FUNDAMENTOS PARA LA INSTALACION DE LINEAS DE DISTRIBUCION SUBTERRANEAS EN MEXICO

ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA

INGENIERÍA ELÉCTRICA

“

FUNDAMENTOS PARA LA INSTALACIÓN DE LÍNEAS DE

DISTRIBUCIÓN SUBTERRÁNEAS EN MÉXICO”

P R E S E N T A N:

DANIEL VILLEGAS ARGOTA

LUIS ENRIQUE ORIHUELA MARTÍNEZ

BAJO LA DIRECCIÓN DR. DAVID SEBASTIÁN BALTAZAR DR. JOSE ALBERTO GÓMEZ HERNÁNDEZ

R E S U M E N

En la actualidad el crecimiento de las cargas en los grandes centros de consumo ha propiciado que la instalación de líneas subterráneas se haga necesaria debido sus altos niveles de confiablidad.

Comparativamente las líneas subterráneas son más confiables pero a la vez más costosas que las aéreas. Por eso es necesario realizar una análisis adecuado para ver si es viable la instalación de líneas subterráneas, ya que por ejemplo, no es conveniente instalar líneas de distribución en donde la densidad de carga es muy baja y la cargas son ligeras(zonas rurales). Es mas recomendable, qué la instalación de líneas subterráneas se haga, en lugares con densidad de carga elevada y las cargas sean pesadas (en ciudades y zonas costeras) por los problemas atmosféricos, qué constantemente tiran la red de distribución aérea-.

El presente trabajo realiza un estudio:

 Los niveles de distribución de tensión México

 Las comparaciones de líneas de distribución subterráneas vs aéreas (ventajas y desventajas)

 Tipos de cables subterráneos (llamados también cables de potencia), y de sus características.

 La planeación de un proyecto de línea de distribución subterránea y el estudio de carga.

 La instalación de la línea de distribución subterránea la obra civil y electromecánica

 Localización y métodos para encontrar fallas en los cables de distribución

Los puntos mencionados son estudiados en los subsecuentes capítulos para dar un manual teórico, para realizar una instalación de una línea de distribución subterránea.

Í N D I C E

CAPÍTULO 1

INTRODUCCIÓN

1.1 INTRODUCCIÓN 15

1.2 OBJETIVO 15

1.3 JUSTIFICACIÓN 16

1.4 ANTECEDENTES HISTÓRICOS 16

1.4.1 Evolución de los cables subterráneos 16 1.4.2 Historia de la red subterránea en México 18

1.5 DISTRIBUCIÓN 18

1.5.1 Definición de distribución eléctrica 19 1.5.2 Distribución primaria y secundaria 20 1.5.3 Distribución aérea 22

1.5.4 Distribución subterránea 23

1.5.5 Distribución aérea contra subterránea 23

CAPÍTULO 2

CABLES SUBTERRÁNEOS.

2.1 INTRODUCCIÓN 26

2.2 DEFINICIÓN DE CABLES SUBTERRÁNEOS. 26

2.2.1 Magnitudes características del cable subterráneo 27

2.3 CONFIGURACIONES DE LOS CABLES SUBTERRÁNEOS. 29

2.3.1 Cables subterráneos unipolares. 29 2.3.2 Cables subterráneos bipolares. 29 2.3.3 Cables subterráneos tripolares. 29 2.3.4 Cables subterráneos tetrapolares. 30

2.4 CABLES SUBTERRÁNEOS DE CAMPO RADIAL. 31

2.6 TIPOS DE AISLAMIENTO EMPLEADOS EN LOS CABLES

SUBTERRÁNEOS. 32

2.6.1 Papel impregnado. 35 2.6.2 Aislantes secos. 35

2.7 MATERIALES EMPLEADOS EN LOS CABLES SUBTERRÁNEOS. 36

2.7.1 Materiales de relleno para cables subterráneos. 36

2.7.2 Materiales empleados en las pantallas de cables subterráneos de campo radial. 36

2.8 CARACTERÍSTICAS ELÉCTRICAS. 36

2.9 COMPARACIÓN DE CONDUCTORES EP VS XLP 37

2.9.1 Comportamiento en servicio 37

2.9.2 Pruebas relacionadas con la operación 38

2.9.3 Pruebas de ruptura en tensión de c.a. y de impulso 38 2.9.4 Pruebas de envejecimiento cíclico 39

2.9.5 Pruebas eléctricas de larga duración en agua 40 2.9.6 Instalación. Manejo de los cables 41

2.9.7 Empalmes y terminales 41 2.9.8 Comparación entre EP y XLP 41

2.10 NORMAS PARA LA ELECCIÓN DE CABLE SUBTERRANEOS 42

2.11 CÁLCULO DE CONDUCTORES POR CAÍDA DE TENSIÓN 42

2.11.1 Sistema trifásico a tres hilos (alimentación delta) 44 2.11.2 Sistema trifásico a cuatro hilos 45

2.12 CAÍDA DE TENSIÓN EN LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN 46

2.12.1 Método para el cálculo de caída de tensión en fraccionamiento y unidades habitacionales 46

CAPÍTULO 3

PLANEACIÓN Y REQUERIMIENTOS PARA LA INSTALACIÓN

DE LÍNEAS SUBTERRÁNEAS CONSIDERACIONES TÉCNICAS.

3.1 INTRODUCCIÓN 48

3.2 LINEAMIENTOS DE LOS PROYECTOS DE LAS LÍNEAS DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA. 48

3.2.1 Trámites previos 48 3.2.2 Oficio resolutivo. 48 3.2.3 Bases del proyecto 48 3.2.4 Aprobación del proyecto 49 3.2.5 Documentación del proyecto. 49

3.3 PLANEACIÓN Y ANÁLISIS ELÉCTRICO Y CIVIL 50

3.3.1 Clasificación de cargas 50

3.3.1.1 Localización geográfica 50

3.3.1.2 Tipo de utilización de la energía cargas residenciales 50 3.3.1.3 Confiablidad 51

3.3.1.4 Sensibles 51 3.3.1.5 Semisensibles 51

3.3.2 Cargas instaladas 51 3.3.3 Densidad de carga 51 3.3.4 Demanda 51

3.3.5 Demanda máxima 52 3.3.6 Factor de demanda 53 3.3.7 Factor de utilización 55 3.3.8 Factor de contribución 56 3.3.9 Factor de carga 56

