108 Figura 3.35 Conector Aislador principal de material epóxico Aislamiento interno (liquido, gas o material compuesto) Cono de alivio premoldeado Pantalla metálica del cable de potencia Válvula y sello Cable de potencia Las características principales de este tipo de terminales son: • Longitud reducida en comparación con las terminales tipo exterior, ya que operan dentro de un medio aislante (aceite o gas SF6), con mayor rigidez dieléctrica que el aire, • • Control de campo eléctrico debido al cono deflector premoldeado de material sintético, y Expansión térmica del material aislante debido al depósito externo, que garantiza el llenado continuo de fluido en la terminal bajo las diferentes condiciones térmicas de operación. Este tipo de terminales por lo general incluyen un aislador principal de forma cónica hecho de resina epóxica, el cual separa el cable de potencia y el medio aislante interno, siendo el principal medio de soporte mecánico entre el equipo a conectar y el cable de potencia. Cabe precisar que el compartimento de la envolvente donde se instala la terminal del cable de potencia, no está en contacto directo con el material aislante de la terminal, ya que ésta recámara siempre contiene gas SF6. Por ejemplo, el gas SF6 que tiene una subestación eléctrica encapsulada no se mezcla con el gas SF6 que puede incluir la terminal encapsulada del cable de potencia. Para este tipo de terminales existe un diseño en el cual su longitud es menor con respecto a las otras, ya que éstas incluyen como medio aislante interno un material sintético premoldeado, en lugar de gas SF6 o aceite. Este tipo de terminales están disponibles hasta 500 [kV]. Es importante destacar que las dimensiones y pruebas para las terminales interiores encapsuladas están normalizadas en: • Las normas internacionales IEC 62271-203 [25] y 62271-209 [19] aplicables solamente a cables de potencia de aislamiento extruido, y • El estándar IEEE 1300-2011 [20] aplicable para cables de aislamiento extruido y cables de potencia con aislamiento de papel (pipe type -HPFF y SCFF-). El uso generalizado de cables de potencia fabricados a base de materiales sintéticos (XLPE, EPR u otros), ha dado como resultado diversos diseños de terminales tipo interior encapsuladas para equipos eléctricos aislados en gas SF6 en alta tensión, encontrándose en el mercado los siguientes diseños (que pueden incluir o prescindir de un material aislante interno): • Con cuerpo de material aislante • Con cono de alivio • Con deflector capítulo 3. Terminales de transición 26606 Cap_3E vol lll.indd 108 9/25/14 6:25 PM Figura 3.36 Terminal tipo interior encapsulada conectada a una subestación eléctrica aislada en gas SF6 [26]. Figura 3.37 Terminal tipo interior encapsulada con cables tipo HPFF, conectada a una subestación eléctrica aislada en gas SF6 [32]. Aislante externo (SF6) Envolvente del equipo a conectar la terminal Aislador principal de material epóxico Aislamiento interno (líquido o gas) 3 109 Cono de alivio premoldeado Figura 3.36(b) Sello contra pérdida de aislamiento interno Figura 3.36(a) Cable de potencia Aislante externo (SF6) Envolvente del equipo a conectar la terminal Aislador principal de material epóxico Figura 3.37(b) Aislamiento interno (material elastomérico compuesto) Cono de alivio premoldeado Figura 3.37(a) Cable de potencia materiales de instalación permanente para líneas de transmisión subterráneas 26606 Cap_3E vol lll.indd 109 9/25/14 6:25 PM Figura 3.38 Terminal interior encapsulada para cables de potencia sin aislamiento en su interior [10]. Figura 3.39 Terminal interior encapsulada para cables de potencia con aislamiento en su interior y cono de alivio de operación capacitiva[10]. Figura 3.40 Terminal interior encapsulada para cables de potencia operando inmersa en gas SF6 [10]. Figura 3.38 Figura 3.39 Envolvente del equipo a conectar la terminal Aislante externo (SF6) Aislador principal de material epóxico Aislamiento interno (material elastomérico compuesto) 3 110 Aislante externo (SF6) Envolvente del equipo a conectar la terminal Aislamiento del cable de potencia Aislador principal de material epóxico Cono de alivio tipo capacitivo Cono de alivio de elastómero Cable de potencia Cable de potencia Conexión directa a las recámaras en gas (SF6) de la subestación o equipo Envolvente del equipo a conectar la terminal Aislante externo (SF6) Aislamiento del cable de potencia Cono de alivio (encintado o premoldeado) Figura 3.40 capítulo 3. Terminales de transición 26606 Cap_3E vol lll.indd 110 Cable de potencia 9/25/14 6:25 PM Figura 3.41 Anillo de protección Conector Aislador principal de material epóxico Junta hermética transformador–cable Conexión para puesta a tierra Cono de alivio premoldeado Tubo de compresión Componentes principales de una terminal tipo interior sumergida en aceite para conexión a transformador [27]. Cable de potencia Figura 3.41 • • • Con elementos prefabricados compuestos tipo seco (Ver: Figura 3.38) Con cono de alivio del tipo capacitivo (Ver: Figura 3.39) Directamente inmersa en gas SF6 (Ver: Figura 3.40) Terminales interiores sumergidas en aceite Terminales empleadas para conectar internamente al cable de potencia con un transformador cuyo aislamiento interior es aceite, que tienen un principio de funcionamiento y componentes similares con respecto a las terminales tipo interior encapsuladas para equipos eléctricos aislados en gas SF6. Este tipo de terminales, al igual que las encapsuladas, incluyen un aislador principal hecho a base de resina epóxica y un cono de alivio de esfuerzos dieléctricos, además tienen como parte de su conector, un deflector de potencial. Cabe precisar que el tanque del transformador donde se instala la terminal del cable de potencia, no está en contacto directo con el material aislante de la terminal, ya que esta recamara siempre contiene aceite, por ejemplo, el aceite que tiene el transformador no se mezcla con el gas SF6 o aceite que puede incluir la terminal sumergible del cable de potencia. Por lo tanto, dada esta propiedad de independencia de operación entre el transformador y la terminal del cable, se pueden conectar sistemas de cables de potencia de aislamiento a base de papel laminado e impregnado de aceite, o cables con aislamiento sintético. Los diseños de terminales sumergidas para niveles de tensión eléctrica superiores a 300 [kV], incluyen salientes de forma anular a lo largo del aislador principal de la terminal (Ver: Figura 3.41). Además, a partir del elemento control de esfuerzos dieléctricos se tienen los siguientes tipos de terminales sumergidas en el aceite aislante de transformadores: • Con aislador y cono de alivio (Ver: Figura 3.41) • Con aislador y deflector • Con elementos prefabricados de material compuesto • Con aislador y cono de alivio del tipo capacitivo • Directamente inmersa en aceite Diseño de terminales Diseño que considera principalmente los aspectos eléctrico, mecánico y térmico de las terminales, mismos que centran su atención en el control óptimo de esfuerzos eléctricos provocados por la concentración de las líneas de flujo en la interface cable de potencia–terminal, además de incluir un adecuado control y distribución de las líneas equipotenciales a lo largo de la propia terminal. Diseño eléctrico Diseño de gran importancia donde se analiza el desempeño de la terminal bajo los diferentes escenarios de operación en el sistema eléctrico, en condiciones normales y de emergencia. Además, considera condicionantes del entorno, entre los que destacan: viento, contaminación, lluvia, hielo, nieve, descargas atmosféricas y vandalismo, entre otras. Para llevar a cabo este diseño, se toman en cuenta los siguientes parámetros eléctricos: • Tensión nominal de operación • Tensión máxima de operación • Sobretensiones (por maniobras y descargas atmosféricas) • Frecuencia del sistema eléctrico • Nivel básico de aislamiento a tensión de impulso, a que estará sometida la terminal • Intensidad de corriente de corto circuito (bajo diferentes condiciones de falla) • Duración de la corriente de corto circuito • Distancia de fuga del aislamiento exterior 3 111 Por último, se toma en cuenta el control de los esfuerzos debidos al flujo de campo eléctrico en la región crítica del acceso del cable de potencia a la terminal, con la finalidad de diseñar el elemento o elementos encargados de moderar el campo eléctrico. Diseño mecánico Diseño que considera las capacidades mecánicas de las terminales en su conjunto, con la finalidad de soportar los esfuerzos transferidos por el sistema de cables de potencia generados por los efectos termomecánicos de la operación diaria. materiales de instalación permanente para líneas de transmisión subterráneas 26606 Cap_3E vol lll.indd 111 9/25/14 6:25 PM Figura 3.42 Fijación del cable de potencia a la llegada de la terminal [26]. Figura 3.43 Llegada de cables de potencia tipo tubo a la terminal [26]. Figura 3.42 (a) Figura 3.42 (b) Figura 3.43 El cable de potencia —o el sistema de cables en su conjunto— es el principal transmisor de esfuerzos mecánicos, mismos que se deben analizar para contrarrestarlos, tomando en cuenta la fijación y sujeción de los cables de potencia en el acceso a la terminal. En la Tabla 3.1 se indican algunas medidas generales para mitigar los esfuerzos: Tabla 3.1 Medidas generales para mitigar esfuerzos mecánicos transmitidos a las terminales de cables de potencia En cables de potencia de aislamiento… Se debe considerar… extruido Una longitud de desarrollo en el cable de potencia con curvatura vertical en el acceso a la terminal, con la finalidad de disipar la energía longitudinal y limitar el empuje ejercido por el sistema de cables. Además, se deben incluir herrajes y abrazaderas (metálicas no magnéticas o materiales sintéticos) para fijar el cable hacia la estructura de la terminal. Deben estar espaciados a una longitud máxima de 1 [m] (Ver: Figura 3.42). de papel pipe type-HPFF (con aceite circulante) 3 112 de papel SCFF (con aceite circulante) La instalación de dispositivos de disipación de energía mecánica como parte de las tuberías de los cables en el acceso a las terminales. No obstante dada la rigidez y capacidad mecánica que tienen las tuberías de estos tipos de cables, no es necesaria la instalación de herrajes ni abrazaderas para su fijación en el acceso a las terminales (Ver: Figura 3.43). Las terminales de cables de potencia tienen la capacidad mecánica de soportar los esfuerzos generados y transmitidos en el interior de ellas. Estos esfuerzos se derivan: (i) de la presión ejercida por el material aislante interno (aceite o gas SF6) para el caso de los cables de potencia de aislamiento sintético, y (ii) de la presión ejercida por la circulación normal del aceite contenido para el caso de los cables de papel pipe type-HPFF o tipo SCFF. Como consecuencia, el diseño mecánico de las terminales debe contemplar las sobrepresiones internas ejercidas por la expansión térmica del material aislante que se presentan bajo las diferentes condiciones de operación. Aunque todas las terminales disponen de ciertas capacidades mecánicas, estas no deben ser llevadas a su límite en menoscabo de sus bondades, por lo que, como parte de las instalaciones se pueden implementar acciones que coadyuven en su desempeño. Un claro ejemplo es el de las estructuras de soporte de las terminales, que deben prever la capacidad de respuesta para no transmitir esfuerzos en caso de sismos. Finalmente, se deben considerar los esfuerzos mecánicos transferidos a la terminal debido a las condiciones ambientales y fenómenos climatológicos extraordinarios, tales como: acción ejercida por la presión del viento, movimientos originados por sismos, carga mecánica debida a la acción del hielo, tensión mecánica transferida en la conexión de la terminal con los cables conductores aéreos o del bus en la subestación eléctrica donde se instalen, entre otros. Diseño térmico Diseño que prevé los diferentes escenarios térmicos a los que serán sometidas las terminales a lo largo de su vida operativa, contemplando diferentes condiciones extremas de operación, en un amplio rango de temperaturas de ambiente exterior. También considera las diferentes temperaturas internas de operación, asociadas a los aislamientos de los cables de potencia con los que interactuarán las terminales; por ejemplo, hasta 90 o 105 [°C] en condiciones normales de operación de los aislamientos sintéticos como el XLPE, o de hasta 250 [°C] en condiciones de corto circuito, para este mismo aislamiento. Pruebas a las terminales Las pruebas aplicables a terminales para cables de potencia de alta tensión y extra alta tensión —según la normatividad en la materia—, que se indican en la Tabla 3.2, únicamente son aplicables a terminales por separado, no incluyendo otros elementos, (como cables de potencia y empalmes), toda vez que también son consideradas por algunos de estos documentos. capítulo 3. Terminales de transición 26606 Cap_3E vol lll.indd 112 9/25/14 6:25 PM Normas y especificaciones aplicables a terminales para cables de potencia Norma o especificación Tabla 3.2 Alcance Norma que cubre las pruebas que se aplican a terminales tipo exteriores, así como a terminales interiores encapsuladas y sumergidas en aceite, que se conectan con cables de potencia de alta tensión con aislamiento sintético desde 45 hasta 161 [kV]. Las pruebas se aplican en fábrica o en laboratorio y son las siguientes: IEC 60840 [29] • Descargas parciales a temperatura ambiente • Tensión eléctrica • Ciclos de calentamiento, seguida de medición de descargas parciales a temperatura ambiente y a temperatura alta • Tensión al impulso , seguida de una prueba de tensión a frecuencia industrial • Inspección y examinación a la terminal al término de la secuencia de pruebas Norma que describe los lineamientos particulares y específicos de las pruebas de interconexión entre los cables de potencia con aislamiento sintético (o laminado), y terminales encapsuladas para subestaciones aisladas en gas SF6, de tensiones eléctricas superiores a 52 [kV], considerando: IEC 62271-209 [19] 3 113 • Intercambiabilidad entre el cable de potencia y la terminal, incluyendo aspectos mecánicos y eléctricos • Límites de los suministros de materiales • Arreglos de terminales monofásicas y trifásicas, y • Pruebas mecánicas y eléctricas aplicables Norma que tiene como objetivo establecer los métodos de pruebas para aisladores compuestos huecos (su diseño, tipo, muestras y rutina) y los criterios de aceptación y rechazo. IEC 61462 [17] Los aisladores compuestos huecos constan de un tubo aislador rígido hecho de fibras, una carcasa hecha de material polimérico (como el hule silicón o de EDPM) y dispositivos metálicos de fijación colocados al final del tubo (Ver: Figura 3.44). Dichos aisladores son empleados en la fabricación de terminales tipo exterior para cables de potencia con aislamiento sintético o laminado. Además son de uso general (despresurizados), o con un gas presurizado permanentemente dentro de la carcasa. Los aisladores compuestos huecos se emplean en equipo eléctrico de uso interior y exterior, para un rango de tensión eléctrica mayor a 1 [kV], y a una frecuencia no mayor de 100 [Hz]. Especificación técnica aplicable a la selección de aisladores poliméricos y la determinación de sus dimensiones. También proporciona lineamientos específicos y principios para tomar una decisión técnica sustentada sobre el desempeño del aislador bajo condiciones de contaminación. Esta especificación proporciona medios para: IEC/TS 60815-3 [30] • Determinar el valor de referencia de la distancia de fuga especifica unificada (por sus siglas en inglés USCD –unified specific creepage distance), considerando la contaminación del lugar, • Seleccionar la adecuada silueta del aislador, y • Aplicar los factores y criterios de corrección por altitud; determinar la forma, tamaño y posición de los faldones del aislador tomando como referencia la USCD Los aisladores poliméricos son empleados en la fabricación de terminales tipo exterior para cables de potencia con aislamiento sintético o laminado. materiales de instalación permanente para líneas de transmisión subterráneas 26606 Cap_3E vol lll.indd 113 9/25/14 6:25 PM Figura 3.44 Terminales tipo exterior de aislamiento sintético [26]. Figura 3.44 Norma o especificación IEC 62217 [18] Alcance Norma que tiene como objetivo establecer los métodos de pruebas para aisladores poliméricos (su diseño, tipo, muestras y rutina) y los criterios de aceptación y rechazo. Esta especificación aplica a aisladores poliméricos de núcleo sólido y hueco, cuyo cuerpo principal (aislador) consiste de uno o varios materiales sintéticos (Ver: Figura 3.44). Los aisladores poliméricos son empleados en la fabricación de terminales tipo exterior para cables de potencia con aislamiento sintético o laminado. Esta norma incluye una prueba de ciclos de envejecimiento acelerados de hasta cinco mil horas (que evalúa el comportamiento a largo plazo de la carcasa polimérica y del aislador), así como pruebas de los efectos de radiación ultravioleta (UV). Estándar que cubre las pruebas aplicadas a terminales tipo exterior, así como interiores encapsuladas y sumergidas en aceite, que se conectan con cables de potencia de alta tensión con aislamiento sintético desde 2,5 hasta 500 [kV], así como todas aquellas que conectan con cables de aislamiento a base de papel laminado pipe type-HPFF y tipo SCFF desde 2,5 hasta 765 [kV], las cuales se aplican en fábrica o en laboratorio. 3 114 IEEE 48 [31] Las pruebas para cables de aislamiento extruido son: • Descargas parciales a tensión eléctrica aplicada (a temperatura ambiente) • Tensión de aguante en cd durante 15 [min] en seco • Tensión de aguante al impulso en seco (a temperatura ambiente) • Ciclos de envejecimiento en aire, 30 ciclos • Tensión de aguante en ca durante 5 [h], o durante 6 [h] en seco • Tensión de aguante en ca durante 5 [min] en seco • Tensión de aguante al impulso de conmutación, en seco o húmedo (a temperatura ambiente) • Radio influencia de voltaje (por sus siglas en inglés RIV -radio influence voltage) • Hermeticidad Las pruebas para cables de aislamiento de papel laminado son: • Factor de ionización • Tensión de aguante en ca durante 1 [min] en seco • Tensión de aguante en ca durante 6 [h] en seco • Tensión de aguante en ca durante 10 [s] en húmedo (para terminales exteriores) • Tensión de aguante en cd durante 15 [min] en seco • Tensión de aguante al impulso en seco (a temperatura ambiente) • Tensión de aguante al impulso en seco (a temperatura elevada) • Ciclos de envejecimiento • Tensión de impulso tipo rayo seco (temperatura elevada) • Tensión de aguante al impulso de conmutación, en seco o húmedo (a temperatura ambiente) • Radio influencia de voltaje • Hermeticidad, desde 10 hasta 40 [°C] Estándar que describe los lineamientos generales de coordinación en la conexión de los cables de potencia con las terminales encapsuladas para subestaciones aisladas en gas SF6, para tensiones eléctricas superiores a 69 [kV], entre los cuales se incluyen los siguientes: IEEE 1300 [20] • Coordinación en el diseño • Suministro de materiales • Lineamientos para su instalación, y • Procedimientos de pruebas de ambas partes capítulo 3. Terminales de transición 26606 Cap_3E vol lll.indd 114 9/25/14 6:26 PM Figura 3.45 Retiro de la cubierta exterior del cable de potencia [24]. Figura 3.46 Retiro de la pantalla semiconductora sobre el aislamiento [7]. Instalación y montaje de una terminal para cable de potencia El montaje e instalación de terminales en un proyecto requiere de personal altamente especializado y certificado, que posea las habilidades necesarias y tenga en cuenta los cuidados que se requieren para instalar una terminal de calidad. Algunas de las empresas constructoras de líneas de transmisión subterráneas cuentan con dicho personal calificado, sin embargo, los fabricantes de terminales por lo general cuentan con el personal altamente capacitado para efectuar estas labores de montaje e instalación en sitio. Es importante considerar la aplicación del procedimiento de montaje e instalación emitido por el fabricante de la terminal, además de considerar el equipo necesario y herramienta especial para efectuar el trabajo, ya que cada fabricante y tipo de terminal tienen un procedimiento de instalación particular. Paso 1 El objetivo de este apartado no es proporcionar un instructivo de instalación y montaje específico, sin embargo, se señalan consideraciones de carácter general para el montaje de terminales. El proceso de montaje de terminales tipo interior y exterior es muy similar, pero dependiendo del nivel de tensión eléctrica, marca, tipo y modelo, existen algunas particularidades. El proceso de instalación de una terminal tipo exterior con aislamiento exterior de porcelana para su conexión con un cable de potencia de aislamiento sintético a base de XLPE, es el siguiente: 1) Preparación del cable de potencia 2) Instalación del soporte y base metálica 3) Colocación del elemento de control de campo eléctrico 4) Fijación y ensamble de componentes 3 115 Preparación del cable de potencia Este procedimiento consiste principalmente en retirar las diferentes capas que conforman al cable de potencia, así como enderezar el extremo del cable donde se instalará la terminal y son tareas que requieren el empleo de herramientas especiales. A continuación se describe el procedimiento: Acción Retirar la cubierta exterior del cable de potencia cuidando no dañar las capas inferiores (Ver: Figura 3.45). Figura 3.45 Retirar la pantalla semiconductora que cubre el aislamiento del cable, evitando dañar el aislamiento. 