3.3.10 Factor de diversidad 58 3.3.11 Factor de coincidencia 60 3.3.12 Balanceo 61

3.3.13 Distribución y densidad de carga 61 3.3.14 Factor de potencia 62

3.4 TIPOS DE ESTRUCTURA PARA LA INSTALACIÓN DE MEDIA TENSIÓN 65

3.4.1 Estructura anillo 66 3.4.2 Estructura radial 68

3.4.3 Combinaciones de los sistemas radial, anillo y otros tipos de sistemas en estructuras de media tensión 69

3.5 TIPOS DE SISTEMAS PARA INSTALACIÓN DE BAJA TENSIÓN 70

3.5.1 Red subterránea de baja tensión 70 3.5.2 Sistemas de distribución a 200 A 72 3.5.3 Sistemas de distribución a 600 A 72

3.6 DISEÑO ELÉCTRICO DE UNA RED AUTOMÁTICA 72

3.6.1 Alimentadores primarios 73

3.6.2 Arreglo de alimentadores primarios para un reparto optimo de carga 74 3.6.3 Alimentadores secundarios 74

3.6.3.1 Diseño de la red secundaria 75

3.6.3.2 Reparto de carga y factor de utilización de los secundarios de una

red 76

3.6.4 Número y capacidad de transformadores 77

3.6.4.1 Selección de la capacidad de los transformadores 77

3.7 COORDINACIÓN DE PROTECCIONES 78

3.7.1 Estudio de coordinación de protecciones 78

3.7.1.1 Protectores de automática 80 3.7.1.2 Interruptores 80

CAPÍTULO 4

OBRA CIVIL Y ELECTROMECÁNICA

4.1 INTRODUCCIÓN 85

4.2 REQUERIMIENTOS AVERFICIAR ANTES DE INICIAR UNA OBRA CIVIL 85

4.3 ETAPAS DE LA OBRA CIVIL 85

4.4 DEFINCIÓN DEL DERECHO DE VÍA 85

4.4.1 Objetivos del derecho de vía 86

4.5 DEFINICIÓN DE LA TRAYECTORIA 86

4.6 TIPOS DE TERRENO 87

4.7 INSTALACIÓN DE DUCTOS 87

4.7.1 Cielo abierto por medio de zanjas 87

4.7.1.1 Factor de relleno 89 4.7.1.2 Vaciado de concreto 90 4.7.1.3 Relleno y compactación 90

4.7.1.4 Relleno y compactación con PVC 91

4.7.1.5 Relleno y compactación con PAD banqueta 92 4.7.1.6 Relleno y compactación con PAD arroyo 93

4.7.2 Perforación direccional 94

4.7.3 Perforación direccional vs cielo abierto 96

4.8 COLOCACIÓN DE REGISTROS 97

4.8.1 Registro fabricado en sitio 98 4.8.2 Registro prefabricado 98

4.9 REGISTRO EN BAJA TENSIÓN. 98

4.9.1 Registro en baja tensión tipo 1 98 4.9.2 Registro en baja tensión tipo 2 99

4.9.3 Registro en baja tensión cruce por calle 99

4.10 REGISTRO EN MEDIA TENSIÓN 100

4.10.1 Registro en media tensión tipo 3 101 4.10.2 Registro en media tensión tipo 4 101

4.10.3 Registro en media tensión tipo 4 con tapa cuadrada 101

4.11 LIMPIEZA Y RECTIFICACIÓN 102

4.12 BÓVEDA EN MEDIA TENSIÓN 103

4.12.1 Pozo de visita de media tensión tipo P 103 4.12.2 Pozo de visita de media tensión tipo L 103 4.12.3 Pozo de visita de media tensión tipo T 104 4.12.4 Pozo de visita de media tensión tipo X 104

4.13 LOCALIZACIÓN DE EQUIPOS 105

4.13.1 Bóvedas para equipo 105 4.13.2 Pedestal para equipo 107

4.14 MURETES PARA EQUIPO 108

4.14.1 Muretes para equipo en terreno rocoso 108 4.14.2 Muretes para protección anti choque 109

4.15 MEDIDORES 109

4.16 OBRA ELECTROMECÁNICA 110

4.17 ALMACENAJE 110

4.18 REVISIÓN DEL CABLE DE POTENCIA 110

4.19 REQUISITOS, EQUIPO Y HERRAMIENTA NECESARIA PARA LA INSTALACIÓN DE CABLEADO 112

4.20 INSTALACIÓN DE CABLE 112

4.21 INSTALACIÓN DE ACCESORIO 114

4.22 INSTALACIÓN DE TRANSFORMADORES 115

4.22.1 Instalación y conexión de transformadores 116 4.22.2 Instalación de seccionadores 117

CAPÍTULO 5

CONCLUCIONES 119

BIBLIOGRAFÍA 121

Í N D I C E D E F I G U R A S

Figura 1.1. Descripción de la infraestructura del SEP 21

Figura 1.2. Ejemplos de líneas de distribución aéreas 22

Figura 1.3. Ejemplo de líneas de distribución subterránea 23

Figura 2.1. Constitución de un cable subterráneo 26

Figura 2.2. Cable subterráneo unipolar 29

Figura 2.3. Cable subterráneo bipolar 29

Figura 2.4. Cables subterráneos tripolares con: 30

(a) Conductores con sección transversal circular y cubierta circular (b) Conductores con sección transversal sectoral y cubierta circular (c) Conductores con sección transversal circular y cubierta triangular

Figura 2.5. Cables subterráneos tetrapolares con cubierta circular. 31

(a) Conductores de fases con sección circular y neutro de sección transversal circular.