2 Nota: Por lo general se requiere dar un terminado tipo “punta de lápiz” a la parte final (orilla) de la pantalla semiconductora sobre el aislamiento, obteniendo una transición menos agresiva entre el aislamiento y el semiconductor, evitando concentraciones de campo eléctrico (Ver: Figura 3.46). Figura 3.46 materiales de instalación permanente para líneas de transmisión subterráneas 26606 Cap_3E vol lll.indd 115 10/17/14 8:36 PM Figura 3.47 Desprendimiento de la pantalla semiconductora sobre el aislamiento [8]. Figura 3.48 Preparación del cable de potencia para colocación de conector [6] y [7]. Figura 3.49 Preparación de aislador para instalación en terminal de transición [6]. Paso Acción Replegar la pantalla metálica hacia la parte posterior del cable de potencia y sujetarla con accesorios adecuados para su uso y conexión en la terminal. 3 Nota: La pantalla metálica generalmente está compuesta de alambres de aluminio o cobre, y por lo regular incluye una cinta metálica delgada a la cual se le debe dar el mismo trato que a los hilos. Algunos otros diseños de cables incluyen una cubierta metálica lisa, a base de plomo, aluminio o cobre (Ver: Figura 3.47). Figura 3.47 Cortar el asilamiento del extremo del cable de potencia, y quitar una pequeña longitud de éste para dejar al descubierto el conductor (Ver: Figura 3.48). 3 116 4 Figura 3.48(b) Figura 3.48(a) 5 Colocar el conector mecánico en el conductor del cable de potencia. Pulir la superficie del aislamiento, eliminando las irregularidades que se producen durante la remoción de la pantalla semiconductora. 6 Nota: En este paso no deben quedar residuos de material semiconductor, debiendo tener una superficie libre de contaminantes completamente lisa, la cual servirá para uniformar el campo eléctrico alrededor del aislamiento, reduciendo así la ocurrencia de descargas parciales (Ver: Figura 3.49). Figura 3.49 capítulo 3. Terminales de transición 26606 Cap_3E vol lll.indd 116 9/25/14 6:26 PM Figura 3.50 Instalación del soporte y base metálica [12]. Figura 3.51 Colocación del cono de alivio de esfuerzos para control de campo eléctrico, así como el encintado de material aislante entre el cable y el conector del conductor [6] y [7]. Figura 3.50 Instalación del soporte y base metálica Figura 3.52 Fijación y ensamble final Este procedimiento consiste en acoplar en el cable de potencia los elementos de la terminal que conforman de componentes, tales la base, entre los cuales se encuentran: la placa base, sellos, abrazaderas, y otras (Ver: Figura 3.50). como: aislador exterior, tapa superior y conector exterior y base metálica [6]. Colocación del elemento de control de campo eléctrico Este procedimiento consiste en insertar en el cable de potencia el elemento de control del campo eléctrico de la terminal (cono de alivio de esfuerzos), utilizando para su instalación y fijación: lubricantes dieléctricos, mallas metálicas no magnéticas, cintas aislantes, cintas semiconductoras, entre otros (Ver: Figura 3.51). 3 117 Figura 3.51 Fijación y ensamble final de componentes Este procedimiento consiste en fijar la base y sus componentes metálicos directamente en la estructura sobre la cual descansará la terminal, dicha estructura puede ser: un pedestal, un poste troncocónico, una torre autosoportada, o un marco de una subestación. Debe instalarse el cuerpo principal de la terminal (aislador exterior), y en caso de que ésta incluya un material aislante interno (liquido o gas), éste se vierte en su interior, previa limpieza y vacío de la misma. Finalmente se fija la tornillería en la base y parte superior, colocando los conectores, abrazaderas y su tapa metálica superior (Ver: Figura 3.52). Figura 3.52 materiales de instalación permanente para líneas de transmisión subterráneas 26606 Cap_3E vol lll.indd 117 10/17/14 8:36 PM resumen del capítulo 3 En este capítulo se conceptualiza el tema de las terminales que efectúan la transición de una línea de transmisión subterránea a otro equipo eléctrico. Posteriormente se describe el principio de operación de las terminales, el fenómeno de control de campo eléctrico, así como los métodos de confinamiento de campo eléctrico. Después se detallan aspectos relevantes del diseño eléctrico, mecánico y térmico de las terminales para cables de potencia. Finalmente se especifican: 1. Componentes principales de las terminales 2. Aislamientos internos y externos 3. Conectores 4. Clasificación general de las terminales 5. Pruebas aplicadas a las terminales, y la 6. Instalación y montaje de una terminal para cable de potencia 3 118 referencias bibliográficas [1] Archivo fotográfico IIE-CFE. División de Sistemas Eléctricos. Gerencia de Transmisión y Distribución, Grupo de Apoyo a la CPTT-CFE [9] [2] Reporte fotográfico de trabajos de obra electromecánica y pruebas de aceptación de la transición aéreo-subterránea en la subestación Tecali en Puebla México, RT-46-07-01, CABLES SUBTERRANEOS S.A. de C.V. [10]Electric Power Research Institute (2006), Underground Transmission Systems Reference Book. 2006 Edition. [4]Carlen, Linus, Technical department y Pedro Ahumada (2006), “Latin America Marketing Manager”, Presentation ABB Automation Technologies AB,ABB Kabeldon, Suecia 2006. [6] [7] 26606 Cap_3E vol lll.indd 118 Reporte fotográfico de la instalación de terminales de 69 kV ABB APEC 841 en la L.S.T. C.F.E. Guerrero-Rio en Tijuana B.C., RT-03-05-2002, CABLES SUBTERRANEOS S.A. de C.V. Reporte fotográfico de los trabajos realizados para la elaboración de las terminales en poste de 115 kV, marca ABB Mod: APEC 1452., CS-029-01, CABLES SUBTERRANEOS S.A. de C.V. Brugg SF6-Insulated and oil-immersed sealing ends connect you to any switchgear and transformer efficiently. [11] Reporte fotográfico (2012), Residencia Regional de Construcción de Proyectos de Transmisión y Transformación Centro-CFE. [12]Sadler, Scott, Simon Sutton, Horst Memmer y Johannes Kaumanns (2004), 1600 MVA Electrical Power Transmission with an EHV XLPE Cable System in the Underground of London. CIGRÉ Session 2004. CIGRÉ. [13]Thue, William A. (2005), Electrical Power Cable Engineering. Marcel Dekker Inc. [14] Moore, G. F. (1997), Electric Cables Handbook. Third Edition. Blackwell Science Ltd. [15]SIEMENS (2011), “Power Engineering Guide SIEMENS”, Germany, Siemens Aktiengesellschaft, Edition 6.2, 2011. 9/25/14 6:26 PM referencias bibliográficas [16]IEC 60815 (2008), Selection and dimensioning of high-voltage insulators intended for use in polluted conditions - Part 1: Definitions, information and general principles. [17]IEC 61462 (2007), Composite hollow insulators Pressurized and unpressurized insulators for use in electrical equipment with rated voltage greater than 1 000 V -Definitions, test methods, acceptance criteria and design recommendations. [18]IEC 62217 (2012), Polymeric insulators for indoor and outdoor use with a nominal voltage > 1 000 V -General definitions, test methods and acceptance criteria. [19]IEC 62271 (2007), High-voltage switchgear and control gear -Part 209: Cable connections for gas-insulated metal-enclosed switchgear for rated voltages above 52 kV - Fluid-filled and extruded insulation cables Fluid-filled and dry-type cable-terminations. [20]IEEE 1300 (2011), “Guide for Cable Connections for Gas-Insulated Substations”. [21]NMX-J-199-ANCE-2002 “Terminales para Cable Aislado con Pantalla para Uso Interior y Exterior 2,5 a 230 kV en corriente alterna- Especificaciones y Métodos de Prueba”. [23] Presentación Tyco/Eelectronics/Energy Division, Accesorios para cables de alta tensión, Terminales y empalmes de 72,5 kV - 170 kV. [24] Presentación terminales ABB APEC 1472 con bushing de porcelana, instaladas en poste de transición. [25]IEC 62271 (2011), High-voltage switchgear and controlgear - Part 203: Gas-insulated metal-enclosed switchgear for rated voltages above 52 [26] Archivo fotográfico CFE. Cordinación de Proyectos de Transmisión y Transformación. Departamento de Diseño de Líneas de Transmisión. Líneas de transmisión subterráneas. [29]IEC 60840 (2011), Power cables with extruded insulation and their accessories for rated voltages above 30 kV (Um = 36 kV) up to 150 kV (Um = 170 kV) - Test methods and requirements. [30]IEC/TS 60815-3 (2008), Selection and dimensioning of high-voltage insulators intended for use in polluted conditions - Part 3: Polymer insulators for a.c. systems. [31]IEEE 48 (2009), IEEE Standard for Test Procedures and Requirements for Alternating-Current Cable Terminations Used on Shielded Cables Having Laminated Insulation Rated 2.5 kV through 765 kV or Extruded Insulation Rated 2.5 kV through 500 k 3 119 referencias online referencias online : : [3] Prysmian Cables & Systems, Oil Immersed Transformer, accessories for high voltage polymeric cables (2013) www.prysmian.com : : [5] Productos eléctricos, terminales de transición de alto voltaje Best-B2B (2013), www.best-b2b.com : : [8] Cable Systems Contracting & Consulting (2013) www.ccc-gmbh-berlin.de : : [22] nkt Cables High Voltage Cable Accessories for 72 kV - 170 kV (2013), www.nktcables.com/ : : [27] TAIHAN Electric Wire CO. LTD. TPE-0301-0809. EHV XLPE Cable & Accesories www.taihan.com : : [28] PFISTERER (2011), Sistemas de cables para alta tensión. Edición 2011 www.pfisterer.com : : [32] BC Hydro www.bchydro.com/ 26606 Cap_3E vol lll.indd 119 9/25/14 6:26 PM 4 120 capítulo 4. Apartarrayos 26606 Cap_4D vol lll.indd 120 9/25/14 9:21 PM 4. Apartarrayos 4.1 Introducción p.122 4.2 Sobretensiones eléctricas p.123 - Sobretensiones temporales - Sobretensiones de frente lento - Sobretensiones de frente rápido - Sobretensiones de frente muy rápido 4 121 4.3 Selección de apartarrayos p.123 - Relación de protección 4.4 Tipos de apartarrayos p.124 - Apartarrayos de carburo de silicio - Apartarrayos de óxido de metal 4.5 Normatividad p.129 4.6 Pruebas a los apartarrayos p.129 Este capítulo describe la función, tipos y elementos que componen los apartarrayos empleados en la protección de equipo eléctrico en redes de transmisión de energía de alta y extra alta tensión. Se enuncia la normatividad aplicable y se describe mediante un ejemplo la selección de un apartarrayos para la protección de una línea de transmisión subterránea con cables de potencia de alta tensión. - Pruebas tipo - Pruebas de rutina - Pruebas de aceptación 4.7 Ejemplo de aplicación p.130 Resumen y referencias p.132 materiales de instalación permanente para líneas de transmisión subterráneas 26606 Cap_4D vol lll.indd 121 9/25/14 9:21 PM Figura 4.1 Apartarrayos en transición subterránea-aérea (cable de potencia a cable desnudo) [24]. Figura 4.2 Apartarrayos en transformador de potencia [22]. Figura 4.1 Figura 4.2 Introducción El apartarrayos es el principal dispositivo de protección contra sobrevoltajes (sobretensiones eléctricas). Se encarga de drenar la corriente a tierra durante los disturbios que se presentan en el sistema eléctrico de potencia, el cual es conectado de forma directa y permanente. Su función no es eliminar completamente las ondas de sobretensión y sobrecorriente que se presentan durante los disturbios del sistema eléctrico, sino limitar su magnitud a valores no perjudiciales para los equipos donde éste interactúa. Aunque los aislamientos de los equipos eléctricos tienen una capacidad de aguante ante sobretensiones, los apartarrayos se instalan como primer medio de protección, y al operar evitan fatigar y exponer los aislamientos a un daño permanente. Los principales equipos de un sistema eléctrico de potencia son: generadores, transformadores, cables de potencia, entre otros; mismos que poseen aislamiento del tipo no recuperable representando el mayor costo de las instalaciones. Por esa razón, el empleo de apartarrayos en la red trae consigo grandes beneficios, manteniendo la continuidad del servicio eléctrico y garantizando además el cuidado de los aislamientos de los equipos. Los apartarrayos constituyen la protección primaria para todo equipo conectado a la red eléctrica contra sobrevoltajes por descargas atmosféricas, por maniobra, o por voltajes (tensiones eléctricas) temporales. La selección de apartarrayos es una combinación entre: (i) el nivel de voltaje de protección, (ii) la energía de descarga a disipar, y (iii) soportar el sobrevoltaje temporal (conocido por sus siglas en inglés como TOV –temporary overvoltage–). Estas tres características determinan la relación de protección para un nivel básico de aislamiento al impulso definido (conocido por sus siglas en inglés como BIL –basic impulse isulation level–). Los apartarrayos comúnmente empleados en sistemas eléctricos de alta tensión son los de carburo de silicio y los de óxidos metálicos; para los cuales se disponen dos tipos de aislamientos exteriores: porcelana o de material sintético. 4 122 Para el diseño de los apartarrayos deben tomar en cuenta: • El nivel de tensión eléctrica de la red • Los niveles de sobrevoltajes estimados a los que operará • La capacidad de conducción de corriente a los que operará • La capacidad de disipación de energía Las Figuras 4.1 y 4.2 ilustran dos apartarrayos instalados para la protección de equipos eléctricos: cables de potencia para líneas de transmisión subterráneas y transformadores de potencia en subestaciones eléctricas. La medida más efectiva de limitar sobrevoltajes en cables de potencia para líneas de transmisión subterráneas, es mediante la instalación de apartarrayos lo más cerca posible a las terminales de transición, preferentemente en ambos extremos del circuito (si las condiciones así lo permiten). Cabe resaltar que en tipos de transición donde los cables de potencia son conectados directamente al interior de un transformador, no es posible la instalación de un apartarrayos. Es importante tener en cuenta que aunque los apartarrayos son instalados para la protección de los cables de potencia en sus transiciones, se pueden generar sobrevoltajes temporales a lo largo de la longitud del cable dada la capacitancia asociada a éste. Por esa razón se deben tomar en cuenta las condiciones de operación que prevalecen en el sistema, por lo que puede ser necesario instalar apartarrayos en ambos extremos del enlace subterráneo, además de prever una minuciosa evaluación y análisis de estos fenómenos. Esto se debe a que en los cables de potencia el fenómeno es relacionado con las reflexiones de las ondas viajeras a lo largo de los cables y a la superposición de las ondas, por lo que llegan a presentarse niveles de tensión hasta 1,5 veces mayores con relación al valor de la sobretensión presente. Como consecuencia, es necesario considerar los sobrevoltajes en el diseño del cable de potencia y revisar que esté provisto de un adecuado nivel básico de aislamiento impulso [1]. capítulo 4. Apartarrayos 26606 Cap_4D vol lll.indd 122 9/25/14 9:21 PM Sobretensiones eléctricas Para entender la operación de los apartarrayos es necesario conocer los tipos de sobretensiones y sus causas. Se considera sobretensión a la condición en la que la tensión eléctrica en un punto de la instalación, se eleva por encima de la tensión máxima del sistema. Las sobretensiones se pueden clasificar por su origen o por su forma de onda. En el primer caso, se encuentran las sobretensiones de origen interno al sistema (causadas por fenómenos dinámicos propios del sistema, como la resonancia, ferroresonancia, rechazo de carga, armónicos, fallas, o maniobras de conmutación) y las sobretensiones de origen externo al sistema (causadas por la incidencia de descargas atmosféricas en la red). En el segundo caso se encuentran las sobretensiones por su forma de onda, que resulta ser una clasificación de las sobretensiones más adecuada en cuanto a su relación con la operación de los apartarrayos. En este caso, se distinguen cuatro tipos de sobretensiones: • Sobretensiones temporales • Sobretensiones de frente lento • Sobretensiones de frente rápido • Sobretensiones de frente muy rápido A continuación se hace una breve descripción de ellas, sin embargo, cabe resaltar que son explicadas con mayor detalle en la norma IEC 60071-1 [1]. Sobretensiones temporales También conocidas como sobretensiones de frecuencia fundamental o sobretensiones a la frecuencia del sistema, son sobretensiones de duración relativamente larga (desde algunos milisegundos hasta varios segundos), con un valor de frecuencia igual o próxima a la frecuencia de operación del sistema. Este tipo de sobretensiones pueden ser no amortiguadas o débilmente amortiguadas y, en algunos casos, pueden presentarse a una frecuencia distinta a la del sistema. Las sobretensiones temporales se pueden producir por rechazos de carga, fallas, o por fenómenos de resonancia y ferroresonancia. Sobretensiones de frente lento También conocidas como sobretensiones de maniobra, son sobretensiones de duración corta (algunos milisegundos), con un valor de frecuencia en una gama de frecuencias que varía entre 2 y 20 [kHz]. Generalmente son oscilatorias. Su frente de onda tiene un tiempo de subida igual al valor cresta, comprendido entre 20 y 5000 [μs], y un tiempo de cola igual o inferior a 20 [ms]. Su amplitud es superior a la tensión nominal del sistema. Son causadas, principalmente, por conmutaciones de cierre y apertura de interruptores. Sobretensiones de frente rápido También conocidas como sobretensiones de tipo rayo, son sobretensiones con duración muy corta (de fracciones de milisegundo). Su frente de onda tiene un tiempo de subida igual al valor cresta comprendido entre 0,1 y 20 [μs], y un tiempo de cola igual e inferior a 300 [μs]. Su amplitud normalmente es muy superior a la tensión nominal del sistema. Este tipo de sobretensiones son originadas principalmente por descargas atmosféricas. 