(b) Conductores de fases con sección transversal sectoral y neutro de sección circular

Figura 2.6. (a) Campo radial en conductor unipolar con pantalla semiconductora 31 (b) Campo radial en conductor tripolar con cubierta circular

con pantalla semiconductora 31

(c) Campo radial en conductor tripolar con cubierta 31 sectoral con pantalla semiconductora 31

Figura 2.7. Cable subterráneo tripolar con sin pantalla semiconductora 32

Figura 2.8. Comportamiento de la tensión respecto con la temperatura en el aislamiento 34

Figura 2.9. Disipación del aislamiento. 34

Figura 2.10. Típico circuito eléctrico. 43

Figura 2.11. Alimentación delta. 44

Figura 2.12. Sistema trifásico a cuatro hilos. 45

      Figura 2.14. Alimentador secundario. 47

Figura 3.1. Curva típica de un transformador conectado a un sistema de distribución52

Figura 3.2. Curva típica de un transformador conectado a un sistema de distribución donde se observa como se determina el periodo de demanda máxima en rectángulo naranja y la demanda promedio (rectángulo azul) con respecto al tiempo. 53

Figura 3.3. En esta figura se puede observar como es que cada carga individual contribuye a la demanda máxima de la demanda máxima del conjunto. 56

Figura 3.4. Curvas típicas del cargas donde se observa como se observa, que en donde el factor de carga es más bajo hay menos intervalos de demandas máximas. 57

(a) Factor carga habitacional Fc= 0.405 (b) Factor de carga comercial Fc=0.706 (c) Factor de carga industrial Fc=0.592

Figura 3.5. En está curva se muestra, que, la suma de las cargas que conforman a la carga en su conjunto siempre, serán las suma de las cargas individuales. 58

Figura 3.6. En esta gráfica se muestra que las cargas se considerar uniformemente puntuales y que en todo momento al consumidor se le considerar como un punto concentrado. 62

Figura 3.7. En estas gráficas se muestran como con diagramas de rectángulo se calculan las pérdidas en el alimentador. 63

Figura 3.8. En esta gráfica se observa las curvas de las demandas anuales de los años 1980 y 1981 y como estas varían demasiado, pero manteniendo una tasa de crecimiento similar. 65

Figura 3.9. Circuito subterráneo en anillo con una sola fuente de alimentación. 67

Figura 3.10. Circuito subterráneo en anillo con dos fuentes de alimentación. 67

Figura 3.11. Circuitos subterráneos en anillo operación radial con más de una fuente de alimentación incluyendo un seccionador de transferencia automática o manual (alimentador selectivo). 68

Figura 3.12. Circuito subterráneo radial con una sola fuente de alimentación. 69

Figura 3.13. Configuración radial en baja tensión. 71

Figura 3.15. Configuración mallado selectivo en baja tensión. 72

Figura 3.16. En el diagrama de bloques se muestra como, debe estar, conformado un sistema de distribución automático y como debe, es que al faltar el alimentador preferente entra el emergente. Este diagrama es válido para todas las estructuras mencionadas excepto la radial. [7] 73

Figura 3.17. Carga entre dos puntos, el punto “a” es el alimentador y el punto “b” es el extremo del alimentador. 75

Figura 3.18. Se muestra el diagrama de bloques para efectuar estudios de coordinación de protecciones. [1] 79

Figura 4.1. Distancia entre las diferentes instalaciones subterráneas paralelas. 87

Figura 4.2. Ejemplo de una excavación a cielo abierto por medio de zanja. 88

Figura 4.3. Separadores en ductos de PVC. 88

Figura 4.4. Cinta de advertencia. 89

Figura 4.5. Factor de relleno de los ductos. 90

Figura 4.6. Vaciado de concreto. 90

Figura 4.7. Relleno y compactación con PVC. 91

Figura 4.8. Relleno y compactación con PAD banqueta. 92

Figura 4.9. Relleno y compactación con PAD arroyo. 93

Figura 4.10. Perforación direccional. 94

Figura 4.11. Corte con disco. 94

Figura 4.12. Intercepción con ductos. 95

Figura 4.13. Registro. 95

Figura 4.14. Acabado de la perforación direccional. 96

Figura 4.15 Registro fabricado en sitio. 97

Figura 4.16. Registro prefabricado. 97

      Figura 4.18. Registro baja tensión tipo 2. 99

Figura 4.19. Registro baja tensión cruce por calle tipo 1 y 2. 100

Figura 4.20. Registro en baja tensión servicios compartidos. 100

Figura 4.21. Registro media tensión tipo 3. 101

Figura 4.22. Registro media tensión tipo 4. 101

Figura 4.23. Registro media tensión tipo 4 tapa cuadrada. 102

Figura 4.24. Diferencia entre tapa redonda y cuadrada. 102

Figura 4.25. Mandril flexible de acero y cilindro verificador de deflexiones. 102

Figura 4.26. Pozo de visita de media tensión tipo P. 103

Figura 4.27. Pozo de visita de media tensión tipo L. 104

Figura 4.28. Pozo de visita de media tensión tipo T. 104

Figura 4.29. Pozo de visita de media tensión tipo X. 105

Figura 4.30. Bóveda para equipo. 106

Figura 4.31. Tapa de bóveda para equipo. 106

Figura 4.32. Bóveda para transformador monofásico. 107

Figura 4.33. Base para transformador sin registro. 107

Figura 4.34. Murete para equipos. 108

Figura 4.35. Murete en terreno rocoso. 108

Figura 4.36. Muérete para protección anti choque. 109

Figura 4.37. Acometida en murete. 109

Í N D I C E D E T A B L A S

Tabla 1.1. Tensión en los sistemas de distribución. 19

Tabla 1.2. Líneas aéreas contra subterráneas, ventajas de cada una. 24

Tabla 3.1. Valores de Acuerdo a su zona en kVA/km2. [5] 50

Tabla 3.2. Factor de demanda para cargas residenciales. [5] 54

Tabla 3.3. Factor de demanda para cargas industriales. [5] 54

Tabla 3.4. Factor de demanda para cargas comerciales. [5] 55

Tabla 3.5. Factores de diversidad y coincidencia de equipos. 59

Tabla 3.6. Arreglo de alimentadores primarios con dos alimentadores. [7] 74

Tabla 3.7. Arreglo de alimentadores primarios con tres alimentadores. [7] 74

Tabla 3.8. Capacidad de cables subterráneos. [7] 76

Tabla 3.9. Capacidad del transformador de distribución comercial subterránea. 78

Tabla 3.10. Capacidad del transformador de distribución residencial subterránea. 78

Tabla 3.11 Interruptores de distribución. [7] 81

Tabla 3.12 Números asignado a los relevadores de sobrecorriente por NEMA. 83

Tabla 4.1. Factor de relleno de los ductos. 89

Tabla 4.2. Peroforacion direccional vs cielo abierto. 96

C A P Í T U L O 1 I N T R O D U C C I Ó N

1.1INTRODUCCIÓN

En la actualidad las líneas de distribución subterráneas en países del primer mundo dan servicio a una gran parte de los consumidores, la utilización de líneas de distribución subterráneas va en aumento (no solo a niveles de distribución sino también en niveles de alta tensión). En México el desarrollo de las líneas subterráneas también ha ido en aumento, debido a los importantes crecimientos de carga.

Por lo anterior es necesario realizar un correcto análisis de ingeniería de distribución sobre el cual se basen todos los aspectos eléctricos, siguiendo los reglamentos nacionales y reforzándolos con los internacionales. Este estudio consiste en varias etapas que se mencionan más adelante en el presente trabajo, pero hay que entender que la distribución eléctrica es importante debido, a que, es fundamentalmente la última etapa de un sistema eléctrico de potencia o sea la iteración de le sistema con el usuario, en pocas palabras el flujo de potencia de la generación a la carga

El desarrollo y estudio de nuevos -o mejoramiento- cables subterráneos en el último periodo es una ventaja importante, ya que estos han tenido un avance tecnológico importante que permiten elegir un cable subterráneo de acuerdo a las necesidades particulares de la región (geográficas).

La correcta planeación del sistema de distribución dan una ventaja importante ya que, de está se desprende una optimización del sistema eléctrico un máximo aprovechamiento del servicio, la elección correcta del equipo y la reducción importante de las pérdidas por efecto joule y otros.

Por eso en este trabajo se realiza un estudio de los diferentes aspectos de la distribución subterránea y su aplicación concreta.

1.2OBJETIVO

1.3JUSTIFICACIÓN

El ámbito acerca de las líneas de distribución subterráneas en México es poco tratado y se cuenta con poca información, y actualmente existe un gran interés en el desarrollo de proyectos subterráneos; sobre todo en lugares donde constantemente se presentan fenómenos atmosféricos que tiran el cableado eléctrico aéreo, como lo es en zonas costeras, tanto por cuestiones estéticas y de contaminación visual.

Las líneas de distribución subterráneas son más costosas que las líneas aéreas pero con la diferencia es que estas no causan tanto peligro para las personas y no tienen menor impacto visual en el ambiente sobre todo en áreas con alta densidad urbana, por consecuencia su confiabilidad aumenta considerablemente disminuyendo el tiempo de interrupción al usuario.

A finales del siglo XX la investigación en este tema ha llevado a que los costos vayan disminuyendo debido a las nuevas tecnologías desarrolladas.

Este trabajo pretende cumplir con todos los aspectos referidos a las normas de distribución nacionales (NOM), internacionales (IEC, IEEE) y así mismo con las especificaciones de CFE y LyF.

1.4ANTECEDENTES HISTÓRICOS

1.4.1 Evolución de los cables subterráneos

En este punto del trabajo se mencionan los aspectos históricos, técnicos, teóricos y prácticos del desarrollo de las líneas subterráneas.

Los alambres aislados se emplearon por primera vez para el telégrafo, hacia la primera mitad del siglo XIX. Los alambres aislados en la transmisión subterránea de energía se emplearon por primera ocasión en la década de los años 1880 aproximadamente, casi en forma simultánea que Edison (en EUA) y Ferranti (en Londres) para sistemas eléctricos de iluminación. Los cables rígidos estaban formados por barras de cobre aislado con una envoltura de yute. La confiabilidad de estos alambres era razonable, y la mayoría de los problemas se debieron al gran número de uniones o empalmes necesarios en un sistema rígido, en el que el conductor no puede ser enrollado en un carrete. [3]

En la ruta que tenía una longitud de 7,5 millas se colocaron 4 cables que comprendían alrededor de 7 puntas. En un lapso de 42 años se presentaron relativamente pocas fallas en las puntas y el cable fue remplazado solo debido a la necesidad de incrementar la corriente en el circuito. A este tipo de conductor rígido siguió el rápido desarrollo de un cable flexible, torcido y, para 1898, la máxima tensión en el aislamiento fue de 2.5 kV/mm (cable de 1 fase). Se investigaron y usaron muchos materiales aislantes, incluyendo papel, algodón, gutapercha, betún vulcanizado y hule. En Búfalo (N.Y.), en 1897, se instalaron cables de hule vulcanizado de 11kV y en San Paul y Miniápolis cables de 25kV en 1900. En 1895 ya se disponía del papel impregnado con aceite, secado al vació y con aceite caliente para 10 kV (circuitos de 1 fase). [3]

En un principio en E.U.A. con frecuencia se colocaban cables en ductos, debido a que la legislación imperante solo permitía las autoridades correspondientes abrir pozos en una ciudad. Las compañías eléctricas rentaron un paso a través de los ductos dispuestos. En este Caso se emplearon cables de un semi núcleo, con aislamiento de hule, debido a su mayor flexibilidad, en comparación con el tipo papel aceite y esta influencia persistió en E.U.A. hasta los años 80´s, con el uso generalizado que se hace del aislamiento elastomerico de un solo núcleo a diferencia de Inglaterra en donde se emplean los cables papel aceite colocados en forma directa en los pozos. [3]

A estos voltajes más bajos se usaron cables de papel aislante (tipo sólido) impregnados de aceite (masa impregnada), frecuentemente con los 3 conductores contenidos en una sola funda. Los 3 conductores se torcieron y aislaron en forma separada y después fueron colocados juntos en espiral. El espacio entre y alrededor de los conductores aislados, fue empacado con papel o yute para formar una superficie circular, la que a su vez se envolvió con un aislamiento. Este cable se llama tipo cinturón y puede tener un blindaje de alambre de acero sobre la funda, debido a que en dichos alambres solo se inducen pequeñas corriente de Eddy mientras que los cables de un solo conductor pueden dar por resultado pérdidas severas y aumento en la impedancia. Con los cables de 3 núcleos las altas tensiones eléctricas se disponen tangencialmente a la superficie del papel aislante, en cuya dirección la fuerza de insulacion es más débil. Para superar ese problema se envuelve cada núcleo en un capa conductora de papel metalizado, lo cual, desde el punto de vista eléctrico, convierte el cable en 3 conductores simples, con la tensión eléctrica totalmente en dirección radial. [3]

1.4.2 Historia de la red subterránea en México

El desarrollo de las líneas de distribución subterráneas en México es una continuación del desarrollo internacional de estas debido a que los avances que se tenían hasta ese entonces son aplicados en el caso de México.