4 123 Sobretensiones de frente muy rápido Son sobretensiones con duración demasiado corta (de fracciones de nanosegundos). Su frente de onda tiene un tiempo de subida menor o igual al valor cresta comprendido entre 0,1 [μs], con una duración total menor a 3 [ms], incluyendo oscilaciones superpuestas de una frecuencia comprendida entre 30 [kHz] y 100 [MHz]. Selección de apartarrayos La selección de apartarrayos implica hacer una estimación entre: (i) el nivel de voltaje de protección, (ii) la energía de descarga a disipar, y (iii) el soporte del sobrevoltaje temporal (TOV). A continuación se describe el procedimiento para hacer una adecuada estimación del sobrevoltaje temporal: materiales de instalación permanente para líneas de transmisión subterráneas 26606 Cap_4D vol lll.indd 123 9/25/14 9:21 PM Figura 4.3 Flameo de un bloque de óxido de metal en un apartarrayos [17]. Figura 4.3 Paso Acción Calcular el sobrevoltaje transitorio durante una condición de falla usando R0/ X0 vs X0/ X1 de acuerdo al estándar IEEE C62.22-199 [3] 1 4 124 Donde: R0 es la resistencia de secuencia cero X0 es la reactancia de secuencia cero X1 es la reactancia de secuencia positiva 2 Verificar el rechazo de carga 3 Verificar la conmutación 4 Verificar la resonancia tomando en cuenta que no exista otra fuente de TOV que pueda causar un mayor sobrevoltaje al determinado en el paso 1 5 Verificar los sobrevoltajes temporales prolongados del sistema que pueden ocurrir como resultado de una condición presente de baja carga eléctrica Existen tres consideraciones básicas para la selección de apartarrayos de óxido de metal: 1) El voltaje máximo continúo de operación del apartarrayos. También conocido como maximum continuos operating voltage por sus siglas en inglés (MCOV), bajo condiciones normales de operación debe ser mayor que el voltaje de operación contínua (fase a tierra) del sistema. 2) La capacidad de absorción de energía del apartarrayo. De especial importancia para los sobrevoltajes de maniobras en la red cuando existen cables de potencia en el sistema, no debe representar un problema ante descargas atmosféricas, pero debe analizarse y determinarse por medio de estudios específicos. 3) Magnitud y duración en capacidad de conducción de corriente. Factor de gran importancia para aquellos apartarrayos instalados en transiciones con cables de potencia, encargado de prever que la corriente de descarga del apartarrayos se encuentre por encima de los valores estimados de la red. Esto se debe a que la corriente es de mayor magnitud para líneas de transmisión subterráneas que para circuitos aéreos, debido a la impedancia de descarga que tienen los cables de potencia cuando se presenta una sobretensión de rayo. Un problema de los apartarrayos de óxido de metal, es que en operación de corrientes eléctricas altas, la corriente tiende a concentrarse específicamente en el área de los discos de óxidos de zinc, generando un punto caliente que puede fracturar un bloque de discos y, en consecuencia, provocar un flameo. La Figura 4.3 muestra el flameo en el bloque del varistor de un apartarrayos de óxido de metal, debido al sobrevoltaje temporal del sistema. Relación de protección El nivel de protección del apartarrayos debe ser comparado con los niveles de aguante a la tensión eléctrica del cable de potencia y sus demás componentes del sistema (empalmes, terminales y demás accesorios). A esta comparación se le conoce comúnmente como relación de protección y se lleva a cabo una vez que es determinada la capacidad del apartarrayos y su correspondiente TOV. Cabe resaltar que una práctica industrial común es diseñar para una relación de protección de al menos 1,2 para proveer un margen de seguridad adecuado (mayor al 20 [%]). Para sistemas de voltaje menores a 345 [kV], la única capacidad de aguante considerada del aislamiento del equipo por proteger a ser considerado contra sobretensiones transitorias es el BIL del cable y sus demás componentes. Por otro lado tenemos que se debe considerar el nivel básico de aislamiento al impulso por maniobra (por sus siglas en inglés BSL –basic switching impulse insulation level–) para aquellas terminales de cables de potencia para sistemas de voltaje entre 345 y 500 [kV] [1]. Tipos de apartarrayos El uso de apartarrayos en los sistemas eléctricos de potencia provee una protección superior que la de coordinación de aislamientos, y además de que no son sensitivos a polaridades, tienen la ventaja de que una falla del sistema no puede ser causada por la operación del apartarrayos. Los márgenes entre un nivel de protección y un nivel de aislamiento del sistema, son definidos por el estándar IEC 60071-2 [1]. capítulo 4. Apartarrayos 26606 Cap_4D vol lll.indd 124 9/25/14 9:21 PM Figura 4.4 Espacio de aire Bloque de descarga Magnitud de sobrevoltaje en p.u. 5 Figura 4.5 Figura 4.4 4 Representación esquemática del apartarrayos de SiC [6]. 3 Voltaje de resistencia del equipo 2 Voltaje limitado por el apartarrayos 1 0 Sobrevoltaje por rayo (Microsegundos) Tierra Física Los tipos de apartarrayos comúnmente empleados en aplicaciones de alta tensión, son: • Hueco de carburo de silicio (SiC), y • Varistores a base de óxidos metálicos de zinc (– ZnO– mayormente empleado) Apartarrayos de carburo de silicio Los primeros desarrollos de apartarrayos utilizaban el carburo de silicio (SiC) integrando el apartarrayos a partir de una mezcla de cerámica prensada que incluía placas a alta presión. De esta manera se conformaba un bloque que funcionaba como válvula para el drenado de sobrecorrientes. El bloque de carburo de silicio contenía brechas de aire en serie con las placas del bloque. Dichas placas se encargaban de conducir la corriente del voltaje de operación al ionizar la atmosfera interna, creando un arco eléctrico en el compartimiento del bloque, y rompiendo los huecos de aire antes de que las placas de carburo de silicio encontraran cualquier voltaje. Posteriormente, cuando el dieléctrico del aire había sido superado, el bloque de descarga comenzaba a conducir la corriente de descarga. Los altos voltajes por descargas atmosféricas disminuían la resistencia del bloque de descarga, haciendo que la corriente eléctrica fluyera a tierra. La Figura 4.4 muestra un esquema representativo del funcionamiento tipo del apartarrayos a base de carburo de silicio. Apartarrayos de óxido de metal Los apartarrayos de óxido de metal, también conocidos como apartarrayos de óxido de zinc, están hechos de un varistor, que es un bloque de óxido de zinc agrupado en forma de discos. Su respuesta ante sobretensiones es muy precisa, a menos que las sobretensiones temporales sean altas —tal como sucede en un sistema no conectado sólidamente a tierra—; sin embargo, este tipo de apartarrayos suele tener un nivel de protección bajo comparado con los apartarrayos huecos a base de carburo de silicio. En sus orígenes, los apartarrayos de óxido de metal fueron desarrollados para los sistemas de distribución de energía, constituyendo una ayuda indispensable en la coordinación de aislamiento de los sistemas eléctricos de mayores niveles de tensión. La Figura 4.5 ilustra los niveles de sobretensión a los cuales estan Sobrevoltaje por maniobra (Milisegundos) Sobrevoltaje temporal (Segundos) Sobrevoltaje alto del sistema (continuamente) Figura 4.5 Sobrevoltajes que se presentan en un sistema eléctrico [6]. Voltaje posible sin la existencia del apartarrayos Duración del sobrevoltaje expuestos los diferentes equipos que constituyen el sistema eléctrico, así como la capacidad de un apartarrayos ante los diferentes escenarios. En la Figura 4.5 se puede observar que el eje de la duración de los sobrevoltajes está dividido en cuatro categorías (según la naturaleza de éstos), que se tienen para sobretensiones debidas a descargas atmosféricas y son del orden de microsegundos. En el caso de sobretensiones debidas a maniobras en la red, éstas se encuentran en el orden de milisegundos. Los sobrevoltajes temporales aparecen en el rango de algunos segundos, y por último, se tiene que los sobrevoltajes superiores a los valores nominales del sistema se presentan de forma permanente en la red en sus diferentes condiciones de operación. Sin embargo, se puede apreciar que las sobretensiones eléctricas pueden alcanzar varios valores en por unidad (pu) con relación a la tensión nominal del sistema (en estado estable) sin el uso de apartarrayos, a partir de la curva de la capacidad de aguante a la tensión del aislamiento de los equipos involucrados en la red. De esta manera, la función de los apartarrayos es limitar los sobrevoltajes actuando como medida de protección de los equipos y, con ello, no demandar la capacidad que éstos poseen para resistir los esfuerzos eléctricos provocados por las diferentes sobretensiones que se presenten, como son las descargas atmosféricas, conmutaciones, las fallas entre otros fenómenos, entre otras. A diferencia de las demás características que poseen los apartarrayos, la capacidad de absorción de energía al impulso que tiene este tipo de apartarrayos de óxidos de metal los hace únicos, ya que es una característica propia que aporta un mayor margen de seguridad en la protección. Los apartarrayos son diseñados y fabricados considerando principalmente los siguientes aspectos: • Márgenes aceptables en la protección contra sobrevoltajes, y • Alta confiabilidad en su desempeño durante su vida operativa. 4 125 El principal objetivo de los apartarrayos es minimizar la tensión residual, sin embargo, esto hace que se vea disminuida su capacidad para resistir sobretensiones temporales. Sin embargo se puede materiales de instalación permanente para líneas de transmisión subterráneas 26606 Cap_4D vol lll.indd 125 9/25/14 9:21 PM Figura 4.6 Figura 4.7 Curva característica tensión-corriente de un apartarrayos de ZnO [28]. Figura 4.8 Principales componentes de un apartarrayos [6]. Tensión nominal normalizada en p.u. Figura 4.6 Apartarrayos de óxidos metálicos [10]. Figura 4.7 Zona de MCOV Zona de TOV Zona de rayo 10μA 100μA 1mA 10mA 100mA 1A 10A 100A 1kA 10kA 100kA corriente en el apartarrayos tener un mejor nivel de protección aumentando ligeramente el riesgo de sobrecarga del apartarrayos, cuyo incremento está directamente relacionado con la predicción del TOV. Los apartarrayos son diseñados para soportar los siguientes esfuerzos eléctricos que inciden en su estabilidad térmica, capacidad de aguante de corriente y en la capacidad de absorción de energía, entre otros. A continuación se detallan los esfuerzos que pueden soportar los apartarrayos: El esfuerzo sirve para soportar… Continuo • Voltaje continuo de operación • Temperatura de operación • Condiciones ambientales de operación (radiación solar, lluvia, viento, ambientes marinos, contaminación industrial, hielo y nieve, entre otros) Temporal • Sobrevoltajes temporales (TOV) • Sobrevoltajes transitorios • Esfuerzos mecánicos externos (sismo, viento, entre otros) Único 4 126 • Cortocircuito interno Este tipo de apartarrayos incluye un varistor como elemento de funcionamiento principal, el cual es fabricado a base de óxidos metálicos de zinc (ZnO) 90 [%] y otros aditivos de óxidos metálicos 10 [%]. Su principio básico de operación implica que cuando se encuentra sometido a un voltaje pequeño o moderado (tensión nominal o máxima permitida del sistema eléctrico), sólo circula de forma intermitente por él una corriente eléctrica muy pequeña, y cuando se presenta un sobrevoltaje el material (ZnO) se comporta como un elemento de nula resistencia eléctrica (permitiendo el flujo continuo de corriente eléctrica). El resultado de este comportamiento se ve reflejado en una curva característica de un elemento de resistencia no lineal, tal y como se ilustra en la Figura 4.7 [6]. En la Figura 4.8 se ilustran los principales componentes que conforman a un apartarrayos de óxido metálico, donde el aislamiento exterior y el varistor interno son los más representativos. Salida de ventilación Diafragma de alivio de presión Resorte de compresión Varistor de OM Anillo de cierre Conector mecánico Junta de cemento Espaciador metálico Varilla de soporte Placa de sujeción Aislamiento externo de porcelana o de material polimérico Brida de aluminio Figura 4.8 Base capítulo 4. Apartarrayos 26606 Cap_4D vol lll.indd 126 9/25/14 9:21 PM Figura 4.9 Varistores de óxidos metálicos utilizados en los apartarrayos [6]. Figura 4.10 Conector tipo perno y tipo plano [6]. Figura 4.11 Anillos equipotenciales para apartarrayos. Figura 4.12 Configuración y disposición de anillos equipotenciales en apartarrayos [8]. Los principales componentes que conforman al apartarrayos de óxido de metal (OM), son los siguientes: Componente Varistor Descripción Figura 4.9 Pieza fundamental que provee el pleno funcionamiento del apartarrayos hecho a base de óxido de zinc (ZnO) 90 [%] y el restante 10 [%] constituido por óxido de otro metal (nitrógeno o bismuto). Conformado por capas o discos, al ser colocados en serie en el interior del cuerpo aislante de forma cilíndrica, se le aplica aluminio para mejorar la conducción y el buen contacto entre cada uno de ellos. Dependiendo del diseño del varistor —que está directamente relacionado con la disipación de energía—, puede variar el tamaño de cada disco y la altura vertical del conjunto. Conector mecánico 4 127 Elemento de interconexión entre el varistor y el equipo eléctrico por conectar, que por lo general es fabricado de cobre, aluminio o de aluminio recubierto en cobre. Se tienen conectores a compresión, mecánicos, atornillables, entre otros. Figura 4.10 Pieza cuya función es mitigar el efecto corona en la parte superior del apartarrayos y uniformar el gradiente de potencial. Por lo general es instalado en niveles de tensión eléctrica nominales iguales o superiores a 150 [kV] y, si el diseño lo incluye, llegan a tener más de dos anillos para aplicaciones de extra alta tensión. Comúnmente fabricado con aluminio [18], el anillo está disponible en diferentes formas y tamaños. Es necesario prever su instalación en caso de lugares sometidos a condiciones ambientales severas. Anillo equipotencial (si el diseño lo requiere) Figura 4.11 Figura 4.12 145 kV 245 kV 420 kV 800 kV materiales de instalación permanente para líneas de transmisión subterráneas 26606 Cap_4D vol lll.indd 127 9/25/14 9:21 PM Figura 4.13 Aislamiento externo de porcelana de apartarrayos [6]. Figura 4.14 Aislamiento externo de material sintético de apartarrayos. Figura 4.15 Diseños de faldones con diferentes distancias de fuga en apartarrayos [27]. Figura 4.16 Base del apartarrayos [6]. Componente Descripción Pieza de forma cilíndrica hueca que tiene como función básica proveer una distancia dieléctrica con respecto a tierra, así como el incluir en su interior el varistor principal (formado por placas o columnas de óxidos metálicos de zinc –ZnO–). Como parte de este aislamiento se incluyen faldones proporcionando una distancia dieléctrica adicional. Los materiales comúnmente empleados en su fabricación son porcelana y materiales epóxicos como el EPDM y el hule silicón. Estos últimos con mayor demanda a partir de la década de los noventa y recientemente en aplicaciones de hasta 550 [kV]. El aislamiento de porcelana es diseñado tomando en cuenta lo indicado en IEC/TS 60815-1 [24], que determina aspectos relevantes del diseño con respecto a la contaminación atmosférica. Por su parte, la norma IEC 60507 [26] determina las características de aguante expuestos en atmosferas contaminadas. La especificación técnica IEC/TS 60815-3 [25] trata los aisladores de material polimérico para determinar sus dimensiones, considerando los efectos de la contaminación atmosférica. Además proporciona lineamientos específicos y fundamentos para tomar una decisión sustentada sobre el desempeño del aislador bajo condiciones de contaminación. 4 128 Aislamiento externo Las ventajas de los apartarrayos con aislamiento externo polimérico con respecto a uno a base de porcelana, son las siguientes: • Desempeño eficiente en condiciones ambientales severas • Ausencia de desprendimientos abruptos de componentes (en caso de implosión por fallas del apartarrayos) • Mayor seguridad al personal y equipos cercanos • Menor peso Figura 4.13 Base Figura 4.14 Figura 4.15 La mayoría de los apartarrayos son autosoportados (conocidos como tipo estación) las cuales incluyen una base de material metálica en la parte inferior, la cual tiene las siguientes funciones: (i) proporcionar un medio de soporte, (ii) sellar herméticamente la parte inferior, y (iii) proveer un medio para la conexión a tierra. Figura 4.16 capítulo 4. Apartarrayos 26606 Cap_4D vol lll.indd 128 9/25/14 9:21 PM Normatividad La normatividad aplicable en materia de apartarrayos tipo estación que se emplea para la protección de equipamiento en subestaciones eléctricas y líneas de transmisión subterráneas con cables de potencia, se indican en la siguiente Tabla 4.1: normas aplicables a apartarayos Identificación NRF-003-CFE-2000 Descripción Apartarrayos de óxidos metálicos para subestaciones NMX-J-321-5-ANCE-2008 Apartarrayos – parte 5: Recomendaciones para selección y aplicación NMX-J-321-ANCE-2005 Apartarrayos de óxidos metálicos sin explosores, para sistemas de corriente alterna – especificaciones y métodos de prueba IEC/TR 60099-3, 1990-08 IEC 60099-4, 2006-07 Tabla 4.1 Surge arresters – part 3: Artificial pollution testing of surge arresters Surge arresters – part 4: Metal-oxide surge arresters without gaps for a.c. systems IEC 60099-5, 2013-05 Surge arresters – part 5: Selection and application recommendations IEEE Std. C62.22-2009 IEEE guide for the application of metal-oxide surge arresters for alternating-current systems IEEE Std. C62.11-2012 IEEE standard for metal-oxide surge arresters for ac power circuits (>1 kV) 4 129 Pruebas a los apartarrayos Para asegurar un adecuado funcionamiento y vida útil de los apartarrayos, estos deben ser sometidos a diferentes pruebas y rigurosos procesos de calidad, los cuales se encuentran establecidos en los documentos IEC 60099-4 [12] e IEEE C62.11 [2], en los que se indican los tipos de pruebas aplicadas a los diseños de apartarrayos. Pruebas tipo Las diferentes pruebas a las que es sometido un apartarrayos tienen como finalidad verificar la capacidad que posee el diseño ante los diferentes escenarios bajo los cuales será sometido a lo largo de su vida operativa, tales como: esfuerzos eléctricos, mecánicos y térmicos, así como las diferentes condiciones ambientales, entre otros. Estas pruebas son aplicadas a los prototipos del apartarrayos, tomando una o varias muestras, y éstas pruebas sólo son repetidas cuando se realiza un cambio en el diseño del apartarrayos. Estas pruebas también son denominadas con el nombre de pruebas de diseño. Pruebas de rutina Las pruebas aplicadas a cada apartarrayos en específico con el fin de garantizar su correcta fabricación y montaje. Por lo tanto, las pruebas de rutina son parte fundamental del sistema de aseguramiento de calidad de cada fabricante de apartarrayos. Las pruebas de rutina que maneja el estándar IEC 60099-4 [12] se muestran en la Tabla 4.2. Pruebas de aceptación Estas pruebas son realizadas en muestras representativas de la producción de apartarrayos. En la siguiente Tabla 4.2 se indican las diferentes pruebas tipo a las cuales es sometido el apartarrayos, mismas que se encuentran especificadas en el documento IEC 60099-4 [12]. materiales de instalación permanente para líneas de transmisión subterráneas 26606 Cap_4D vol lll.indd 129 9/25/14 9:21 PM Capacidad de TOV nominal en pu a 1 [s] para 10 [kA] de corriente de descarga de rayo FIGURA 4.17 Pruebas de rutina en apartarrayos [4]. FIGURA 4.18 Capacidad temporal de sobretensión TOV [21]. FIGURA 4.17 1 FIGURA 4.18 0.95 0.9 0.85 0.8 0.1 1 10 100 1000 10 000 tiempo [s] Tabla 4.2 RESUMEN DE PRUEBAS PARA APARTARRAYOS ESPECIFICADAS EN IEC 60099-4 [12] PRUEBA ALCANCE Tipo • Aguante de tensión aplicada a la envolvente aislante exterior • Voltaje residual • Tensión de aguante al impulso de corriente de larga duración • Operación en servicio • Cortocircuito • Tensión y corriente aplicada con el indicador de falla desconectado • Contaminación aplicada a la envolvente aislante exterior • Descargas parciales internas • Momento de flexión • Ambientales • Capacidad de sellado • Radio interferencia de voltaje (por sus siglas en ingles RIV – radio interference voltage) 4 130 Rutina Aceptación • Medición de voltaje de referencia • Medición de voltaje residual • Descargas parciales internas • Capacidad de sellado • Distribución de corriente • Medición de voltaje a la frecuencia industrial • Voltaje residual al impulso de rayo • Descargas parciales internas La Figura 4.17 muestra las pruebas de rutina para apartarrayos, a) Prueba de voltaje residual y b) prueba de hermeticidad y fuga. Ejemplo