Su inicio se da en el año de 1924 con la introducción de 3 alimentadores radiales con capacidad de 3 000 V, 2 años después (1926) se usaron 2 alimentadores radiales y su capacidad aumentó al doble con 6 000V.

Más adelante en el año de 1928 se instaló una red automática en la subestación Nonoalco con 3 alimentadores radiales que daban 6 000 V. Para el año 1937 se tenía una carga instalada de 10 400 KVA.

En el año de 1940 nace la subestación Jamaica que también contaba una red automática de 3 alimentadores y manejaba 6 000 V. Diez años después (1950) debido a la demanda se construye la red automática de reforma con 5 alimentadores que aun daba 6 000 V. Para la década de los 60´s la demanda era tal, que se inicia la construcción de la red central para abastecer la gran demanda y esta podía entregar hasta 23 000 V esta tensión fue la más alta en su tiempo en los sistemas de distribución tanto aéreos como subterráneos del país.

En la actualidad los sistemas subterráneos de la Ciudad de México está constituida dentro de las delegaciones miguel hidalgo, Cuauhtémoc y las colonias Centro, Morelos, Guerrero, Buenavista, Santa María la Rivera, San Rafael, Tabacalera, Juárez, Cuauhtémoc, Anzures, Polanco, Roma y Condesa. [9]

El desarrollo más importante en México de las instalaciones de distribución subterráneas se ha dado en el centro de la Ciudad de México.

1.5DISTRIBUCIÓN

A diferencia de la generación y transmisión, la distribución es la parte del sistema eléctrico de potencia (SEP) que interactúa con los usuarios (como se ve en la figura 1.1 la posición que ocupa el sistema distribución con respecto al SEP.), donde el suministro de energía eléctrica debe darse bajo ciertos parámetros de calidad, como son tensión, frecuencia, forma de onda, secuencia de fases y continuidad. Los sistemas eléctricos de distribución en el país están compuestos de 6 partes:

b) Subestaciones de distribución: conjunto de equipos eléctricos necesarios para la conversión y seccionamiento de energía eléctrica recibida en bloque y distribuida en diferentes trayectorias a través de los circuitos de distribución. [1]

c) Circuitos de media tensión: circuitos eléctricos que parten de la subestación de distribución y proporciona la potencia eléctrica a los transformadores de distribución, los niveles utilizados en el país van desde 2.4 hasta 34.5 kV. [1]

d) Transformadores de distribución: equipo eléctrico que reduce la tensión de los circuitos de media tensión a la tensión de utilización de los usuarios. [1]

e) Circuitos de baja tensión: circuitos que mandan de los transformadores de distribución y proporcionan el camino a la potencia eléctrica que será entregada a los usuarios. [1]

f) Acometidas: circuitos que interconectan al usuario con los sistemas de distribución. [1]

1.5.1 Definición de distribución eléctrica

La distribución de la energía eléctrica es la última etapa de la infraestructura del sistema eléctrico de potencia que toma la energía eléctrica de la red de alta tensión (230kV- 35kV), la disminuye a valores comerciales (35kV – 120V) y la entrega a los clientes.

La infraestructura de la distribución es extensa; después de todo, la electricidad tiene que ser entregada a los clientes concentrados en ciudades, a los clientes en zonas suburbanas y a los clientes en regiones muy alejadas. Como se observa en la tabla 1, en México existe la normalización de las tensiones de distribución tanto para los circuitos primarios como los secundarios.

Tabla 1.1 Tensión en los sistemas de distribución. [1]

Clasificación de tensión Componente del sistema Tensión nominal kV

Preferente Restringida Congelada

Baja tensión (menor de 1kV) Acometidas y circuitos de baja tensión

0.120 0.127 0.220 0.240

Media tensión (mayor de 1 kV y

menor de 35 kV) Circuitos de media tensión

13.8 23 34.5 2.4 4.4 6.9 11.8 20 Alta tensión (mayor de 35kV y

menor de 230kV) Líneas de subtransmisión

69 115

1.5.2 Distribución primaria y secundaria

1.5.3 Distribución aérea

A lo largo de las calles, callejones, a través de los bosques y en patios traseros, muchas de las líneas de la distribución (ver figura 1.2, ejemplos de líneas aéreas) que alimentan a los clientes son líneas aéreas. Las líneas de distribución aéreas se exponen a los árboles, animales, viento, descargas atmosféricas, coches y papalotes, son un componente crítico en la confiabilidad de los circuitos de la distribución.

1.5.4 Distribución subterránea

Mucha de la distribución nueva es subterránea. La distribución subterránea se oculta mucho más de la visión que las líneas áreas, y es más confiable. Los cables, los conectores, y el equipo de la instalación han avanzado considerablemente a finales del siglo XX, haciendo las instalaciones subterráneas de la distribución más rápidas y menos costosas. En la figura 1.3 se muestra el ejemplo de una línea de distribución subterránea que está siendo instalada.

Figura 1.3. Ejemplo de líneas de distribución subterránea

1.5.5 Distribución aérea contra subterránea

En muchos casos rurales, el costo de circuitos subterráneos es difícil de justificar, especialmente en los circuitos largos con poca carga, dado el número pequeño de los clientes a que estos circuitos alimentan. [2]

Tabla 1.2. Líneas aéreas contra subterráneas, ventajas de cada una. [2]

Aéreo Subterráneo

Costo – ventaja principal, mucho más barato en especial al costo inicial.

Estética – ventaja principal, menor impacto visual.

Vida útil – 30 a 50 años contra 20 a 40 de subterráneo.

Seguridad – menor riesgo de contacto con las personas.

Responsabilidad – apagones de menor duración, se encuentran fallas más rápido y se reparan más rápido.

Mantenimiento – menor costo de mantenimiento (no hay que podar árboles, ni quitar nidos de aves).

La estética es la principal ventaja de las líneas subterráneas. Especialmente en las áreas residenciales, parques, áreas de fauna y áreas turísticas, el impacto visual es importante. Las líneas subterráneas quitan una cantidad significativa del alboroto visual.

Los circuitos aéreos se ven feos. Es posible hacer los circuitos aéreos menos feos con prácticas ordenadas de construcción, postes de fibra de vidrio en vez de madera, manteniendo postes rectos, uso común de postes para reducir el número de los mismos, y así sucesivamente. Aunque sin embargo, siguen siendo feos, y muchos circuitos viejos se ven horribles (postes torcidos, transformadores viejos, etc.).

Los circuitos subterráneos libran de todo ese lío, sin impactos visuales en el aire. Los árboles substituyen a los conductores, y los árboles no tienen que ser ajustados. En el nivel del suelo, no hay postes. Para tener una ventaja máxima, todo el equipo debe ser subterráneo. Hay poca mejora si los circuitos de la televisión y el teléfono todavía se encadenan en los postes.

Las líneas subterráneos son más confiables. Las líneas de aéreas fallan típicamente cerca de 90 veces/100 millas/año; los circuitos subterráneos fallan menos de 10 veces/100 millas/año. Porque las líneas aéreas tienen más averías, causan más caídas de tensión, más interrupciones momentáneas y también más interrupciones de la larga duración. Una desventaja de las líneas subterráneos es cuando fallan, encontrar la falla es más difícil, y reparar el daño o sustituir el equipo toma más de tiempo. Esto puede ser evitado usando mejores técnicas para la localización de fallas. [2]

La instalación subterránea requiere menos mantenimiento periódico. Los circuitos subterráneos no requieren el ajuste del árbol, que es una parte grande del presupuesto de de mantenimiento en distribución. El CEA (Canadian Electricity Association) en 1992 estimaba que el mantenimiento subterráneo del sistema se hizo con un promedio del 2% de la inversión de la planta mientras que los sistemas de aéreos se hicieron con un promedio del 3 al 4%, como dos veces el de sistemas subterráneo. [2]

Las líneas de distribución subterráneas son más seguras al público que las líneas aéreas. Las líneas subterráneas también tienen riesgos, pero tienen menores riesgos que las líneas aéreas.

No se puede asumir que la infraestructura subterránea durará más que la aérea. Los primeros sistemas subterráneos fallaron en una tarifa mucho más alta que esperada. Mientras que la mayoría de los expertos creen que el equipo subterráneo moderno es más confiable, sigue siendo prudente creer que un circuito aéreo durará 40 años, mientras que un circuito subterráneo durará solamente 30 años. [2]

C A P Í T U L O 2

C A B L E S S U B T E R R Á N E O S

2.1 INTRODUCCIÓN

El estudio del cable subterráneo es un aspecto determinante para realizar el proyecto de líneas de distribución subterráneas, por eso en este capítulo, se dedica a conocer los tipos de construcciones comerciales de los cables, partiendo desde conceptos básicos, para saber con base, en que se determinan los elementos que constituyen un cable subterráneo y poder realizar una adecuada elección.

2.2 DEFINICIÓN DE CABLES SUBTERRÁNEOS

Se denomina cable, en general, al conjunto formado por uno o varios conductores cableados, adecuadamente aislados, casi siempre provistos de uno o más recubrimientos protectores. Se llama pieza a la longitud de cable que es objeto de suministro; esta longitud es del orden de decenas o centenas de metro, y un suministro puede incluir varias piezas. Se denomina muestra, a la longitud del cable necesaria para la realización de pruebas y ensayos eléctricos y mecánicos; esta longitud es relativamente corta y no excede de algunos metros. [4]

En la figura 2.1 se muestra una pieza de conductor comercial con sus diferentes capas: conductor eléctrico, pantalla semiconductora, aislamiento, pantalla semiconductora y cubierta exterior se observa la constitución de un cable subterráneo.

En la parte central se encuentran los conductores, su función principal es la de conducir la corriente eléctrica; casi siempre son de cobre o aluminio. Cada uno de estos conductores lleva su propio aislamiento y al conjunto formado por cada conductor y su propio aislamiento se le llama vena.

El conjunto de los conductores de un cable lleva una envoltura aislante común, se le conoce como cintura. Los espacios entre la cintura y las almas se rellenan con espesor aislante o material de relleno. En algunos tipos de cables (los denominados de campo radial), la cintura está sustituida por una delgada capa de material conductor o semiconductor denominada pantalla electrostática: que sirve para uniformar el campo eléctrico.

El aislamiento, la cintura(o en su caso la pantalla) y el material de relleno constituyen los recubrimientos propiamente aislantes del cable, es decir, los que tienen por objeto evitar las perforaciones a causa del campo eléctrico existentes entre los conductores y entre estos y tierra.

Los cables subterráneos llevan distintas capas protectoras, que sirven esencialmente para brindar protección al cable contra los esfuerzos mecánicos, los efectos químicos, los roedores, el agua, etc.:

a) Las envolturas metálicas de los cables aislados de sustancias hidroscopicas (papel impregnado) destinadas a evitar el paso de la humedad hasta estas sustancias. Generalmente, estas envolturas son de metal blando. [4]

b) Las armaduras o envolturas metálicas de papel duro (hierro, acero, etc.), destinadas a proteger el cable contra las acciones mecánicas exteriores. Los cables provistos de armaduras se denominan cables armados. [4]

c) Las cubiertas, que recubren exteriormente el cable, constituidas por materiales textiles, derivados del caucho, sustancias termoplásticas, etc.… Y destinadas a proteger los peligros de corrosión y otros agentes químicos, a las armaduras y envolturas mecánicas. [4]

2.2.1 Magnitudes características del cable subterráneo

Valores Nominales: Los que caracterizan las magnitudes empleadas en las designación de un cable, para indicar sus características de funcionamiento y sus posibilidades de utilización. Las condiciones de ensayo y condiciones límites se expresan también con condiciones nominales, excepto especificación contraria. [4]

Valores Prescritos: Caracterizan al cable en lo que se hace referencia a sus dimensiones, propiedades, etc.… Pueden tener carácter de valoración teóricos si están prescritos o calculados con gran exactitud y a los cuales se refieren las prescripciones y tolerancias impuestas por las normas vigentes, o de valores efectivos, que son los obtenidos en las medidas efectuadas en ocasión de las pruebas prescritas por las normas.[4]

Valores Orientativos: Aunque no vienen impuestos por las normas, satisfacen dentro un margen de tolerancia ciertas características prácticas o que vienen condicionadas por las técnicas de fabricación. Los valore orientativos sirven para determinar por cálculo las dimensiones, para garantizar determinadas propiedades o para caracterizar el funcionamiento en condición normales. [4]