de aplicación A continuación se muestra de forma general y resumida, un ejemplo de aplicación para la selección de un apartarrayos de óxidos metálicos para una línea de transmisión subterránea de 138 [kV], de 16,09 [km], con cable de potencia de sección transversal 760 [mm2] con conductor de cobre y aislamiento XLPE, que busca: • Seleccionar el apartarrayos adecuado • Determinar su relación de protección Obtener la capacidad del sobrevoltaje temporal (TOV) del apartarrayos a ser empleado, a partir de las indicaciones de la Figura 4.18. Determinar las relaciones de impedancias de secuencia cero y positiva de los circuitos equivalentes del sistema en la ubicación de los apartarrayos (transición), mediante un estudio y análisis de cortocircuito. R0/X1 = 0,75 X0/X1 = 2,0 R1/X1 = 0,2 Cuando ocurre una falla de fase a tierra en el punto de transición donde incide la sobretensión debida a una descarga atmosférica (rayo), en primer lugar se deben determinar los sobrevoltajes que se presentarán en las fases que no presentaron fallas. En segundo lugar, con base en los valores de las relaciones de impedancia determinadas anteriormente, y considerando las curvas de los coeficientes de conexión a tierra del documento IEEE C62.22, se estima que el voltaje en las fases que no presentaron fallas no alcance un valor de aproximadamente 70 [%] de la tensión fase a fase del sistema. Asumiendo que el sistema eléctrico está operando a una tensión máxima de 145 [kV], se obtiene un TOV en las fases que no presentaron fallas de: TOV de falla = 0,7(145) = 102 [kV] Donde el voltaje continuo de fase a tierra es de: 145 / 1,73 = 84 [kV] Por lo tanto, el apartarrayos debe tener un MCOV de al menos 84 [kV]. Sin embargo, si los análisis de sobretensiones en la red no llegan a exceder la tensión de 102 [kV] (TOV), y ésta no prevalece en el sistema por más de un segundo, entonces, se tiene que la capacidad del TOV del apartarrayos requerido es de 107 [kV] (102/0,955), determinada por las características del apartarrayos ilustradas en la Figura 4.18, y con la finalidad de que la capacidad nominal del TOV sea superior a la que se presentará en el sistema en caso de contingencia. CAPÍTULO 4. Apartarrayos 26606 Cap_4D vol lll.indd 130 10/20/14 8:37 AM En tercer lugar se selecciona un apartarrayos de óxidos metálicos de marca comercial, como se indica a continuación [29]: En caso de elegir el apartarrayos de una tensión nominal de servicio = 108 [kV] se tiene que, el MCOV sería de 86 [kV], que reúne los requisitos de protección. Sin embargo, su MCOV sería marginal, por lo que otra alternativa sería seleccionar un apartarrayos con tensión nominal de servicio = 120 [kV] cuyo MCOV es de 98 [kV], que proporcionaría un margen adicional, cuya capacidad de TOV sería de 141(0,955) = 135 [kV]. Posteriormente se debe coordinar el BIL del cable de potencia y sus accesorios (empalmes y terminales), que tienen un nivel de aislamiento de 650 [kV], que debe coordinarse con el nivel de descarga del apartarrayos seleccionado. Por ejemplo, si los apartarrayos son instalados en ambos extremos del circuito del cable (transiciones), el valor máximo de voltaje de descarga en las terminales es igual al valor de la característica que posee el apartarrayos (conocida como “máximo voltaje de descarga”), para el valor de sobrecorriente en estudio. Las subsecuentes reflexiones de ondas viajeras requieren, elaborar un estudio que calcule el voltaje máximo que puede presentarse en el cable de potencia. Sin embargo, una consideración conservadora para ello, es que por lo general el voltaje no exceda 1,5 veces con relación a la sobretensión o con relación al “máximo voltaje de descarga” del apartarrayos. Por lo tanto, el sobrevoltaje máximo generado por la descarga atmosférica en el cable excederá 1,5 (300 [kV]), lo cual resulta en un valor de 450 [kV]. Por último, se tiene que la relación de protección para el apartarrayos con tensión nominal de servicio de 120 [kV], es el resultado de la relación del BIL del sistema de la línea de transmisión subterránea y el sobrevoltaje máximo generado por la descarga atmosférica, lo cual resulta en 650 [kV]/450 [kV] = 1,44 (44 [%] de margen de protección). Cabe precisar que de acuerdo a la guía de aplicación IEEE C62.22, el margen mínimo de la relación para un nivel de protección de impulso de rayo es de 1,15 [%], por lo tanto, como la relación obtenida es de 1,44 [%] para el apartarrayos con tensión nominal de servicio de 120 [kV], la selección es la adecuada. De esta forma, se obtienen los siguientes resultados: Tensión nominal de servicio [kV] MCOV [kV] TOV a 1 segundo [kV] Máximo voltaje de descarga a 10 [kA] (impulso tipo rayo 8/20 μs) [kV] Relación de protección (calculada) 120 98 141 300 1,44 4 131 materiales de instalación permanente para líneas de transmisión subterráneas 26606 Cap_4D vol lll.indd 131 9/25/14 9:21 PM resumen del capítulo 4 En este capítulo se desarrolló la temática de los apartarrayos como parte de los materiales de instalación permanente el cual tiene la función de protección de una línea de transmisión subterránea. Se aporta la teoría relativa a las sobretensiones eléctricas involucradas en el diseño de un apartarrayos. Por otro lado se conceptualizan los diferentes tipos de apartarrayos. Se citó la información necesaria para la selección de apartarrayos de acuerdo a sus características requeridas. Se dio a conocer la normativa aplicable para su diseño, construcción e instalación, así como las pruebas aplicables a este elemento. Por último se valida la información con el desarrollo de un ejemplo de selección de apartarrayos para la protección de un sistema de cables de potencia. 4 132 referencias bibliográficas [1]IEC 60071-2 (1996), “Insulation coordination - Part 2 Application guide”, 3 Edición 1996. [2]IEEE, IEEE Std C62.11 -2012 (2012), “Metal-Oxide Surge Arresters for AC Power Circuits”. [3]IEEE, IEEE Std C62.22 -2009 (2009), “Guide for the Application of Metal-Oxide Surge Arrester for alternating-current systems”. [9]Narita, S.; A. Sawada y L. 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Pepper (2003), “High Voltage Surge Arresters for Protection of Series Compensation and HVDC Converter Stations”, The 4th International Conference on Power Transmission and Distribution Technology. 2003 [12]IEC 60099-4 (2009), “Surge Arresters - Part 4 Metaloxide surge arresters without gaps for a.c. systems”, ed 2.2 2009-05 [13]Mobedjina, M. y L. Stenström (2000), “Improved Transmission Line Performance Using Polymer-Housed Surge Arresters”, For presentation at CEPSI Seminar, Manila, Philippines. 9/25/14 9:21 PM referencias bibliográficas [14]CFE (1991), “CFE L0000-06- Coordinación de Aislamiento”, Julio 1991. [21]Electric Power Research Institute (2006), Underground Transmission Systems Reference Book. 2006 Edition. [15]CFE (1995), “CFE L0000-41, Guía de aplicación de coordinación de aislamiento”. Febrero 1995. [22] Archivo fotográfico. Departamento de diseño de líneas de transmisión CPTT-CFE. [16] Lundquist, J.; L. Stenstrom y A. 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[25]IEC/TS 60815-3 (2008), “Selection and dimensioning of high-voltage insulators intended for use in polluted conditions - Part 3: Polymer insulators for a.c. systems”. [26]IEC 60507 (2013), Artificial pollution tests on highvoltage ceramic and glass insulators to be used on a.c. systems [28]Yoshihide, Hase (2007), Handbook of Power System Engineering. 2007 Edition 1. 4 133 referencias online : : [4] High voltage Cable 110-220kV (2013) www.flat-flexiblecable.com/ : : [27] Power Transmission/HighVoltage/Products/Surge Arresters www.energy.siemens.com/ : : [29] Siemens Power Transmission and Distribution Inc. (2013), “High Voltage Surge Arresters Station Class” http://castlepowersolutions.biz/Components/Siemens/Arresters/Station_Arrester_Catalog.pdf 26606 Cap_4D vol lll.indd 133 9/25/14 9:21 PM 5 134 CAPÍTULO 5. Herrajes de sujeción y accesorios 26606 Cap_5E vol III.indd 134 9/26/14 9:45 AM 5. Herrajes de sujeción y accesorios Este capítulo describe la función, tipos y elementos que componen los herrajes de sujeción y demás accesorios empleados en las líneas de transmisión subterráneas, los cuales aseguran y garantizan el óptimo desempeño de las instalaciones con cables de potencia de alta y extra alta tensión. También describe su clasificación, diseños, pruebas y normatividad aplicable. 5.1 Introducción p. 136 5.6 Cinchos o cinturones p. 147 5.2 Clasificación p. 138 5.7 Separadores en cables de potencia p. 148 5.3 Consideraciones en la selección de herrajes de sujeción y accesorios en un proyecto p. 138 5.8 Bastidores de soporte para empalmes p. 148 5.4 Ménsulas o soportes, correderas y marcos fijos p. 139 5.9 Disipadores de energía para empalmes p. 148 - Ménsulas o soportes - Correderas - Marcos fijos 5.5 Abrazaderas (clemas o bridas) p. 144 5 135 5.10 Pruebas a los herrajes de sujeción p. 149 Resumen y referencias p. 150 MATERIALES DE INSTALACIÓN PERMANENTE PARA LÍNEAS DE TRANSMISIÓN SUBTERRÁNEAS 26606 Cap_5E vol III.indd 135 9/26/14 9:45 AM FIGURA 5.1 Herrajes de soporte y sujeción en un sistema de cables de potencia. FIGURA 5.2 Soporte y sujeción de cables de potencia en acceso a empalmes [6]. FIGURA 5.3 Soporte y sujeción de cables de potencia en acceso a terminales [6]. FIGURA 5.2 FIGURA 5.3 Introducción Los herrajes de sujeción y accesorios son componentes importantes de una línea de transmisión subterránea que están relacionados con el tipo y forma de instalación de los cables de potencia, empalmes y sus terminales. Resultan indispensables para un adecuado funcionamiento del sistema de cables de potencia, ya que éstos limitan y restringen los efectos termomecánicos y electromecánicos originados por los ciclos de carga eléctrica diaria y fallas que se presenten, y retienen los movimientos axiales y/o laterales de los cables y accesorios. Recientemente han sido incluidos como parte de las normas internacionales IEC 60840 [1] e IEC 62067 [2], siendo partes integrales de los sistemas de cables de potencia de alta y extra alta tensión, ya que representan un aspecto fundamental en el desempeño diario de las instalaciones subterráneas. En dichas normas se menciona el concepto: “sistema de cables: 5 136 cable de potencia con sus accesorios –empalmes y terminales– instalados, incluyendo los componentes usados para restricciones termomecánicas del sistema, limitándose solo aquellos empleados en los empalmes y terminales”. Estos componentes son constituidos generalmente por: • Ménsulas o soportes • Correderas • Marcos fijos • Abrazaderas, también conocidas como clemas o bridas • Cinchos o cinturones • Separadores en cables de potencia • Bastidores de soporte para empalmes • Disipadores de energía para empalmes En la Figura 5.1, se ilustra un sistema de cables de potencia en el cual se muestran los componentes mencionados. Abrazadera para cable de potencia Corredera con ménsula FIGURA 5.1 Bastidor de soporte Abrazadera para empalme Cincho para empalme Abrazadera para cable de potencia CAPÍTULO 5. Herrajes de sujeción y accesorios 26606 Cap_5E vol III.indd 136 9/26/14 9:45 AM FIGURA 5.4 Sujeción y soporte para empalmes [6]. FIGURA 5.5 Anclaje de cables de potencia en instalaciones con pendientes pronunciadas [6]. FIGURA 5.6 Disipadores de energía sísmica instalados en cables de potencia [13]. FIGURA 5.4 FIGURA 5.5 Las funciones y aplicaciones de los herrajes de sujeción y accesorios instalados en los sistemas de cables de FIGURA 5.7 Sujeción y soporte de potencia son: de potencia en 1) Soportar y sujetar los cables de potencia en el acceso hacia los empalmes y terminales (Ver: Figuras 5.2 y 5.3) cables instalaciones verticales. 2) Soportar y sujetar empalmes (Ver: Figura 5.4) 3) Restringir los esfuerzos mecánicos derivado de la circulación de corrientes de cortocircuito FIGURA 5.8 Sujeción y soporte de 4) Anclar los cables de potencia en instalaciones con pendientes pronunciadas (Ver: Figura 5.5) cables de potencia en 5) Absorber energía generada durante un sismo (Ver: Figura 5.6) instalaciones verticales 6) Soportar los cables de potencia en instalaciones verticales (Ver: Figuras 5.7 y 5.8) (interior-exterior de un poste troncocónico) [6]. 7) Separar los cables de potencia en las instalaciones (Ver: Figura 5.9) 8) Suspender los cables de potencia e instalaciones (Ver: Figura 5.10) FIGURA 5.9 9) Reunir los cables de potencia y las instalaciones (Ver: Figura 5.11) Separador y sujetador de cables de potencia en instalaciones subterráneas [6]. FIGURA 5.10 Suspensión de cables de potencia en instalaciones subterráneas [6]. 5 137 FIGURA 5.11 Agrupamiento y separación de cables de potencia en instalaciones subterráneas [6]. FIGURA 5.6 FIGURA 5.7 FIGURA 5.8(b) FIGURA 5.9 FIGURA 5.8(a) FIGURA 5.10 FIGURA 5.11 MATERIALES DE INSTALACIÓN PERMANENTE PARA LÍNEAS DE TRANSMISIÓN SUBTERRÁNEAS 26606 Cap_5E vol III.indd 137 9/26/14 9:45 AM FIGURA 5.12 Herrajes para cables de potencia bajo diferentes condiciones medioambientales [5]. FIGURA 5.12 Clasificación Los herrajes de sujeción y accesorios para los sistemas de cables de potencia, se clasifican en las siguientes categorías [4]: • Material de fabricación • Temperatura de operación • Resistencia mecánica al impacto • Capacidad de retención o de resistencia a fuerzas electromecánicas • Condiciones medioambientales (Ver: Figura 5.12) Estas categorías para herrajes de sujeción y accesorios se describen a continuación: CATEGORÍA 5 138 Material de fabricación Temperatura de operación Resistencia mecánica al impacto Capacidad de retención o de resistencia a fuerzas electromecánicas Condiciones medioambientales PARTICULARIDADES • Metálica • No metálica • De material compuesto • Temperatura máxima de operación permanente (+40 hasta +120[°C]) • Temperatura mínima de operación permanente (-60 hasta +5[°C]) • Muy ligeros • Ligeros • Medios • Pesados • Muy Pesados • Con retención lateral • Con retención axial • Resistentes a fuerzas electromecánicas, soportando un cortocircuito • Resistentes a fuerzas electromecánicas, soportando más de un cortocircuito • Resistentes a luz ultravioleta (no aplica a metálicos) • Resistentes a la corrosión Consideraciones en la selección de herrajes de sujeción y accesorios en un proyecto Para determinar y seleccionar los tipos, formas, materiales, dimensiones y aplicación para lo que serán destinados los herrajes de sujeción y accesorios en un proyecto de línea de transmisión subterránea particular, se debe tomar en cuenta lo siguiente: 5) La configuración y disposición de los circuitos o 1) El nivel de tensión eléctrica de la red empalmes 2) La dimensión y peso del cable de potencia y 6) Los niveles de cortocircuito y duración (estimados) empalmes 7) Las condiciones medioambientales del lugar 3) La cantidad de circuitos de la instalación 8) El nivel de sismicidad del lugar 4) La cantidad de cables de potencia por fase 9) Las maniobras de instalación CAPÍTULO 5. Herrajes de sujeción y accesorios 26606 Cap_5E vol III.indd 138 9/26/14 9:45 AM FIGURA 5.13 Ménsulas o soportes para sistema de cables de potencia [8]. Otro factor importante a considerar en la selección y utilización de los herrajes y accesorios en un proyecto de línea de transmisión subterránea, lo constituye el tipo de obra civil, entre las cuales se pueden tener: • Registros y fosas para empalmes • Transiciones (cable – aire, cable – SF6 y cable – transformador), que también se encuentran sobre pedestales, postes y torres • Trincheras • Galerías • Túneles proveer soporte para la instalación y fijación de otros accesorios. Estos herrajes pueden ser fabricados de materiales metálicos y no metálicos (Ver: Figura 5.13, Figura 5.14 y Figura 5.15). VISTA SUPERIOR Anclajes mecánicos En las obras civiles se pueden encontrar diferentes formas de instalación de los cables de potencia, pudiendo ser estas del tipo: rígidas o flexibles. Además, como parte del desarrollo de ingeniería de un proyecto del cable de potencia, el diseñador debe considerar lo siguiente: • El tipo de cable y su aislamiento • El tipo de pantallas o cubiertas metálicas (por ejemplo, a base de plomo o formada por un tubo de aluminio soldado), • La retracción del aislamiento • La retracción de la cubierta exterior • La expansión radial del aislamiento por efectos térmicos Muro de Concreto VISTA LATERAL Elemento de protección del cable de potencia Cable de potencia Abrazadera Los fabricantes de herrajes de sujeción y accesorios para cables de potencia y empalmes de alta y extra alta tensión ofrecen una amplia gama de diseños, formas y materiales para éstos, sin embargo, a partir de las necesidades requeridas se pueden diseñar y fabricar para cada proyecto en particular. Ménsulas o soportes, correderas y marcos fijos Principales elementos de apoyo de los empalmes y del cable de potencia (o haz de cables) de una línea de transmisión subterránea, que tiene como objetivo 5 139 Ménsula de uso pesado Anclajes mecánicos Muro de Concreto VISTA FRONTAL FIGURA 5.13 MATERIALES DE INSTALACIÓN PERMANENTE PARA LÍNEAS DE TRANSMISIÓN SUBTERRÁNEAS 26606 Cap_5E vol III.indd 139 9/26/14 9:45 AM FIGURA 5.14 Correderas para la sujeción y apoyo de ménsulas [9]. FIGURA 5.15 Marcos fijos para sistemas de cables de potencia [8]. Barreno para sujeción y ajuste de soportes o ménsulas VISTA SUPERIOR Anclajes mecánicos Corredera Muro de Concreto VISTA LATERAL 5 140 Anclajes mecánicos Elemento de protección del cable de potencia Cable de potencia Ménsula o soporte Abrazadera Pernos Marco rígido Muro de Concreto Anclajes mecánicos Ranura para ajuste y sujeción FIGURA 5.14 FIGURA 5.15 El diseño de los herrajes debe considerar la carga muerta (masa de los cables y empalmes, abrazaderas, bastidores de soporte para empalmes, entre otros), cargas por maniobras de instalación y cargas dinámicas originadas por fuerzas electromecánicas (cortocircuitos). También debe estimar el momento flexionante al que se someterán los soportes, correderas y marcos fijos del proyecto. La norma ASCE 10-97 [3] establece los requerimientos de diseño que deben cumplir este tipo de herrajes metálicos, para lo que se recomienda utilizar un factor de seguridad de 1,5. El sistema de sujeción a los muros para las ménsulas, correderas y marcos por lo general se efectúa con anclajes mecánicos de tipo autoexcavación o de expansión, preferentemente de acero inoxidable o en acero galvanizado (Ver: Figura 5.16 y Figura 5.17). CAPÍTULO 5. Herrajes de sujeción y accesorios 26606 Cap_5E vol III.indd 140 9/26/14 9:45 AM FIGURA 5.16 Sistemas de anclaje y fijación de ménsulas en muro o piso. FIGURA 5.17 Sistemas de anclaje y fijación de ménsulas tipo fijas, en muro o piso. Corredera Ménsula Concreto Taquete expansivo 5 141 Tornillo hexagonal Roldana FIGURA 5.16 Taquete expansivo Tornillo hexagonal Clema para cable de potencia Roldana Ménsula Concreto FIGURA 5.17 MATERIALES DE INSTALACIÓN PERMANENTE PARA LÍNEAS DE TRANSMISIÓN SUBTERRÁNEAS 26606 Cap_5E vol III.indd 141 9/26/14 9:45 AM FIGURA 5.18 Soportes metálicos en trinchera para cables de potencia [6]. FIGURA 5.19 Ménsulas metálicas en registro para empalmes [6]. FIGURA 5.20 Ménsulas metálicas en registro para empalmes y su conexión a tierra [6]. FIGURA 5.25 FIGURA 5.24 FIGURA 5.24 Correderas con ménsulas no metálicas soportando empalmes y cables de potencia en el interior de registro, previo a la instalación de abrazaderas [6]. MÉNSULAS O SOPORTES Elementos estructurales que sirven como base para otros elementos de fijación y como sostén, teniendo como función principal cargar y fijar los cables de potencia o grupos de cables de potencia. Los tipos de ménsulas y sus principales características se muestran en la siguiente tabla: Marco fijo metálico sobre piso para soporte de un cable de potencia [6]. Tabla 5.1 TIPOS DE MÉNSULAS O SOPORTES FIGURA 5.25 TIPO PARTICULARIDADES • Son fabricadas de metales no magnéticos (acero inoxidable o aleaciones de aluminio) • Son fabricadas en diferentes dimensiones con distintas capacidades de carga mecánica • Son resistentes a la oxidación y corrosión • Deben conectarse sólidamente a tierra • Son pesadas • Deben instalarse en muros de registros, fosas, trincheras, galerías y túneles • Requieren de sistemas de anclaje 5 142 Ver: Figura 5.13, Figura 5.18, Figura 5.19 y Figura 5.20. Metálicas FIGURA 5.18 FIGURA 5.20 FIGURA 5.19 CAPÍTULO 5. Herrajes de sujeción y accesorios 26606 Cap_5E vol III.indd 142 9/26/14 9:45 AM FIGURA 5.21 Ménsula no metálica [5]. FIGURA 5.22 Ménsulas no metálicas soportando cables de potencia [5]. FIGURA 5.23 Ménsula no metálica con abrazadera metálica para soporte de cable de potencia [6]. FIGURA 5.26 FIGURA 5.27 TIPO PARTICULARIDADES FIGURA 5.26 • Son fabricadas de materiales poliméricos (polietileno de alta densidad con fibras de vidrio, nailon con fibras de vidrio y en policarbonato) • Son fabricadas con aditivos retardadores de fuego • Son libres de emisiones de gases halógenos • Son fabricadas para diferentes dimensiones de cables de potencia o grupos de cables • Son resistentes a la oxidación y corrosión • Son resistentes a altas temperaturas • Son resistentes a la radiación ultravioleta • Son completamente dieléctricas • Se instalan en muros de registros, fosas, trincheras, galerías y túneles • Son ligeras • Son reciclables • No requieren de conexión a tierra Marcos fijos metálicos en piso y muro para soporte de grupos de cables de potencia [6]. FIGURA 5.27 Marcos fijos metálicos en piso y muro para soporte de grupos de cables de potencia en el interior de una galería [6]. Ver: Figura 5.21, Figura 5.22 y Figura 5.23. 