Funcionamiento del cable:

a) Tensión Nominal de la Red (Vn): Es el valor eficaz de la tensión entre conductores de línea para que la red ha sido designada. [4]

b) Tensión máxima de la red (Vm), es el valor eficaz más elevado de la tensión entre conductores de línea, que puede ser mantenida en las condiciones normales de explotación en todo instante y en cualquier punto de la red. Excluye las variaciones temporales y transitorias y transitorias de tensión debidas a condiciones de defecto o ha repentina desconexión de cargas importantes. [4]

c) Tensión Nominal del Cable (Eo/E): Es la tensión nominal a frecuencia industrial para la cual el cable a sido construido y a la cual debe poder funcionar continuamente en condiciones normales de servicio. La tensión nominal del cable se designa por dos valores que corresponden, respectivamente, a la tensión entre cada uno de los conductores y la envoltura metálica y la pantalla (Eo) y a la tensión cualesquiera de los conductores (E). [4]

d) Grado de Aislamiento de un cable: Es una designación empírica que tiene en cuenta las características constructivas y de prueba del cable. Su valor coincide con el de la tensión de prueba a frecuencia industrial al cual debe de someterse la pieza del cable, expresado en kV. [4]

f) Tensión de impulso (Ep): Es el valor de cresta de la tensión comprobada ha las ondas de choque, entre cada uno de los conductores y las pantalla o la envoltura metálica para la cual se ha establecido el cable. [4]

2.3 CONFIGURACIONES DE LOS CABLES SUBTERRÁNEOS

2.3.1 Cables subterráneos unipolares

Los cables unipolares son de un solo conductor de sección circular, ver figura 2.2, con el aislamiento circular y los recubrimientos protectores que sean necesarios, (la corrosión, deterioros mecánicos, etc.) pueden o no ser armados.

Figura 2.2. Cable subterráneo unipolar

2.3.2 Cables subterráneos bipolares

Estos cables se utilizan normalmente en el transporte de energía eléctrica por corriente continua, por corriente alterna monofásica o bifásica. Están constituidos por dos conductores de sección circular, con cubierta exterior de sección circular, ver figura 2.3. Estos cables son poco utilizados en la red de distribución de México.

Figura 2.3. Cable subterráneo bipolar

2.3.3 Cables subterráneos tripolares

También existen los conductores que tienen sección sectoral, siendo la cubierta de sección circular; para las mismas medidas del cable, el área de conducción es más grande en el cable de sección sectoral (observar figura 2.4b), que el cable de sección circular, por lo que se podrían utilizar para la instalación en los lugares en que el espacio disponible es más pequeño; sin embargo su fabricación resulta más laboriosa que la de los cable de sección circular y, además, se presentan problemas de tipo eléctrico, ya que los esfuerzos eléctricos a que está sometido el papel aislante son más elevados, lo que reduce su campo de aplicación hasta unos 10 kV mientras que los cables de sección circular admiten tensiones mucho más grandes. [4]

También existen los cables llamados triplomo, (figura 2.4c) la sección de los conductores es circular, pero la sección de cubierta exterior es triangular, con los que resulta un ahorro del material aislante.

(a) (b) (c)

Figura 2.4. Cables subterráneos tripolares con:

(a) Conductores con sección transversal circular y cubierta circular. (b) Conductores con sección transversal sectoral y cubierta circular. (c) Conductores con sección transversal circular y cubierta triangular.

2.3.4 Cables subterráneos tetrapolares

Estos cables se utilizan normalmente en el transporte de energía eléctrica por corriente alterna trifásica con neutro. El neutro es de menor sección que los conductores de las fases. Existen dos tipos de cables tetrapolares el primero es en el que todos los conductores son de sección circular, con cubierta también de sección circular (figura 2.5a).

(a) (b)

Figura 2.5. Cables subterráneos tetrapolares con cubierta circular.

(a) Conductores de fases con sección circular y neutro de sección transversal circular. (b) Conductores de fases con sección transversal sectoral y neutro de sección circular.

2.4 CABLES SUBTERRÁNEOS DE CAMPO RADIAL

En un cabe unipolar, las líneas de fuerza del campo electrostático tiene el aspecto representado en las figura 2.6, es decir, se trata de un campo radial, establecido entre la parte metálica del conductor y la envoltura metálica del exterior. Por lo tanto, los esfuerzos eléctricos a este campo electrostático solo son soportados por el aislamiento del conductor. En la figura 2.6a se observa un cable subterráneo unipolar con campo radial y se observa como se distribuye el esfuerzo de las líneas del campo eléctrico debido a la pantalla electrostática, en la figura 2.6b y 2.6c se observa el mismo efecto pero con cables subterráneos tripolares uno de forro exterior circular y el otro forro exterior triangular.

(a) (b) (c)

Figura 2.6. (a) Campo radial en conductor unipolar con pantalla semiconductora (b) Campo radial en conductor tripolar con cubierta circular con pantalla semiconductora (c) Campo radial en conductor tripolar con cubierta sectoral con pantalla semiconductora

Debe procurarse que arriba de tensiones de 15 kV sean cables subterráneos de campo radial. [4]

El relleno entre conductores queda casi exento de esfuerzos debido al campo eléctrico tangencial. Las hojas metálicas individuales, denominadas pantallas, deben, ponerse a tierra para lo que en conjunto se envuelve en una cinta algodón tejida con algunos hilos de cobre que aseguran el contacto eléctrico entre las capas metalizadas individuales y la envoltura metálica exterior, la cual se pone directamente a tierra.

2.5 CABLES SUBTERRÁNEOS DE CAMPO NO RADIAL

Pero en un cable tripolar, destinado para transportar una corriente trifásica con aislamiento conjunto de los tres conductores, el campo electrostático tiene la forma representada en la figura 2.7. Ya no se trata de un campo radial sino que cada línea de fuerza puede descomponerse en dos componentes, una perpendicular y otra tangencial al aislante común. Esta desigualdad en las líneas de fuerzas es debida a que los potenciales existentes entre cada uno de los conductores y la envoltura metálica exterior, no son simultánea mente iguales, debido al reparto de tensiones existentes en todo el sistema trifásico.