5 143 No metálicas FIGURA 5.21 FIGURA 5.22 CORREDERAS Elementos que intervienen en el soporte e instalación de ménsulas, que están disponibles en materiales metálicos y no metálicos. La función de una corredera es separar dos o más soportes, haciendo una correcta distribución de la altura o la distancia necesaria a partir de la necesidad particular del proyecto (Ver: Figura 5.14 y Figura 5.24). FIGURA 5.23 MARCOS FIJOS Elementos útiles en casos donde existe la necesidad de instalar uno o varios cables de potencia, o bien, conjuntos de cable. Debido a su capacidad mecánica de soporte, únicamente están disponibles en material metálico (Ver: Figura 5.25, Figura 5.26 y Figura 5.27). MATERIALES DE INSTALACIÓN PERMANENTE PARA LÍNEAS DE TRANSMISIÓN SUBTERRÁNEAS 26606 Cap_5E vol III.indd 143 9/26/14 9:45 AM FIGURA 5.28 Diseño geométrico eficiente de una clema en un cable de potencia, la cual se adapta a la silueta del cable, distribuyendo radial y uniformemente la presión mecánica. FIGURA 5.29 FIGURA 5.29 Diseño geométrico adecuado de una abrazadera para cables de potencia [10]. FIGURA 5.30 FIGURA 5.30 Clema metálica para un conjunto de tres cables de potencia con diseño geométrico conforme a la silueta del haz de cables [10]. Abrazaderas (clemas o bridas) Elemento elastomérico Elementos empleados en cualquier línea de transmiFIGURA 5.31 sión subterránea, que tienen como objetivo mantener Diseño geométrico de una completamente fijos: (i) los cables de potencia en los clema en un cable de potencia, la cual genera soportes, (ii) los accesos en transiciones a terminaconcentraciones de les, y (iii) los puntos de empalmes. De esta forma se esfuerzos mecánicos evitan desplazamientos y deformaciones a lo largo (compresiones) en algunos puntos del cable. de la instalación. Es importante tener presente que el diseño de una FIGURA 5.32 clema debe considerar no provocar un daño al cable Diseño geométrico de una abrazadera de potencia en el punto de instalación, ya que debe 5 metálica en cables de tener la misma silueta del cable de potencia (o haz potencia que provoca de cables) que sujetará, logrando tener una presión 144 concentraciones de esfuerzos no mecánica radial uniforme y distribuida en el cable o distribuidos radial y grupo de cables (Ver: Figura 5.28, Figura 5.29 y Figura uniformemente [11]. 5.30). Sin embargo, si no se prevé esta consideración geométrica, se provocarán concentraciones de esfuerzos (compresiones) en algunos puntos del cable. Así, es posible dañar los elementos internos constitutivos debido a (i) los efectos termomecánicos de expansión, (ii) la contracción por la operación diaria, y (iii) condiciones de cortocircuito (Ver: Figura 5.31 y Figura 5.32). Elemento elastomérico FIGURA 5.28 Clema Cable de potencia PRESIÓN MECÁNICA RADIAL UNIFORME FIGURA 5.32 Clema Cable de potencia PUNTOS DE ESFUERZO MECÁNICO CONCENTRADO FIGURA 5.31 Es importante subrayar que la presión mecánica que ejercerá la abrazadera sobre el cable de potencia, el conjunto de cables o los empalmes, debe ser tal que no quede con libre movimiento axial, ni con exceso de presión mecánica. Debido a las dimensiones y masas que representan los cables de potencia de alta y extra alta tensión, las abrazaderas deben ser fabricadas preferentemente de materiales metálicos no magnéticos, con la finalidad de resistir las condiciones mecánicas a las que son sometidas. De esta forma se asegurará una larga vida operativa, aspecto fundamental, ya que las pérdidas de energía por circulación de corrientes eléctricas inducidas en ellas son significativas. Se debe tomar en cuenta que los cables de potencia tienen un alto coeficiente de dilatación térmica, tanto radial como longitudinal, por lo que para compensar la expansión radial que sufren los cables, es necesario CAPÍTULO 5. Herrajes de sujeción y accesorios 26606 Cap_5E vol III.indd 144 9/26/14 9:45 AM FIGURA 5.33 Clema metálica para cable de potencia con elementos elastoméricos que permiten libre expansión y dilatación del cable [6]. FIGURA 5.34 Clema para cable de potencia con elementos flexibles que permiten libre expansión y dilatación del cable [6]. FIGURA 5.35 FIGURA 5.33 FIGURA 5.34 Clema metálica para cable de potencia [6]. hacer uso de una pieza elastomérica (a base de hypalon™, EPDM o neopreno) instalado entre el cable de FIGURA 5.36 Clemas metálicas para potencia y la clema, asegurando la expansión natural del cable sin llegar a dañar los elementos constitutivos diferentes diámetros de de éste (Ver: Figura 5.33). Para este fin se han desarrollado abrazaderas para cables de potencia que incluyen cables de potencia en elementos que permiten la libre expansión y dilatación de los cables sin llegar a dañarlos (Ver: Figura 5.34). arreglos tripolares [6]. Los tipos de abrazaderas y sus principales características se muestran en la siguiente tabla: FIGURA 5.37 Tabla 5.2 Clema metálica de aluminio, para un conjunto de tres cables de potencia [6]. TIPOS DE ABRAZADERAS TIPO PARTICULARIDADES FIGURA 5.38 Clemas metálicas de aluminio para cables de potencia, colocadas directamente en muro [6]. • Son fabricadas de metales no magnéticos (acero inoxidable o aleaciones de aluminio) • Son fabricadas para diferentes dimensiones de cables de potencia o grupos de cables • Son resistentes a la oxidación y corrosión • Son resistentes a altas temperaturas • Deben incluir piezas elastoméricas (empaque) para la protección de los cables • Deben conectarse sólidamente a tierra • Están constituidas de masa considerable o ligeras a base de aluminio • Tienen diseños en función de su aplicación (monopolares, tripolares, entre otros) • Tienen diseños de sujeción en función de su instalación FIGURA 5.39 Clema metálica para un haz tripolar de cables de potencia [11]. 5 145 Ver: Figura 5.35, Figura 5.36, Figura 5.37, Figura 5.38 y Figura 5.39. Abrazaderas metálicas FIGURA 5.35 FIGURA 5.37 FIGURA 5.36 FIGURA 5.39 FIGURA 5.38 MATERIALES DE INSTALACIÓN PERMANENTE PARA LÍNEAS DE TRANSMISIÓN SUBTERRÁNEAS 26606 Cap_5E vol III.indd 145 9/26/14 9:45 AM FIGURA 5.40 Abrazadera no metálica para un cable de potencia [12]. FIGURA 5.41 Clemas no metálicas para cables o grupos de cables de potencia [12]. FIGURA 5.42 Abrazadera no metálica en el interior de un marco fijo, para un arreglo tripolar de cables de potencia [6]. FIGURA 5.44 FIGURA 5.44 Abrazadera compuesta con un elemento que incluye ángulos de entrada y salida para los cables de potencia en el punto de soporte [6]. FIGURA 5.45 TIPO PARTICULARIDADES • Son fabricadas de materiales poliméricos: polietileno de alta densidad con fibras de vidrio y en poliamida reforzadas con fibra de vidrio • Son fabricadas con aditivos retardadores de fuego • Son fabricadas para diferentes dimensiones de cables de potencia o grupos de cables • Son libres de emisiones de gases halógenos • Son resistentes a la oxidación y corrosión • Son resistentes a altas temperaturas • Son completamente dieléctricas • Tienen diseños en función de su aplicación (monopolares, tripolares, entre otros) • Tienen diseños de sujeción en función de su instalación • Son ligeras • Son reciclables • No requieren de conexión a tierra • Existen diseños que no requieren de elementos adicionales para la protección de los cables de potencia FIGURA 5.45 Abrazaderas compuestas para instalaciones flexibles donde los cables de potencia forman catenarias entre sus puntos de soporte [6]. Ver: Figura 5.40, Figura 5.41 y Figura 5.42. 5 146 Abrazaderas no metálicas FIGURA 5.40 FIGURA 5.41 FIGURA 5.42 Una de las diversas aplicaciones que tienen las clemas en un proyecto subterráneo, es la retención longitudinal y el anclaje de los cables de potencia en terrenos con una pendiente mayor o igual a 20 [%]. Las abrazaderas se instalan sobre una estructura metálica de soporte (anclada) de material no magnético (o sobre el propio piso de la fosa), con la finalidad de no trasmitir esfuerzos mecánicos hacia los empalmes o terminales del proyecto, tal como se muestra en la Figura 5.5 y Figura 5.43. Otra aplicación de las clemas en proyectos subterráneos con instalaciones flexibles en túneles y galerías —donde los cables de potencia o grupos de cables tienen una catenaria formada entre los soportes—, es empleando una abrazadera compuesta cuyo diseño considera ángulos de entrada y salida, con el objetivo de no provocar daños a los cables (Ver: Figura 5.44 y Figura 5.45). CAPÍTULO 5. Herrajes de sujeción y accesorios 26606 Cap_5E vol III.indd 146 9/26/14 9:45 AM FIGURA 5.43 Retención longitudinal y anclaje de los cables de potencia en instalaciones con pendientes pronunciadas [8]. FIGURA 5.46 Extensor o vástago ajustable para clemas [6]. FIGURA 5.47 Extensor ajustable que incluye articulación en su base [6]. FIGURA 5.46 FIGURA 5.47 FIGURA 5.48 FIGURA 5.48 Vástago ajustable cuyo diseño incluye movimientos articulados con ángulo llano [6]. N.T.N. FIGURA 5.43 5 147 Fosa para anclaje Abrazaderas Estructura metálica de soporte y fijación (anclada) donde se colocan las abrazaderas Finalmente, existen casos donde al llegar a las transiciones, los cables de potencia emplean otros accesorios como parte de las clemas. Entre éstos figuran los extensores o vástagos, fabricados de materiales metálicos no magnéticos, los cuales se ajustan a la longitud requerida. También están disponibles los diseños articulados con ángulo llano (Ver: Figura 5.46, Figura 5.47 y Figura 5.48). Cinchos o cinturones Elementos de sujeción y soporte para cables de potencia, con diversas aplicaciones en las líneas de Cable de potencia transmisión subterráneas, por ejemplo: (i) sujetar uno o varios cables tal como lo hace una abrazadera, (ii) suspender grupos de cables en instalaciones flexibles a lo largo de una galería, (iii) fijar con firmeza empalmes en sus bastidores, entre otras. Los cinchos son fabricados de fibras de poliéster sintético con dimensiones según la necesidad del proyecto donde sean requeridos y son conocidos comercialmente con el nombre de “eslingas”. Dependiendo de su aplicación, los cinchos para cables o empalmes incluyen piezas metálicas para su fijación y aseguramiento, como por ejemplo: pernos, grilletes, hebillas, chavetas, entre otras (Ver: Figura 5.4, Figura 5.10 y Figura 5.11). Las principales características de los cinchos no metálicos y temporales se muestran a continuación: MATERIALES DE INSTALACIÓN PERMANENTE PARA LÍNEAS DE TRANSMISIÓN SUBTERRÁNEAS 26606 Cap_5E vol III.indd 147 9/26/14 9:45 AM FIGURA 5.49 Cinchos o cinturones de poliéster sintético (eslingas). FIGURA 5.50 Fijación de un empalme en su bastidor soporte, incluyendo un cincho con hebilla metálica [6]. FIGURA 5.51 Cinchos con otros accesorios metálicos en la suspensión de cables de potencia a lo largo de una galería [6]. FIGURA 5.51 FIGURA 5.49 FIGURA 5.50 • • • • • • • • • • 5 148 • Son fabricados de materiales sintéticos (fibras de poliéster o de otros polímeros) Son fabricados con fibras sintéticas adicionales retardadoras de fuego Son fabricados para diferentes dimensiones de cables de potencia o grupos de cables Son fabricados en diferentes dimensiones con distintas capacidades de carga mecánica Son libres de oxidación y corrosión Son libres de emisiones de gases halógenos Son completamente dieléctricos Son muy ligeros No requieren de conexión a tierra No requieren de elementos adicionales para la protección de los cables de potencia Incluyen accesorios metálicos de acero inoxidable para su sujeción y aseguramiento en soportes, ménsulas, bastidores u otros Ver: Figura 5.49, Figura 5.50 y Figura 5.51. Separadores en cables de potencia Accesorios empleados en algunas aplicaciones de líneas de trasmisión subterráneas, que tienen como objetivo separar y dar rigidez a los cables de potencia a lo largo de las instalaciones flexibles en túneles y galerías (donde los cables de potencia o grupos de cables tienen una catenaria formada entre los soportes). Se encargan de contener la libertad de movimientos de los cables en caso de haber fuerzas electromecánicas causadas por cortocircuito. Por lo general, son fabricados con material metálico no magnético para disposiciones verticales de cables de potencia (Ver: Figura 5.9, Figura 5.45 y Figura 5.52), y son acompañados de abrazaderas metálicas. En caso de arreglos tripolares de cables, es posible fabricarlos de material elastomérico (a base de hypalon™ o neopreno), el cual se coloca en la parte interior del conjunto de cables (Ver: Figura 5.11 y Figura 5.27). Bastidores de soporte para empalmes Elementos que soportan los empalmes de los cables de potencia de alta y extra alta tensión, que tiene un papel y función fundamental en el buen desempeño de los empalmes en las líneas de transmisión subterráneas. Debido a que los empalmes deben operar sin movimientos tangenciales bruscos, los bastidores tienen la función de soportar y fijar con firmeza los empalmes del proyecto. Por lo general, son fabricados con materiales metálicos (acero inoxidable o acero galvanizado), y dependiendo de las particularidades del empalme a sujetar, es posible que tengan diseños variados (Ver: Figura 5.4, Figura 5.50, Figura 5.53 y Figura 5.54). Disipadores de energía para empalmes Elementos de aplicación especial en las líneas de transmisión subterráneas de alta y extra alta tensión, construidos en zonas con alta incidencia sísmica, donde los movimientos del terreno son transmitidos al sistema de cables de potencia que, a su vez, generan desplazamientos horizontales en los puntos de empalmes y terminales de los cables de potencia. Por esa razón, existe la necesidad de emplear dispositivos adicionales para controlar los sobreesfuerzos y movimientos. Los disipadores tienen como función disipar las acumulaciones de energía, asegurando que los empalmes y terminales no sean sobre exigidos mecánicamente y se deformen las líneas de esfuerzos dieléctricos, lo cual podría modificar el diseño de operación y causar daños severos en estos sensibles componentes del sistema de cables de potencia. Dependiendo de las aplicaciones, particularidades y la zona donde se encuentre el proyecto, los CAPÍTULO 5. Herrajes de sujeción y accesorios 26606 Cap_5E vol III.indd 148 9/26/14 9:45 AM FIGURA 5.52 Separador y sujetador metálico para cables de potencia en instalaciones flexibles [6]. FIGURA 5.53 Bastidores de soporte para empalmes en el interior de registro [6]. FIGURA 5.53 FIGURA 5.54 Bastidores de soporte para empalmes de cables de potencia [6]. FIGURA 5.52 FIGURA 5.54 disipadores se diseñan y fabrican de forma específica con la finalidad de prever una mejor respuesta sísmica (aumentando los periodos de oscilación), proporcionar un adecuado sistema de amortiguamiento, y absorber la energía adicional hacia la instalación (Ver: Figura 5.6). Finalmente, es posible desarrollar otros diseños para contrarrestar la energía sísmica en las instalaciones subterráneas. Por ejemplo, en la Figura 2.3 (a) del capítulo de “Empalmes” de este Manual, se puede observar un sistema completamente flexible instalado en un circuito subterráneo en el punto de empalmes del interior de un registro (formado a base de pernos, clemas, bastidores para empalmes, y cadenas, entre otros), que aseguran un óptimo desempeño diario en la instalación ante diferentes escenarios de operación electrodinámica (normal, cortocircuito, sismo, etcétera). Pruebas a los herrajes de sujeción Las pruebas aplicables a los herrajes de sujeción para cables de potencia de alta tensión y extra alta tensión, según la norma internacional IEC 61914 [4] en la materia, son las indicadas en la siguiente tabla: PRUEBAS DE RUTINA PARA ABRAZADERAS DE CABLES DE POTENCIA CONFORME A IEC 61914 [4] Tabla 5.3 5 149 RUTINA NO. PRUEBA MATERIAL DE LA ABRAZADERA METÁLICA NO METÁLICA COMPUESTA 1 Resistencia mecánica al impacto* X X X 2 Corriente de cortocircuito X X X 3 Propagación a la flama X X A la radiación ultravioleta 4 Ambiental 5 De carga mecánica lateral 6 De carga mecánica axial* A la corrosión X X X X X X X X X * Requiere de rangos de temperatura [°C] MATERIALES DE INSTALACIÓN PERMANENTE PARA LÍNEAS DE TRANSMISIÓN SUBTERRÁNEAS 26606 Cap_5E vol III.indd 149 9/26/14 9:45 AM resumen del capítulo 5 Este capítulo describe los herrajes de sujeción y accesorios empleados en cables de potencia y empalmes, que tiene como principal objetivo proveer un adecuado soporte a lo largo de su vida operativa, así como asegurar el pleno funcionamiento de la línea de transmisión subterránea de alta y extra alta tensión. También se detallan las principales características de los materiales que los conforman y sus diversas aplicaciones. En primer lugar se especifican las funciones de los cables de potencia: herrajes para soporte (ménsulas, correderas y marcos fijos), herrajes para sujeción (abrazaderas y cinchos) y otros accesorios (separadores). En segundo lugar, se describen los herrajes para los empalmes (bastidores y los disipadores de energía). Finalmente, se aportan algunas consideraciones generales para la selección de los elementos de sujeción, así como la normativa aplicable en la materia. 5 150 referencias bibliográficas 26606 Cap_5E vol III.indd 150 [1] IEC 60840 (2011), “Power cables with extruded insulation and their accessories for rated voltages above 30 kV (Um = 36 kV) up to 150 kV (Um = 170 kV) - Test methods and requirements”. [2] IEC 62067 (2011), “Power cables with extruded insulation and their accessories for rated voltages above 150 kV (Um = 170 kV) up to 500 kV (Um = 550 kV) - Test methods and requirements”. [3] ASCE 10-97:2000, “Design of Latticed Steel Transmission Structures”. [4] IEC 61914 (2009), “Cable cleats for electrical installations”. [6] Archivo fotográfico, Departamento de diseño de líneas de transmisión CPTT-CFE. [8] CPTT-DDLT-001/11. “Especificación para diseño de líneas de transmisión subterráneas”, Revisión 0. Agosto 2011. 9/26/14 9:45 AM referencias online : : [5] Underground Devises, INC (2013), “Catálogo de productos”. www.udevices.com/ : : [7] Ellis Holding Power, (2013), “Catálogo de productos”. www.ellispatents.co.uk/ : : [9] Conectores y Soportes Eléctricos S.A. DE C.V. (2013), “Catálogo de productos”. www.conselmexico.com/ : : [10] Electromac Industries/ Products/Trefoil clamps. www.electromac-glands.com/ : : [11] Ellis Holding Power, (2013), “Catálogo de productos”. www.ellispatents.co.uk/ : : [12] KOZ Products B.V. (2013), “Catálogo de productos”. www.kozproducts.com/ : : [13] Disipadores de energía. www.tecnoav.cl 5 151 26606 Cap_5E vol III.indd 151 9/26/14 9:45 AM 6 152 CAPÍTULO 6. Estructuras de transición 26606 Cap_6E vol III.indd 152 9/26/14 10:35 AM 6. Estructuras de transición 6.1 Introducción p.154 6.2 Tipos de estructuras de transición p.154 - Torres autosoportadas y postes troncocónicos - Estructuras de soporte tipo pedestal 6 153 6.3 Consideraciones para el diseño de estructuras de transición p.156 Resumen y referencias p.157 La función principal de las estructuras de transición (torres autosoportadas, postes troncocónicos autosoportados y pedestales) es brindar un punto de cambio de un sistema subterráneo a uno aéreo o viceversa, y proporcionar el soporte para los equipos de transición para los cables de potencia de la línea de transmisión subterránea, así como sus elementos de protección (apartarrayos). MATERIALES DE INSTALACIÓN PERMANENTE PARA LÍNEAS DE TRANSMISIÓN SUBTERRÁNEAS 26606 Cap_6E vol III.indd 153 9/26/14 10:35 AM FIGURA 6.1 Estructuras de transición: a) torre autosoportada, b) poste troncocónico y c) pedestal [10]. FIGURA 6.2 Torre autosoportada de transición. FIGURA 6.1 (a) (b) Introducción Las estructuras utilizadas en un sistema de transmisión subterráneo, son diseñadas y calculadas por áreas de la ingeniería civil para la transición de un sistema subterráneo-aéreo y subterráneo-SF6 (ya sea por torre autosoportada, poste troncocónico o por una estructura tipo pedestal). Su diseño estructural está en función del límite de operación o falla, donde intervienen esfuerzos mecánicos —como el peso, resistencia del viento, sismos, cortos circuitos y combinación de fuerzas—. Otro punto importante en el diseño estructural son las características mecánicas de los materiales. Las transiciones subterráneas-aéreas se realizan a través de estructuras que llevan a cabo la transición de los cables de potencia a conductores desnudos, donde se instalan apartarrayos adjuntos a la terminal para cable de potencia. De esta forma, la estructura de transición debe contar con ciertas características que tomen en cuenta los componentes de protección de la línea de transmisión subterránea [1] y [3]. La instalación de los componentes primarios de transición (cable de potencia, terminal y apartarrayos), de una transición subterránea-aérea, será posible mediante: • Estructuras referidas comúnmente como estructuras de transición (postes troncocónicos o torres autosoportadas). En donde la transición se efectúa a varios metros de altura respecto al NPT o NTN, al nivel de los puntos de enganche con los conductores aéreos. • Estructuras de soporte tipo pedestal. En donde la transición se realiza al nivel de altura del equipo primario de las subestaciones eléctricas, dos o tres metros sobre el nivel de piso terminado. 6 154 (c) llevar a cabo la transición del sistema eléctrico que, de acuerdo con las condiciones geográficas (terreno, zona demográfica, entre otras) y eléctricas (tensión del sistema), repercutirá en la selección o diseño de la estructura de transición. La Figura 6.1 muestra los tipos de estructuras utilizadas en una transición. TORRES AUTOSOPORTADAS Y POSTES TRONCOCÓNICOS Para las transiciones efectuadas en torres autosoportadas o postes troncocónicos, los cables de potencia son instalados y sujetados sobre charolas o herrajes verticales sobre las caras exteriores de la torre autosoportado del poste troncocónico, desde el nivel de piso terminado o natural, hasta la altura de las crucetas de la torre o brazos de los postes troncocónicos, donde se instalan las terminales y apartarrayos, punto donde se realiza la conexión con los conductores aéreos [4] y [6]. La Figura 6.2 ilustra una torre autosoportada para transición y la Figura 6.3 ilustra un poste troncocónico de transición. Terminal Apartarrayos Cable de potencia Tipos de estructuras de transición Dentro de la gama de estructuras de transición que se disponen, existe una variedad limitada pero eficaz para FIGURA 6.2 CAPÍTULO 6. Estructuras de transición 26606 Cap_6E vol III.indd 154 9/26/14 10:36 AM FIGURA 6.3 Poste troncocónico de transición. FIGURA 6.4 Transición subterránea-aérea con torre autosoportada [10]. FIGURA 6.5 Poste troncocónico con cables de potencia en su interior [10]. FIGURA 6.6 Interior de poste troncocó- FIGURA 6.4 FIGURA 6.5 FIGURA 6.6 nico [10]. 6.6 muestra la instalación de los cables de potencia FIGURA 6.7 en el interior del poste troncocónico. Poste troncocónico con Apartarrayos Terminal Cable de potencia Poste troncocónico con cables instalados en su exterior cable de potencia en su exterior [10]. Instalación donde los cables están sujetos en la parte externa del poste y el armado de los elementos de protección para la integridad física de los cables de potencia se realiza a nivel del terreno natural o piso terminado —en la parte baja de la estructura— (Ver: Figura 6.7). Este tipo de instalación es recomendable para aquellos casos donde se imposibilita la introducción de los cables de potencia en el interior del poste, así como donde se requiere una mayor calidad en los trabajos de la instalación de las terminales en los cables de potencia que primero se elaboran en piso y, posteriormente, se montan sobre la estructura. 6 155 FIGURA 6.3 Con la utilización de torres autosoportadas, los cables de potencia pueden estar sujetos en la parte interna o externa de la estructura, y la instalación de las terminales y apartarrayos puede efectuarse en la plataforma que formará parte del diseño de la estructura, o bien, en las propias crucetas de la estructura. La Figura 6.4 muestra una torre autosoportada con diseño de plataforma. Dentro de la opción de transición utilizando poste troncocónico se tienen las siguientes variantes: Poste troncocónico con cables instalados en el interior Instalación que ofrece una buena protección física para los cables de potencia. Durante el proceso de instalación de los cables de potencia en el interior del poste, se deben prever las medidas de seguridad para minimizar los riesgos de daño a los cables. La Figura 6.5 muestra ejemplos de postes de transición con cable de potencia en su interior, y la Figura FIGURA 6.7 ESTRUCTURAS DE SOPORTE TIPO PEDESTAL Este tipo de estructuras son utilizadas cuando se requiere realizar la transición subterránea-aérea en una subestación eléctrica y se opta por llevarla a cabo en la proximidad de la bahía del alimentador (dentro de la propia subestación eléctrica), instalando sobre éstas las terminales y apartarrayos. Las estructuras de soporte tipo pedestal comúnmente se construyen a base de celosía metálica, tubulares de acero galvanizado o concreto armado. La Figura 6.8 muestra un ejemplo de estructura tipo pedestal La Figura 6.9 muestra la estructura de soporte tipo pedestal para terminales de cable de potencia instaladas en la bahía de una subestación eléctrica. MATERIALES DE INSTALACIÓN PERMANENTE PARA LÍNEAS DE TRANSMISIÓN SUBTERRÁNEAS 26606 Cap_6E vol III.indd 155 9/26/14 10:36 AM FIGURA 6.8 FIGURA 6.9 Estructura de soporte tipo pedestal [10]. FIGURA 6.9 Estructura tipo pedestal en bahía de subestación [10]. FIGURA 6.10 Estructura de transición tipo pedestal para terminal y apartarrayos [10]. FIGURA 6.11 Esquemas de estructuras de soporte tipo pedestal. FIGURA 6.8 FIGURA 6.10 El requerimiento de estructuras de soporte tipo pedestal para instalar apartarrayos adjuntos a las terminales de transición del cable de potencia, se establece de acuerdo a las características de la transición y a la tensión eléctrica del sistema. Para fines de referencia, la Figura 6.10 muestra una estructura tipo pedestal para la terminal y apartarrayos. La Figura 6.11 muestra un esquema de las estructuras tipo pedestal comúnmente utilizadas en la transición subterránea-aérea, ilustrando opciones de pedestal para soportar únicamente la terminal y para soportar tanto la terminal como el apartarrayos. • • • • • • • Terminales 6 156 Apartarrayos Cable de potencia NPT FIGURA 6.11 El diseño estructural de transición es parte de la disciplina de ingeniería civil. Sin embargo, resultan importantes las siguientes consideraciones para el diseño de las estructuras de transición: • Dimensiones necesarias para que en las estructuras de soporte se aloje y se sujete el cable de potencia, con características establecidas Distancias necesarias para maniobras durante el proceso de instalación y mantenimiento Dispositivos o herrajes de fijación para la terminal del cable de potencia y apartarrayos Distancias dieléctricas entre partes energizadas y hacia la propia estructura (claros eléctricos) Ángulo de blindaje Masas y dimensiones de herraje y accesorios para transición (cadena de aisladores, apartarrayos y terminales) Radios mínimos de curvatura del cable de potencia Espacio libre para efectuar la acometida de los cables en la sección inferior de la estructura, considerando que el desarrollo de los dobleces o radios de curvatura de los cables en cualquier punto de la transición deben cumplir los radios mínimos de curvatura. Consideraciones para el diseño de estructuras de transición El diseño de las estructuras de transición debe tener en consideración los esfuerzos mecánicos que están directamente relacionados con la estructura y factores, tales como: peso, resistencia del viento, sismos, cortocircuito y las combinaciones de fuerzas presentes en el lugar de la instalación de las estructuras de transición. De acuerdo a la especificación CFE DCDLTS01 [1] también se debe considerar lo establecido en: • Capítulos 3, 9 y 13 del “Manual de diseño electromecánico para líneas de transmisión aéreas”. • Torres autosoportadas, conforme a lo indicado en la especificación CFE J1000-50. • Postes troncocónicos, conforme a lo indicado en la especificación CFE J6100-54. • Estructuras de soporte tipo pedestal, conforme a lo indicado en la especificación CFE J1000-57. CAPÍTULO 6. Estructuras de transición 26606 Cap_6E vol III.indd 156 9/26/14 10:36 AM resumen del capítulo 6 Este capítulo describe las estructuras de transición empleadas en la conexión de los cables de potencia con las líneas de transmisión aéreas o viceversa, e inclusive con la propia subestación eléctrica del proyecto, detallando: 1. Tipos de estructuras de transición • Torres autosoportadas y postes troncocónicos autosoportados • Pedestales 2. Consideraciones para el diseño de estructuras de transición 6 157 referencias bibliográficas 1] CFE (2013), Especificación para diseño de líneas de transmisión subterráneas. CFE DCDLTS01. Revisión Abril 2013. [2] [3] [4] [5] 26606 Cap_6E vol III.indd 157 [6] CIGRÉ (2001), “Construction, Laying and Installation Techniques for Extruded and Self Contained Fluid Filled Cable Systems”. Technical Brochure 194. October 2001. CIGRE (2002), The mechanical effects of short-circuit currents. A companion book of the CIGRE brochure 105 [7] CFE, CFE/LTS-EPDCET/150703 (2004), “Especificación particular para diseño y/o construcciones de estructuras de transición”. CIGRE 250 (2004), “General guidelines for the integration of a new underground cable system in the network”, Working Group B1.19. August 2004. [8] CFE/IIE, Manual de diseño de obras civiles “Diseño por sismo”, S/N, Manual de diseño de Obras Civiles Diseño por Viento CFE/IIE. [9] Reporte fotográfico. Residencia Regional de Construcción de Proyectos de Transmisión y Transformación Centro-CFE. CIGRÉ (2001), Technical Brochure 194. Construction, Laying and Installation Techniques for Extruded and Self Contained Fluid Filled Cable Systems. October 2001. CIGRE (2006), “Hybrid Transmission: Aggressive use of Underground Cable Sections with Overhead Lines”, CIGRÉ 1996 : 21/22-10 "cable system in the network", Working Group B1.19, August 2004 [10] Archivo fotográfico. Departamento de diseño de líneas de transmisión CPTT-CFE. 9/26/14 10:36 AM 7 158 CAPÍTULO 7. Cable dieléctrico con fibras ópticas integradas 26606 Cap_7E vol III.indd 158 9/26/14 11:58 AM 7. Cable dieléctrico con fibras ópticas integradas Este capítulo describe el funcionamiento de los cables dieléctricos con fibras ópticas instalados en las líneas de transmisión subterráneas de alta y extra alta tensión eléctrica, los cuales se emplean para el control, comunicación y protección de los sistemas eléctricos subterráneos, así como para la monitorización de señales de temperatura y descargas parciales del sistema subterráneo. 7.1 Introducción p. 160 7.2 Partes principales de cables dieléctricos con fibras ópticas integradas p. 160 7.3 Características de los cables dieléctricos con fibras ópticas integradas p. 161 7.4 Tipos de cables dieléctricos con fibras ópticas integradas p. 162 7.5 Empalmes y cajas de empalme p. 162 - Empalmes - Cajas de empalme 7 159 7.6 Hoja de datos técnicos del cable dieléctrico con fibras ópticas p. 164 7.7 Ingeniería de distribución del cable dieléctrico con fibras ópticas integradas p. 164 7.8 Normatividad para cables dieléctricos con fibras ópticas p. 165 7.9 Pruebas aplicables a los cables dieléctricos con fibras ópticas p. 165 Resumen y referencias p. 167 MATERIALES DE INSTALACIÓN PERMANENTE PARA LÍNEAS DE TRANSMISIÓN SUBTERRÁNEAS 26606 Cap_7E vol III.indd 159 9/26/14 11:58 AM FIGURA 7.1 Construcción general de un CDFO. Cubierta exterior Tubo holgado/apretado Hilos de aramida Cinta contra el agua Núcleo de fuerza central Fibra óptica Relleno de gel Cinta contra el agua y/o humedad FIGURA 7.1 Introducción Los sistemas de transmisión subterránea de energía eléctrica comprenden la instalación de cables con fibras ópticas integradas (CDFO), que sirven para la comunicación y transferencia de datos a utilizarse en los sistemas de medición y control de la red eléctrica. Debido a que éste tipo de sistemas presentan mayor seguridad en la transmisión de información, se recomienda que los enlaces de comunicación mediante fibras ópticas se diseñen como sistemas de configuración redundantes. Factores ajenos al propio cable de fibra óptica — como la elaboración y tipo de empalmes, los tipos de conectores y la calidad de la instalación en general—, hacen que los atributos y eficiencia de los enlaces de comunicación se vean afectados, lo que puede provocar atenuación indeseable en la señal de transferencia de datos, aspecto que debe ser considerado y controlado mediante pruebas para evitar que sus efectos se magnifiquen y perturben el rendimiento del cable con fibras ópticas integradas. 7 160 Los cables dieléctricos con fibras ópticas integradas generalmente se instalan en ductos independientes a los cables de potencia, no obstante, también es posible instalarlos directamente enterrados, por lo que deben poseer: (i) las características adecuadas para soportar golpes y aplastamientos durante su instalación y operación diaria; (ii) una cubierta interior de polietileno para proteger las fibras óptica; (iii) una cubierta contra agua; y (iv) una protección contra roedores y, en casos especiales, contra termitas u otros insectos. Partes principales de cables dieléctricos con fibras ópticas integradas Los cables dieléctricos con fibras ópticas integradas, utilizados como parte de los sistemas subterráneos, se constituyen de las siguientes partes: PARTE DESCRIPCIÓN Fibra óptica Delgado filamento de vidrio que transmite información para fines de comunicación, mediante una señal en forma de haz de luz. Existen dos tipos de fibras ópticas: • Multimodo: Fibra de aproximadamente 50 [µm] de diámetro, que transmite varios rayos de luz o modos. Estas fibras se utilizan para enlaces con distancias relativamente cortas, con perdidas de transmisión menores a 6,0 [dB/km], con anchos de banda entre 100 y 2000 [MHz-km]. Su aplicación más común es para redes de cómputo de área local. • Monomodo: Fibra de aproximadamente 10 [µm] de diámetro, que transmite un sólo rayo de luz. Este tipo de fibra permite transmisión de datos en tramos de longitudes mayores, varias decenas de kilómetros, con baja perdida de transmisión (menor a 1,0 [dB/km]) y anchos de banda mayores (varios millares de [MHz-km]). Elemento central o núcleo Material dieléctrico para soportar los esfuerzos mecánicos a los que se somete durante su instalación. Tubo contenedor de fibras ópticas Cubierta utilizada para agrupar las fibras ópticas y protegerlas particularmente de daños mecánicos. Cada tubo, que se rellena con gel para proteger las fibras del agua, contiene un máximo de 12 fibras ópticas. Sin embargo, cada cable puede contener n cantidad de tubos, lo que permite fabricar cables con varios cientos de fibras ópticas. Existen dos tipos de tubos contenedores: • Tubo holgado: Permite la protección mecánica a las fibras ópticas y cierta libertad de movimiento cuando el cable se somete a esfuerzos de tensión y compresión. Adicionalmente, los tubos se rellenan con gel para protección de las fibras contra agua. Los cables con tubo holgado son de aplicación para exteriores. • Tubo apretado: Permiten cables con diámetros reducidos a cambio de menor protección mecánica para las fibras ópticas, por lo que son más comunes para su instalación en interiores. CAPÍTULO 7. Cable dieléctrico con fibras ópticas integradas 26606 Cap_7E vol III.indd 160 9/26/14 11:58 AM PARTE DESCRIPCIÓN Relleno de gel Compuesto no conductivo eléctricamente, homogéneo, libre de polvo y fácil de remover. Hilos de aramida Refuerzo para soportar los esfuerzos de tensión mecánica máxima de jalado durante su instalación y operación. Cinta contra el agua y/o humedad Cinta que impide la propagación longitudinal de humedad, se coloca entre la cubierta exterior y la capa termoplástica de amortiguación. Cubierta exterior Cubierta diseñada para proteger los elementos internos del cable contra daños debidos a factores externos como la penetración de agua, fuego y humedad. Características de los cables dieléctricos con fibras ópticas integradas En términos generales, los cables dieléctricos con fibras ópticas integradas, tienen ciertas características que deben elegirse en función de los requerimientos y tipo de instalación de los sistemas subterráneos. La siguiente tabla facilita la selección del tipo de cable a instalar: CARACTERÍSTICA DESCRIPCIÓN Resistencia máxima a la tensión mecánica Con base en su valor, es posible verificar la tensión máxima de jalado a aplicar durante la instalación del cable. Resistencia al fuego Capacidad del cable, de soportar y mantener su integridad física ante la presencia del fuego durante un determinado periodo de tiempo. Cubierta del cable auto extinguible Cubiertas retardantes a la flama, o bien, lo que se conoce como libres de halógenos. Esta característica, a diferencia de la resistencia al fuego, significa que en caso de incendiarse no se generan gases tóxicos o corrosivos, características establecidas en el documento IEC 60332-3. Resistencia mecánica al aplastamiento Cables con alta resistencia al aplastamiento que son recomendables para instalarse directamente enterrados y que garantizan que la carga de aplastamiento no generará daño irreversible al cable. Protección contra roedores Con base en sus características de manufactura, los cables cuentan con diferentes niveles de protección contra roedores. Protección contra termitas Con base en el ecosistema donde será instalado el cable, se determina la necesidad de seleccionar cables con protección ante el ataque de termitas. Cables no metálicos Cables sin componentes metálicos en su construcción, también conocidos como “cables dieléctricos”, que al no tener componentes metálicos, no requieren su conexión al sistema de tierra y, por lo tanto, son insensibles a los campos electromagnéticos. Hermeticidad longitudinal Cables que garantizan que en caso de sufrir daño, el agua no se extenderá a lo largo del mismo. Cables con armadura metálica Cables con mayor protección mecánica y resistencia a agentes químicos. 7 161 MATERIALES DE INSTALACIÓN PERMANENTE PARA LÍNEAS DE TRANSMISIÓN SUBTERRÁNEAS 26606 Cap_7E vol III.indd 161 9/26/14 11:58 AM FIGURA 7.2 Cable con armadura metálica [10]. FIGURA 7.3 Cable completamente dieléctrico [13]. FIGURA 7.2 FIGURA 7.4 Empalmadora por fusión de cable dieléctrico con fibras ópticas integradas [17]. FIGURA 7.5 Empalme mecánico de cable dieléctrico con fibras ópticas integradas [15]. FIGURA 7.5 Tipos de cables dieléctricos con fibras ópticas integradas En función de cada fabricante de cables, existe una gran diversidad de tipos de cables con fibras ópticas integradas. Para el caso de aplicación en sistemas de transmisión de energía eléctrica, se establecen dos tipos: • Cables con armadura metálica. Cables para uso en exteriores que cuentan con una armadura metálica, la cual puede ser un tubo corrugado o una malla de cables de acero. Este tipo de cable puede ser instalado directamente enterrado, ya que la armadura sirve como protección contra roedores. Sin embargo, es importante considerar que estos cables deben ser conectados al sistema de puesta a tierra de la instalación subterránea, con la finalidad de prevenir descargas eléctricas por la generación de corrientes inducidas en la armadura metálica (Ver: Figura 7.2). • Cables dieléctricos. Cables diseñados para uso interior, sin protección contra roedores, y para uso exterior que incluye protección contra roedores con componentes no metálicos (Ver: Figura 7.3). 7 162 FIGURA 7.3 no se deteriore con el tiempo. Las técnicas usadas para realizar el empalme entre fibras ópticas son: empalme por fusión y empalme mecánico. A continuación se describe cada una de ellos. a) Empalme por fusión Con las primeras instalaciones de cables con fibras ópticas, el uso de instrumentos de corte y empalme de fusión requería considerable habilidad y destreza para asegurar un buen empalme con bajas pérdidas. Actualmente se emplean maquinas empalmadoras más fáciles de operar, con las que se obtienen empalmes confiables, de muy baja pérdida. Esto se explica principalmente por el aspecto automático de estas máquinas, debido a que están diseñadas para funcionar dentro de tolerancias extremadamente finas. El funcionamiento interno de estas maquinas es el siguiente: PASO Los tramos del cable con fibras ópticas integradas a lo largo de un proyecto, son conectados por medio del uso de dispositivos de acoplamiento (como los empalmes y las cajas de empalmes). A continuación se describe cada uno de ellos. EMPALMES Dentro de los requisitos esenciales de cualquier cable, está la capacidad de unirse (empalmarse) y proporcionar una conexión de bajas pérdidas, así como que ACCIÓN 1 Empalmar los extremos de las dos fibras. 2 Asear las dos fibras en un limpiador ultrasónico. 3 Sujetar las fibras al mecanismo de alineación. Colocar las fibras en posición para la pre-fusión. 4 5 Empalmes y cajas de empalme FIGURA 7.4 Resultado: Los extremos de las fibras se aproximan el uno al otro, pero no se tocan. Activar el arco eléctrico para fundir los extremos de las fibras. Resultado: Se producirá un acabado suave y redondeado. b) Empalme mecánico: Este método es más rápido que el empalme de fusión, pero la atenuación es considerablemente mayor. c) Problemas en los empalmes: Para garantizar la eficiencia en la elaboración de los empalmes, deben considerarse varios problemas o deficiencias que pueden presentarse durante el desarrollo de los empalmes, generando perdidas de señal y, por lo tanto, empalmes defectuosos. Las deficiencias de los empalmes se presentan como resultado de las siguientes condiciones: CAPÍTULO 7. Cable dieléctrico con fibras ópticas integradas 26606 Cap_7E vol III.indd 162 9/26/14 11:58 AM FIGURA 7.6 Ejemplo de empalme de CDFO vertical [10]. FIGURA 7.7 Ejemplo de empalme con diferencia de diámetros. FIGURA 7.8 Ejemplo de empalme con desplazamiento en los diámetros del núcleo. FIGURA 7.9 FIGURA 7.6 • CAJAS DE EMPALMES Empalme de dos fibras que tienen diferentes características de fabricación, incluyendo diferencias en los diámetros de las fibras ópticas. Núcleo del diametro Transmisión de fibra óptica Núcleo del diametro Recepción de fibra óptica FIGURA 7.7 • Desplazamiento entre las dos fibras que provoca que el núcleo de cada fibra no esté alineado con precisión con respecto al otro. Diametro del núcleo Diametro del núcleo Ejemplo de empalme con inclinación en los diámetros. FIGURA 7.10 Ejemplo de empalme con Los empalmes de los cables con fibras ópticas inte- espacio de aire entre las gradas se resguardan en dispositivos conocidos como dos fibras. cajas de empalme. Las cajas de empalme están especialmente diseñadas para garantizar la máxima seguridad y durabilidad a los empalmes de los cables dieléctricos con fibras ópticas, su versatilidad permite utilizarlas en las líneas de transmisión subterráneas. Las cajas de empalme contienen los dispositivos necesarios para la fijación de los cables dieléctricos con fibras ópticas. Además cuentan con un sistema organizador interno —charolas de empalme— para el manejo y acomodo de las fibras ópticas, y los materiales necesarios para realizar los empalmes: protectores, cinchos, anillos de marcaje, abrazaderas, silicona y gel de silicona anti-humedad. La estructura de las cajas para empalmes consiste en: • Organizador de empalmes • Entradas y salidas de cables • Sujeción del cable • Protección exterior • Anclaje 7 163 FIGURA 7.8 • Inclinación de una fibra con respecto a la otra. q Diametro del núcleo FIGURA 7.9 • Existencia de un espacio de aire entre la unión de las dos fibras ópticas, que causa una diferencia relativamente pequeña, la cual produce una gran pérdida en el empalme. Diametro del núcleo Separación FIGURA 7.10 Las configuraciones de las cajas de empalme permiten efectuar conexiones entre cables dieléctricos y cables de guarda con fibras ópticas integradas en conexiones hacia las líneas de transmisión aéreas. Las cajas deben proporcionar diferentes grados de seguridad y protección, entre los que destacan: • Protección de las charolas internas de la caja contra la entrada de agentes sólidos externos • Protección de las charolas internas de la caja contra la entrada agua • Impactos mecánicos • Corrosión • Solventes corrosivos • Insectos y roedores • Humedad (directa o por condensación) Las cajas para empalmes ópticos son tipo intemperie y herméticas. Sirven para alojar el empalme de dos o más enlaces con cable dieléctrico y/o cable de guarda con fibras ópticas integradas. La instalación de las cajas de empalme se realiza en los muros de las estructuras enterradas (registro, fosa, trinchera y/o galería) de la línea de transmisión MATERIALES DE INSTALACIÓN PERMANENTE PARA LÍNEAS DE TRANSMISIÓN SUBTERRÁNEAS 26606 Cap_7E vol III.indd 163 9/26/14 11:58 AM FIGURA 7.11 Caja de empalme de cable dieléctrico con fibras ópticas integradas. a) [18], b) [16], c) [20], d) y e) [18]. (b) FIGURA 7.11 (a) (c) subterránea. A la llegada a una subestación eléctrica —si es que se requiere—, se instalan en las estructuras de la subestación o, en su defecto, se continúa el cable por el interior de las trincheras de la subestación hasta el acceso en la caseta de control para enlazar con el equipo terminal óptico. Las cajas se construyen con materiales de acero inoxidable, termoplástico inyectado en molde o con fibra de vidrio. Deben ser herméticas al polvo y al agua, aptas para ser enterradas y contar con alta resistencia física y química ante agentes naturales y corrosivos. La Figura 7.11 muestra algunos ejemplos de cajas de empalme para cable con fibras ópticas integradas. Hoja de datos técnicos del cable dieléctrico con fibras ópticas Las hojas de datos técnicos o cedulas de cables con fibras ópticas integradas son de gran importancia, ya que permiten conocer datos del cable, las características mecánicas de construcción, la tensión máxima de jalado, el peso, el radio mínimo de curvatura, el tipo de fibra óptica, la armadura contra roedores (en caso de incluirla) y las características de cada una de las fibras ópticas. El Anexo 12 del Manual para Diseño Electromecánico de Líneas de Transmisión Subterráneas muestra un ejemplo de “Cédula del cable para comunicación”. 7 164 Ingeniería de distribución del cable dieléctrico con fibras ópticas integradas Todo suministro de cables con fibras ópticas requiere de un cálculo que determina: la cantidad y longitud contenida en cada carrete proporcionado por el proveedor del cable, la cantidad de materiales que se requerirán para la instalación —incluyendo elementos y herrajes de fijación—, la cantidad de cajas de empalme y los demás accesorios. A este cálculo se le denomina “Ingeniería de distribución de cable dieléctrico con fibras ópticas integradas”, el cual debe determinar las cantidades del suministro del CDFO, tomando en cuenta lo requerido en función del tipo de proyecto e instalación, labor directamente asociada como parte de la “Ingeniería de la conformación del sistema de cables de potencia”. Como resultado de esta ingeniería se obtiene: a) Longitud total del CDFO, incluyendo los tramos necesarios de cable en los empalmes, vueltas de reserva y acometidas hasta las casetas de control de las subestaciones o, en su caso, en los puntos de inicio y fin del enlace b) Ruta de la canalización del CDFO en los tramos desde los sitios de transición subterránea-aérea y hasta las casetas de control de las subestaciones eléctricas o, en su caso, en los puntos de inicio y fin del enlace cuando no exista espacio en las trincheras o tuberías existentes en las subestaciones. El CDFO puede instalarse en tubería de PEAD directamente enterrada en los espacios disponibles de la subestación o a un costado de las trincheras existentes c) Total de herrajes y accesorios para la instalación del CDFO, los cuales incluyen, entre otros: - Cantidad de cajas de empalme y equipo terminal óptico (incluyendo accesorios para fijación) - Accesorios de fijación de la tubería de PEAD a la pared (para los casos de instalación en galerías, trincheras y registros) CAPÍTULO 7. Cable dieléctrico con fibras ópticas integradas 26606 Cap_7E vol III.indd 164 9/26/14 12:10 PM FIGURA 7.11 (d) - (e) Accesorios para fijación del CDFO en estructuras de transición aérea-subterránea-aérea Charolas para los casos de instalación en casetas de control de las subestaciones eléctricas Normatividad para cables dieléctricos con fibras ópticas La normativa aplicable a los cables dieléctricos con fibras ópticas se muestra en la tabla siguiente: NORMAS APLICABLES A CABLES DIELÉCTRICOS CON FIBRAS ÓPTICAS CLAVE NOMBRE NMX-I-238-1997-NYCE Telecomunicaciones – Cables telefónicos - Pruebas ópticas para fibras ópticas- Métodos de prueba NMX-I-274-NYCE Telecomunicaciones – Cables – Cables de fibras ópticas para uso exterior – Especificaciones y métodos de prueba IEC 60304 Standard colours for insulation for low-frequency cables and wires IEC 60793-1-40 Optical fibres – Part 1-40: Measurement methods and test procedures – Attenuation IEC 60793-1-44 Optical fibres – Part 1-44: Measurement methods and test procedures - Cut-off wavelength IEC 60793-1-48 Optical fibres – Part 1-48: Measurement methods and test procedures – Polarization mode dispersion IEC 60794-4-10 Aerial optical cables along electrical power lines – Family specification for OPGW (Optical Ground Wires) IEC 60794-1-2 Optical fibre cables – Part 1-2: Generic specification – Cross reference table for optical cable test procedures IEEE Std. 1222 All-dielectric self-supporting fiber optic cable ITU-G.652* Tabla 7.1 7 165 Characteristic of s single-mode optical fibre and cable *Aplicable particularmente a las propias fibras ópticas unimodo. Pruebas aplicables a los cables dieléctricos con fibras ópticas Consisten en verificar que los cables dieléctricos con fibras ópticas cumplan con las pruebas tipo y de rutina, con base en la norma NMX-I-274-NYCE-2011 [11]. Para identificar cualquier defecto en la fabricación y funcionamiento del CDFO, se realizan las pruebas que se enlistan a continuación: MATERIALES DE INSTALACIÓN PERMANENTE PARA LÍNEAS DE TRANSMISIÓN SUBTERRÁNEAS 26606 Cap_7E vol III.indd 165 9/26/14 12:07 PM TIPO RUTINA (APLICABLE A LAS FIBRAS ÓPTICAS EN EL CARRETE) Atenuación X X Fragilidad en frío X Compatibilidad entre el compuesto de relleno y el material de los tubos X Flujo de relleno X Resistencia a la penetración del agua (para cables de tubos holgados) X Prueba de compresión X Prueba de torsión X Doblez en alta y baja temperatura X Tensión a la ruptura X Flexión cíclica X Prueba de impacto X Adherencia de la cubierta X Ciclos térmicos X Prueba de tracción (sólo con cables de fibra unimodo) X Radio mínimo de curvatura X PRUEBA 7 166 Dentro de la normativa internacional la IEC 60794-1-2 [26] se citan y describen las pruebas aplicables a los cables dieléctricos con fibras ópticas integradas. CAPÍTULO 7. Cable dieléctrico con fibras ópticas integradas 26606 Cap_7E vol III.indd 166 9/26/14 11:58 AM resumen del capítulo 7 El presente capítulo desarrolla brevemente el tema de cables dieléctricos con fibras ópticas, tratándose los tipos, partes principales y características. Aunado a esto se lista la normativa, las pruebas aplicables y la descripción de la ingeniería de distribución de cables con fibras ópticas integradas. Se abordan también los temas de empalmes y cajas de empalme para cables dieléctricos con fibras ópticas. referencias bibliográficas [1] IEEE Std. 1222-2004 All-dielectric self-supporting fiber optic cable, Approved March 31, 2004, (IEEE) The Institute of Electrical and Electronics Engineers, Inc. [10] ITU-G.652 (2009), Characteristic of single-mode optical fibre and cable, 11/2009, Telecommunication Standardization Sector of International Telecommunication Union. [2] NOM -001-SEDE (2012), Instalaciones Eléctricas (utilización). [3] CFE-E0000-21 (2011), Especificación cable de guarda con fibras ópticas y accesorios, enero 2011. [11] NMX-I-274-NYCE-2011 (2011), Telecomunicaciones -cables - cables de fibras ópticas, para uso exterior -especificaciones y métodos de prueba, Normalización y certificación electrónica A.C. [4] CFE 0000-35 (2002), Cables de fibra óptica para postes y ductos de distribución, junio 2002. [5] CPTT-DDLT-001/02 (2009), Especificación para diseño de líneas de transmisión aéreas Rev. Junio 2009. Comisión Federal de Electricidad, México. [6] CFE (2013), Especificación para diseño de líneas de transmisión subterráneas. CFE DCDLTS01. Revisión Abril 2013. [7] CFE-G. (2001), Generalidades. Distribución de sistemas subterráneos Rev. 081201. [9] NMX-I-238-1997-NYCE (1997), Telecomunicaciones – Cables telefónicos - Pruebas ópticas para fibras ópticasMétodos de prueba. Normalización y certificación electrónica A.C. 26606 Cap_7E vol III.indd 167 7 167 [12] Winch Robert G (1993), Telecommunications Transmission Systems, Second Edition, McGraw-Hill. [16] Archivo fotográfico (2005), Información del Curso Telecomunicaciones Vía Fibra Óptica 2005. Centro Nacional de Capacitación Celaya CFE. [19] Archivo fotográfico IIE-CFE. División de Sistemas Eléctricos. Gerencia de Transmisión y Distribución, Grupo de Apoyo a la CPTT-CFE. [20] Reporte fotográfico (2012), Residencia regional de construcción de proyectos de transmisión y transformación centro-CFE. [21] IEC 60304 ed3.0 (1982), Standard colours for insulation for low-frequency cables and wires. 9/26/14 11:58 AM referencias bibliográficas [22] IEC 60793-1-40 ed1.0 (2001), Optical fibres — Part 1-40: Measurement methods and test procedures – Attenuation. [23] IEC 60793-1-44 ed2.0 (2011), Optical fibres — Part 1-44: Measurement methods and test procedures - Cutoff wavelength. 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Figura 1.25 Figura 1.26 Figura 1.27 Figura 1.28 Figura 1.29 Figura 1.30 Figura 1.31 Figura 1.32 Figura 1.33 Figura 1.34 Figura 1.35 Figura 1.36 Figura 1.37 Figura 1.38 Figura 1.39 Figura 1.40 I 170 Figura 1.41 Figura 1.42 Figura 1.43 Figura 1.44 Figura 1.45 Figura 1.46 Figura 1.47 Figura 1.48 Figura 1.49 Figura 1.50 Figura 1.51 Figura 1.52 Figura 1.53 Figura 1.54 Figura 1.55 Figura 1.56 Figura 1.57 Figura 1.58 Cable de potencia con aislamiento extruido para alta tensión [40], [28] 18 Elementos principales que conforman un cable de potencia [37] 19 Núcleo conductor de cobre y cable de potencia y su conformación en fábrica [29] 19 Placas de cobre en proceso de refinamiento electrolítico [39] 20 Sección transversal del cable con núcleo conductor concéntrico 21 Sección transversal de cable con núcleo conductor comprimido [30] 21 Sección transversal de cable con núcleo compactado [36] 21 Sección transversal de cable con núcleo sectorial [33], [34] 22 Cable con núcleo segmental o Milliken [31] 22 Conformación en fábrica del núcleo segmental de un cable de potencia [76] 22 Esquemas de las formas más comunes adoptadas en núcleos conductores para cables de potencia 23 Aplicación de cinta semiconductora sobre el núcleo conductor [38] 24 Campo eléctrico en un cable de potencia 25 Corriente en vacío y ángulo de pérdidas dieléctricas 28 Aplicación de pantalla conductora de cobre helicoidal [29] 30 Sección transversal de cable con cubierta soldada de aluminio 30 Proceso de aplicación de cintas contra la penetración de humedad [32] 30 Cable de potencia con cubiertas de (a) Aluminio corrugado, (b) Aluminio extruido corrugado, (c) Aluminio soldado 31 - 32 Cable con cubierta externa [41] 32 Cables afectados por termitas 33 Proceso de extrusión de la cubierta externa [76], [29] 33 Cable de alta tensión con armadura de alambres de acero [42] 34 Cable trifásico de potencia con doble armadura de alambres planos de acero [35], [42] 34 Cable de potencia con aislamiento sólido [43] 35 Cable con aislamiento EPR [44] 38 Línea de vulcanización continua por catenaria [45] 40 Cable con núcleo descentrado debido a un deficiente control de extrusión en catenaria [76] 40 Línea de vulcanización continua horizontal [46] 40 Edificio para proceso de vulcanización continua vertical [43] 41 Máquina de extrusión vertical [76] 41 Pantalla de control de las dimensiones de las capas extruidas durante el proceso de extrusión del cable de potencia [47] 41 Cable de potencia aislado con papel impregnado [48], [49] 42 Aplicación de cintas de papel aislante traslapadas [32] 42 Papel laminado de polipropileno [50] 43 Arreglo de tres cables monofásicos tipo tubo [50] 44 Cables tipo tubo aislado en gas [51] 44 Sistema de bombeo de fluido de sistema de cables tipo tubo [52] 45 Cables de potencia tipo tubo durante su instalación [53] 46 Cable de potencia tipo autocontenido [54] 47 Cables de potencia con circulación interna de fluido dieléctrico (autocontenidos), núcleo Milliken (izquierda) núcleo Anular (derecha) [55] 47 Cable de potencia autocontenido monofásico con ducto central para la circulación del fluido [38] 47 Tubo base de cobre para cable de potencia autocontenido [56] 48 Cable de potencia con tubería helicoidal interna para la circulación de aceite [57] 48 Cable superconductor criogénico [58], [59] 48 Ejemplo, proyecto de repotenciación: cables de potencia vs. cable superconductor 50 Comparación de pérdidas entre cable de potencia y superconductor 51 Esquema de cable de potencia y superconductor en paralelo 51 Cable superconductor tipo HTS WD [60] 52 Cable superconductor trifásico concéntrico de dieléctrico frío [61], [62] 52 Cable de potencia HTS trifásico dentro de su camisa criogénica [63] 53 Conductores para cable de potencia y cintas superconductoras de alta temperatura (HTS) [58] 53 Sistema de enfriamiento criogénico para cables superconductores [60], [64] 53 Terminales de transición para sistema de cable superconductor a tensión nominal de 138 kV [64], y empalme para cables superconductores 54 Cable de potencia submarino [65] 56 Cable submarino de 25 [km] de 35 [kV] abasteciendo a una isla [66] 56 Trayectoria de línea de transmisión submarina de enlace de 418 [km] entre Escocia y Reino Unido, 600 [kV] DC, 2000 [MV] [67] 57 Instalación de cable submarino en enlace de parque eólico de 150 [MV] adentrado en el océano con red terrestre [68], [69] 57 Plataforma marina y esquema de cableado submarino [70] 58 ÍNDICES. 26606 indices_A vol III.indd 170 9/26/14 12:24 PM Índice de Figuras Figura 1.59 Figura 1.60 Figura 1.61 Figura 1.62 Figura 1.63 Figura 1.64 Figura 1.65 Figura 2.1 Figura 2.2 Figura 2.3 Figura 2.4 Figura 2.5 Figura 2.6 Figura 2.7 Figura 2.8 Figura 2.9 Figura 2.10 Figura 2.11 Figura 2.12 Figura 2.13 Figura 2.14 Figura 2.15 Figura 2.16 Figura 2.17 Figura 2.18 Figura 2.19 Figura 2.20 Figura 2.21 Figura 2.22 Figura 2.23 Figura 2.24 Figura 2.25 Figura 2.26 Figura 2.27 Figura 2.28 Figura 2.29 Figura 2.30 Figura 2.31 Figura 2.32 Figura 2.33 Figura 2.34 Figura 2.35 Figura 2.36 Figura 2.37 Figura 2.38 Figura 2.39 Figura 2.40 Figura 2.41 Figura 3.1 Figura 3.2 Figura 3.3 Figura 3.4 Figura 3.5 Figura 3.6 Figura 3.7 Figura 3.8 Figura 3.9 Figura 3.10 Trayectoria de cable submarino de 345 kV que cruza el río Hudson, EUA. 59 Cables submarinos de aislamiento sólido XLPE [70] 58 Cable submarino aislado con papel con ductos para la circulación de fluidos [71], [72] 58 Cable submarino con doble armadura de alambres de acero [73] 60 Cable submarino instalado en el fondo marino [21] 60 Cable submarino monofásico con fibras ópticas integradas [75] 61 Cable submarino trifásico con fibras ópticas [13] 61 Empalmes en cables de alta tensión [42] y [43] 69 Empalme para un sistema eléctrico de 500 [kV] [44] 70 Empalmes para cables de potencia en instalación tipo (a) flexible y (b) rígida [45] 71 Máquina encintadora para empalmes [46] 73 Empalme directo encintado (a) esquema y (b) fotografía [12] 74 Herramienta para colocar empalmes premoldeados [47] y [48] 75 Empalme premoldeado tipo compuesto (a) esquema y (b) fotografía [46] 75 Empalme premoldeado tipo de una pieza [49] 75 Empalme premoldeado tipo de una pieza (a) esquema y (b) fotografía [46] 76 Empalme premoldeado tipo de tres piezas (a) esquema y (b) fotografía [46] y [50] 77 Empalme con manga termocontráctil (a) esquema y (b) fotografía [51] 78 Empalme espalda con espalda (back to back) [46] 79 Esquema de empalme espalda con espalda sin aisladores 79 Esquema de empalme espalda con espalda de un aislador 79 Esquema de empalme espalda con espalda de dos aisladores 80 Empalme de transición [170] 80 Empalme de transición entre un cable de potencia con aislamiento sintético y un cable con aislamiento a base de papel 80 Empalme de transición entre un cable de potencia con aislamiento extruido y un cable aislado de papel impregnado de aceite 80 Empalme de transición entre un cable de potencia con aislamiento sintético y un cable autocontenido aislado por gas o aceite 80 Empalme en “Y” (a) esquema y (b) fotografía [53] 81 Conjunto de empalmes con interrupción de pantallas metálicas [48] y [54] 82 Esquema de empalme directo premoldeado con interrupción de pantallas semiconductora y metálica 82 Conjunto de empalmes para cable de potencia tipo tubo [52] 83 Empalme en “Y” para cable de potencia tipo tubo [55] 83 Corte transversal del cable de potencia [48] 86 Corte y retiro de la cubierta exterior protectora del cable de potencia [58] 86 Desplazamiento de la pantalla metálica del cable de potencia [48] 86 Repliegue de la pantalla metálica del cable de potencia [48] 87 Retiro y desprendimiento de las pantallas semiconductoras, corte del aislamiento y acabado del proceso denominado “punta de lápiz” [48], [59] 87 Pulido del aislamiento para suavizar su superficie [48] y [60] 88 Terminación tipo “punta de lápiz” en el semiconductor [48] y [60] 88 Sujeción del núcleo conductor del cable de potencia [58] 88 Conector para núcleo conductor tipo atornillable [36] y [58] 89 Conector para núcleo conductor tipo a compresión [46] y [51] 89 Protección y acondicionamiento del área de trabajo de montaje [43] y [62] 89 Esquema de colocación de empalmes en configuración escalonada con arreglo de fases vertical 90 Esquema de colocación de empalmes en configuración triangular con arreglo de fases vertical 90 Colocación de empalmes en configuración triangular con arreglo de fases horizontal y vertical [43] y [64] 90 Esquema de colocación de empalmes en configuración alineada con arreglo de fases vertical 91 Colocación de empalmes en configuración alineada con arreglo de fases horizontal y vertical [65] y [66] 91 Empalme bajo prueba en laboratorio [32] 91 Terminal exterior [26] 98 Terminal encapsulada para subestación aisladas en gas SF6 [26] 98 Terminal sumergida en aceite para transformador [26] 98 Campo eléctrico en cable de potencia con aislamiento retirado 98 Distribución del campo eléctrico en cable de potencia sin pantalla semiconductora externa 99 Control de las líneas de campo eléctrico con la inserción de un cono de alivio de esfuerzos en un cable de potencia 99 Distribución de campo eléctrico en una terminal por el método de elemento finito [4] 100 Colocación del cono de alivio para el control del campo eléctrico en el cable de potencia [26] 100 Trayectoria de fuga de potencial eléctrico, en terminal para cable de potencia 100 Esquema ilustrativo del método de control de campo geométrico 100 I 171 MATERIALES DE INSTALACIÓN PERMANENTE PARA LÍNEAS DE TRANSMISIÓN SUBTERRÁNEAS 26606 indices_A vol III.indd 171 9/26/14 12:24 PM Índice de Figuras Figura 3.11 Figura 3.12 Figura 3.13 Figura 3.14 Figura 3.15 Figura 3.16 Figura 3.17 Figura 3.18 Figura 3.19 Figura 3.20 Figura 3.21 Figura 3.22 Figura 3.23 Figura 3.24 Figura 3.25 Figura 3.26 Figura 3.27 Figura 3.28 Figura 3.29 Figura 3.30 Figura 3.31 Figura 3.32 Figura 3.33 Figura 3.34 Figura 3.35 Figura 3.36 Figura 3.37 I 172 Figura 3.38 Figura 3.39 Figura 3.40 Figura 3.41 Figura 3.42 Figura 3.43 Figura 3.44 Figura 3.45 Figura 3.46 Figura 3.47 Figura 3.48 Figura 3.49 Figura 3.50 Figura 3.51 Figura 3.52 Figura 4.1 Figura 4.2 Figura 4.3 Figura 4.4 Figura 4.5 Figura 4.6 Figura 4.7 Figura 4.8 Figura 4.9 Figura 4.10 Figura 4.11 Figura 4.12 Figura 4.13 Figura 4.14 Figura 4.15 Figura 4.16 Esquema ilustrativo del método de control de campo capacitivo 101 Esquema ilustrativo del método de control de campo resistivo 101 Componentes principales de una terminal tipo exterior para cable de potencia [3] 102 Terminales exteriores con aislamientos fabricados de diferentes materiales [5] 102 Conector de terminal tipo exterior [7] 102 - 103 Colocación de tapa en terminal [2] 103 Terminales tipo exterior con tanque externo de expansión térmica y llenado continuo del fluido aislante [26] 103 Colocación de base de una terminal [7] y [8]. 104 Terminal tipo exterior para cable de potencia [2] 104 Terminales tipo interior para conexión del cable de potencia a subestación encapsulada y aislada en gas SF6 [9] y [8] 105 Terminal tipo exterior con cono de alivio encintado de operación geométrica [10] 104 Terminal tipo exterior con cono de alivio premoldeado o prefabricado de operación geométrica [10] 105 Terminal tipo exterior con cono de alivio de operación capacitiva [10] 105 Terminal tipo exterior sin aislamiento en su interior (seca), incluyendo cono de alivio [10] 105 Terminal tipo exterior (seca) con cadenas de aisladores rígidos [28] 106 Terminal tipo exterior con deflector de campo eléctrico y de operación geométrica [10] 107 Terminal tipo exterior con cono de alivio compuesto de operación capacitiva [10] 107 Terminal tipo exterior y sin material aislante interior [26] 106 Terminal tipo exterior con cono de alivio y sin cuerpo rígido exterior [26] 106 Terminal tipo exterior con cono de alivio y sin cuerpo rígido exterior soportada [26] 107 Terminal tipo exterior sin aislamiento en su interior (seca), sin cono de alivio y manga contráctil o termocontráctil [10] 107 Derivador de fases hacia terminales para cables laminados de papel (pipe-type HPFF y SCFF) [26] 107 Terminal tipo exterior para cables con aislamiento laminado de papel (pipe-type HPFF y SCFF) [10] 107 Terminal tipo exterior para cables de potencia laminados con fluido de aceite [26] 107 Componentes principales de una terminal tipo interior encapsulada [3] 108 Terminal tipo interior encapsulada conectada a una subestación eléctrica aislada en gas SF6 [26] 109 Terminal tipo interior encapsulada con cables tipo HPFF, conectada a una subestación eléctrica aislada en gas SF6 [32] 109 Terminal interior encapsulada para cables de potencia sin aislamiento en su interior [10] 110 Terminal interior encapsulada para cables de potencia con aislamiento en su interior y cono de alivio de operación capacitiva [10] 110 Terminal interior encapsulada para cables de potencia operando inmersa en gas SF6 [10] 110 Componentes principales de una terminal tipo interior sumergida en aceite para conexión a transformador [27] 111 Fijación del cable de potencia a la llegada de la terminal [26] 112 Llegada de cables de potencia tipo tubo a la terminal [26] 112 Terminales tipo exterior de aislamiento sintético [26] 114 Retiro de la cubierta exterior del cable de potencia [24] 115 Retiro de la pantalla semiconductora sobre el aislamiento [7] 115 Desprendimiento de la pantalla semiconductora sobre el aislamiento [8] 116 Preparación del cable de potencia para colocación de conector [6] y [7] 116 Preparación de aislador para instalación en terminal de transición [6] 116 Instalación del soporte y base metálica [12] 117 Colocación del cono de alivio de esfuerzos para control de campo eléctrico, así como el encintado de material aislante entre el cable y el conector del conductor [6] y [7] 117 Fijación y ensamble final de componentes, tales como: aislador exterior, tapa superior y conector exterior y base metálica [6] 117 Apartarrayos en transición subterránea-aérea (cable de potencia a cable desnudo) [22] 122 Apartarrayos en transformador de potencia [24] 122 Flameo de un bloque de óxido de metal en un apartarrayos [17] 124 Representación esquemática del apartarrayos de SiC [6] 125 Sobrevoltajes que se presentan en un sistema eléctrico [6] 125 Apartarrayos de óxidos metálicos [10] 126 Curva característica tensión-corriente de un apartarrayos de ZnO [28] 126 Principales componentes de un apartarrayos [6] 126 Varistores de óxidos metálicos utilizados en los apartarrayos [6] 127 Conector tipo perno y tipo plano [6] 127 Anillos equipotenciales para apartarrayos 127 Configuración y disposición de anillos equipotenciales en apartarrayos [8] 127 Aislamiento externo de porcelana de apartarrayos [6] 128 Aislamiento externo de material sintético de apartarrayos 128 Diseños de faldones con diferentes distancias de fuga en apartarrayos [27] 128 Base del apartarrayos [6] 128 ÍNDICES. 26606 indices_A vol III.indd 172 9/26/14 12:25 PM Índice de Figuras Figura 4.17 Figura 4.18 Figura 5.1 Figura 5.2 Figura 5.3 Figura 5.4 Figura 5.5 Figura 5.6 Figura 5.7 Figura 5.8 Figura 5.9 Figura 5.10 Figura 5.11 Figura 5.12 Figura 5.13 Figura 5.14 Figura 5.15 Figura 5.16 Figura 5.17 Figura 5.18 Figura 5.19 Figura 5.20 Figura 5.21 Figura 5.22 Figura 5.23 Figura 5.24 Figura 5.25 Figura 5.26 Figura 5.27 Figura 5.28 Figura 5.29 Figura 5.30 Figura 5.31 Figura 5.32 Figura 5.33 Figura 5.34 Figura 5.35 Figura 5.36 Figura 5.37 Figura 5.38 Figura 5.39 Figura 5.40 Figura 5.41 Figura 5.42 Figura 5.43 Figura 5.44 Figura 5.45 Figura 5.46 Figura 5.47 Figura 5.48 Figura 5.49 Figura 5.50 Figura 5.51 Pruebas de rutina en apartarrayos [4] 130 Capacidad temporal de sobretensión TOV [21] 130 Herrajes de soporte y sujeción en un sistema de cables de potencia 136 Soporte y sujeción de cables de potencia en acceso a empalmes [6] 136 Soporte y sujeción de cables de potencia en acceso a terminales [6] 136 Sujeción y soporte para empalmes [6] 137 Anclaje de cables de potencia en instalaciones con pendientes pronunciadas [6] 137 Disipadores de energía sísmica instalados en cables de potencia [13] 137 Sujeción y soporte de cables de potencia en instalaciones verticales 137 Sujeción y soporte de cables de potencia en instalaciones verticales (interior-exterior de un poste troncocónico) [6] 137 Separador y sujetador de cables de potencia en instalaciones subterráneas [6] 137 Suspensión de cables de potencia en instalaciones subterráneas [6] 137 Agrupamiento y separación de cables de potencia en instalaciones subterráneas [6] 137 Herrajes para cables de potencia bajo diferentes condiciones medioambientales [5] 138 Ménsulas o soportes para sistema de cables de potencia [8] 139 Correderas para la sujeción y apoyo de ménsulas [9] 140 Marcos fijos para sistemas de cables de potencia [8] 140 Sistemas de anclaje y fijación de ménsulas en muro o piso 141 Sistemas de anclaje y fijación de ménsulas tipo fijas, en muro o piso 141 Soportes metálicos en trinchera para cables de potencia [6] 142 Ménsulas metálicas en registro para empalmes [6] 142 Ménsulas metálicas en registro para empalmes y su conexión a tierra [6] 142 Ménsula no metálica [5] 143 Ménsulas no metálicas soportando cables de potencia [5] 143 Ménsula no metálica con abrazadera metálica para soporte de cable de potencia [6] 143 Correderas con ménsulas no metálicas soportando empalmes y cables de potencia en el interior del registro, previo a la instalación de abrazaderas [6] 142 Marco fijo metálico sobre piso para soporte de un cable de potencia [6] 142 Marcos fijos metálicos en piso y muro para soporte de grupos de cables de potencia [6] 143 Marcos fijos metálicos en piso y muro para soporte de grupos de cables de potencia en el interior de una galería [6] 143 Diseño geométrico eficiente de una clema en un cable de potencia, la cual se adapta a la silueta del cable, distribuyendo radial y uniformemente la presión mecánica 144 Diseño geométrico adecuado de una abrazadera para cables de potencia [10] 144 Clema metálica para un conjunto de tres cables de potencia con diseño geométrico conforme a la silueta del haz de cables [10] 144 Diseño geométrico de una clema en un cable de potencia, la cual genera concentraciones de esfuerzos mecánicos (compresiones) en algunos puntos del cable 144 Diseño geométrico de una abrazadera metálica en cables de potencia que provoca concentraciones de esfuerzos no distribuidos radial y uniformemente [11] 144 Clema metálica para cable de potencia con elementos elastoméricos que permiten libre expansión y dilatación del cable [6] 145 Clema para cable de potencia con elementos flexibles que permiten libre expansión y dilatación del cable [6] 145 Clema metálica para cable de potencia [6] 145 Clemas metálicas para diferentes diámetros de cables de potencia en arreglos tripolares [6] 145 Clema metálica de aluminio, para un conjunto de tres cables de potencia [6] 145 Clemas metálicas de aluminio para cables de potencia, colocadas directamente en muro [6] 145 Clema metálica para un haz tripolar de cables de potencia [11] 145 Abrazadera no metálica para un cable de potencia [12] 146 Clemas no metálicas para cables o grupos de cables de potencia [12] 146 Abrazadera no metálica en el interior de un marco fijo, para un arreglo tripolar de cables de potencia [6] 146 Retención longitudinal y anclaje de los cables de potencia en instalaciones con pendientes pronunciadas [8] 147 Abrazadera compuesta con un elemento que incluye ángulos de entrada y salida para los cables de potencia en el punto de soporte [6] 146 Abrazaderas compuestas para instalaciones flexibles donde los cables de potencia forman catenarias entre sus puntos de soporte [6] 146 Extensor o vástago ajustable para clemas [6] 147 Extensor ajustable que incluye articulación en su base [6] 147 Vástago ajustable cuyo diseño incluye movimientos articulados con ángulo llano [6] 147 Cinchos o cinturones de poliéster sintético (eslingas) 148 Fijación de un empalme en su bastidor soporte, incluyendo un cincho con hebilla metálica [6] 148 Cinchos con otros accesorios metálicos en la suspensión de cables de potencia a lo largo de una galería [6] 148 I 173 MATERIALES DE INSTALACIÓN PERMANENTE PARA LÍNEAS DE TRANSMISIÓN SUBTERRÁNEAS 26606 indices_A vol III.indd 173 9/26/14 12:25 PM Índice de Figuras Figura 5.52 Figura 5.53 Figura 5.54 Figura 6.1 Figura 6.2 Figura 6.3 Figura 6.4 Figura 6.5 Figura 6.6 Figura 6.7 Figura 6.8 Figura 6.9 Figura 6.10 Figura 6.11 Figura 7.1 Figura 7.2 Figura 7.3 Figura 7.4 Figura 7.5 Figura 7.6 Figura 7.7 Figura 7.8 Figura 7.9 Figura 7.10 Figura 7.11 I 174 Separador y sujetador metálico para cables de potencia en instalaciones flexibles [6] Bastidores de soporte para empalmes en el interior de registro [6] Bastidores de soporte para empalmes de cables de potencia [6] Estructuras de transición: torre autosoportada, poste troncocónico y pedestal [10] Torre autosoportada de transición Poste troncocónico de transición Transición subterránea-aérea con torre autosoportada [10] Poste troncocónico con cables de potencia en su interior [10] Interior de poste troncocónico [10] Poste troncocónico con cable de potencia en su exterior [10] Estructura de soporte tipo pedestal [10] Estructura tipo pedestal en bahía de subestación [10] Estructura de transición tipo pedestal para terminal y apartarrayos [10] Esquemas de estructuras de soporte tipo pedestal Construcción general de un CDFO Cable con armadura metálica [10] Cable completamente dieléctrico [13] Empalmadora por fusión de cable dieléctrico con fibras ópticas integradas [17] Empalme mecánico de cable dieléctrico con fibras ópticas integradas [15] Ejemplo de empalme de CDFO vertical [10] Ejemplo de empalme con diferencia de diámetros Ejemplo de empalme con desplazamiento en los diámetros del núcleo Ejemplo de empalme con inclinación en los diámetros Ejemplo de empalme con espacio de aire entre las dos fibras Caja de empalme de cable dieléctrico con fibras ópticas integradas. a) [18], b) [16], c) [20], d) y e) [18] 149 149 149 154 154 155 155 155 155 155 156 156 156 156 160 162 162 162 162 163 163 163 163 163 164 - 165 Índice de Tablas Tabla 1.1 Tabla 1.2 Tabla 1.3 Tabla 1.4 Tabla 1.5 Tabla 1.6 Tabla 1.7 Tabla 1.8 Tabla 1.9 Tabla 1.10 Tabla 1.11 Tabla 1.12 Tabla 1.13 Tabla 1.14 Tabla 1.15 Tabla 1.16 Tabla 1.17 Tabla 1.18 Tabla 2.1 Tabla 3.1 Tabla 3.2 Tabla 4.1 Temples del aluminio grado eléctrico aleación 1350 [79] Datos AWG – Circular Mil Espesores mínimos de la pantalla semiconductora sobre el conductor [3] Espesor mínimo de la pantalla semiconductora sobre el aislamiento [3] Límites de esfuerzo eléctrico en pantallas semiconductoras internas y externas [3] Niveles de densidad del PE [1] Características de materiales usados en forros [84] Espesores de la cubierta externa para cables extruidos [3] Comparación entre los materiales más comúnmente usados como aislamientos [85] Espesores de aislamiento para cables de potencia extruidos Pruebas aplicables en fábrica para cables de potencia [80] Propiedades típicas del aislamiento de papel tipo PPL de 100 [µm], [3] Espesores típicos de aislamiento de cables tipo tubo, conforme a especificaciones AEIC [3] Propiedades del Dodecilbenceno [3] Tipos de materiales utilizados en aislamiento de cables submarinos y sus principales características Máximas temperaturas de operación de aislamientos de cables submarinos [25] Materiales de cubiertas para bloqueo de agua Propiedades de las armaduras Pruebas aplicables en fábrica a empalmes para cables de potencia [70] Medidas generales para mitigar esfuerzos mecánicos transmitidos a las terminales de cables de potencia Normas y especificaciones aplicables a terminales para cables de potencia Normas aplicables a apartarayos 20 24 25 30 30 32 33 34 38 39 41 43 45 48 57 57 59 60 92 112 113 129 ÍNDICES. 26606 indices_A vol III.indd 174 9/26/14 12:25 PM Índice de Tablas Tabla.4.2 Tabla 5.1 Tabla 5.2 Tabla 5.3 Tabla 7.1 Resumen de pruebas para apartarrayos especificadas en IEC 60099-4 [12] Tipos de ménsulas o soportes Tipos de abrazaderas Pruebas de rutina para abrazaderas de cables de potencia conforme a IEC 61914 [4] Normas aplicables a cables dieléctricos con fibras ópticas 130 142 145 149 165 I 175 MATERIALES DE INSTALACIÓN PERMANENTE PARA LÍNEAS DE TRANSMISIÓN SUBTERRÁNEAS 26606 indices_A vol III.indd 175 9/26/14 12:25 PM Éste manual se terminó de imprimir en Noviembre del 2014 en los talleres de Artes Gráficas Panorama S.A. de C.V. Avena No. 629, Col. Granjas México, Delegación Iztacalco. 26606 indices_A vol III.indd 176 10/17/14 8:53 PM 26606 introduccion_E vol III.indd 1 9/26/14 12:44 PM MATERIALES DE instalación permanente para líneasdetransmisiónsubterráneas Dirección de Proyectos de Inversión Financiada Subdirección de Proyectos y Construcción Coordinación de Proyectos de Transmisión y Transformación MATERIALES DE instalación permanente para líneasdetransmisiónsubterráneas www.cfe.gob.mx 26606 PORT RUSTICA III.indd 1 12/12/14 2:54 PM