Figura 2.7 Cable subterráneo tripolar con sin pantalla semiconductora

De las dos componentes de campo eléctrico, la componente perpendicular a la capa aislante común ejerce un esfuerzo eléctrico sobre esta que es soportado perfectamente por dicha capa, ya que ha sido prevista, para resistir este esfuerzo. Pero los esfuerzos debidos a la componente tangencial son soportados por la masa de relleno existente entre los tres conductores, la cual tiene una resistencia de perforación que es, aproximadamente, la decima parte de la correspondiente a la capa aislante. En resumen, que existe el riesgo de una perforación eléctrica longitudinal, por lo que los cables de campo no radial tiene aplicación solamente hasta tensiones de 15 kV. [4]

2.6 TIPOS DE AISLAMIENTO EMPLEADOS EN LOS CABLES SUBTERRÁNEOS

Los materiales aislante que se emplean en los cables subterráneos son bastante numerosos. Por supuesto, cada tensión necesita el aislante que por sus características eléctricas, mecánicas, químicas y económicas, sea el más apropiado.

a) Resistividad: Para caracterizar a un aislante se da la resistencia específica o resistividad en Ohms por cm. [4]

b) Constante dieléctrica es el cociente entre la constante eléctrica absoluta  un cuerpo y la constante dieléctrica en el vacío , o sea que se trata de la relación:

Y representa, por lo tanto, el número de veces que un cuerpo es más aislante, depende esencialmente de la temperatura, del valor de la tensión y de la frecuencia; no obstante, las variaciones no suelen ser importante, especialmente con tensión alternas. La constante dieléctrica de los materiales aislantes empleados en los cables subterráneos, está comprendida entre 2 y 10. Naturalmente, ningún cuerpo puede tener una constante dieléctrica menor que la unidad. [4]

c) Rigidez Dieléctrica: Es el cociente entre la tensión de perforación o tensión disruptiva y la distancia entre la placa del aíslate, o sea;

Figura 2.8. Comportamiento de la tensión respecto con la temperatura en el aislamiento

Al crecer el espesor del aislante, se reduce el valor de la rigidez dieléctrica según leyes empírica, distintas para cada tipo aislante.

d) Factor de Disipación. En la corriente capacitiva de carga de un condensador, aparece siempre una componente activa (figura 2.9), de pequeño valor, debido a la conductividad eléctrica del propio condensador, esta corriente activa provoca calentamiento por efecto Joule y, por lo tanto, pérdidas de potencia; a la relación entre las componentes activa y reactiva. Se le denomina factor de pérdidas y al ángulo se le llama ángulo de pérdidas. Las pérdidas dieléctricas del condensador vienen dadas por:

2.6.1 Papel impregnado

Actualmente, y a pesar de la aparición de los nuevos materiales aislantes, el papel impregnado es todavía el más utilizado de los materiales aislantes.

El papel constituye un producto a fieltrado de fibra, copos y escamas, compuestos sobre todo por celulosa, pero que también puede contener materiales orgánicos artificiales, o vidrio, asbesto y mica. El papel a base de celulosa es el más empleado. Tiene excelentes propiedades dieléctricas pero el gran inconveniente de resultar muy higroscópico y la humedad le hace perder sus propiedades aislantes; por esta razón, el papel no puede utilizarse por si solo como material aislante, sino que debe impregnarse de alguna otra sustancia aislante liquida (resinas, aceites minerales, etc.) o bien sumergirse en aceites minerales o, finalmente, rodearse de algún gas seco a presión. De esta forma es como se emplea como material aislante en los cables subterráneos y ya no puede considerarse como aislante sólido si no su comportamiento dieléctrico es muy distinto, debido particularmente a la posible ionización o desprendimiento de gases que pueden aparecer a partir de ciertas tensiones. La impregnación se realiza con aceite fluido similar a la de los transformadores o con aceite especial, constituido por una mezcla de 75% de aceite mineral y 25% de colofonia. El aceite espeso no debe fluir a temperaturas de 40º a 50º C, ni solidificarse a temperaturas inferiores, pero en cambio ha de ser lo suficientemente fluido para permitir una buena impregnación del papel en caliente a 130º C. [4]

La masa aislante es consistente pero plástica a la temperatura ordinaria, volviéndose fluida en caliente por lo que el papel la absorbe, rellenando así todas los grietas de aire y evitando de esta forma la formación de ozono por ionización del aire, lo que provocaría una disminución de las propiedades dieléctricas del papel. [4]

2.6.2 Aislantes secos

Los aislantes secos que se emplean como aislamientos de los cables subterráneos comprenden, por un lado los materiales plásticos (termoplásticos y termoestables) y, por otro lado, los elastómeros, es decir los derivados del caucho.

Entre los más usados son los plastificantes, que proporcionan a los materiales características de flexibilidad y elasticidad, los estabilizadores destinados a contrarrestar los efectos químicos exteriores y los endurecedores que aceleran el endurecimiento de los plásticos aumentar su dureza. Los materiales termoplásticos en la fabricación de cables subterráneos, figuran el policloruro de vinilo y polietileno. [4]

2.7 MATERIALES EMPLEADOS EN LOS CABLES SUBTERRÁNEOS

2.7.1 Materiales de relleno para cables subterráneos

Los materiales de relleno son masas que ocupan los huecos que quedan entre las almas una vez cableadas y sirven para dar una forma cilíndrica al cable. En los cables aislados con papel impregnado, estos materiales pueden ser de papel o yute. En los cables asilados con elastómero o con plásticos, normalmente acostumbran a estar formados por masas de los mismos materiales que constituyen el aislamiento del conductor.

2.7.2 Materiales empleados en las pantallas de cables subterráneos de campo radial

La pantalla se emplea en los cables subterráneos de campo radial; están constituidas por una fina capa conductora o semiconductora aplicada en estrecho contacto con la superficie del aislamiento individual de la capa conductora. Generalmente, están constituidas por una o más cintas metálicas; otras veces se disponen papel metalizado.

Las pantallas pueden disponerse:

a) Entre el conductor y el aislamiento

b) Sobre el aislamiento de cada alma

c) Sobre un conjunto de almas apantalladas reunidas

2.8 CARACTERÍSTICAS ELÉCTRICAS

La rigidez dieléctrica de un material aislante es el valor de la intensidad de campo eléctrico al que hay que someterlo para que produzca una perforación en el aislamiento. Normalmente, este valor es cercano al del gradiente de prueba y de 4 a 5 veces mayor que el gradiente de operación normal. Las unidades en las que se expresa este valor por lo común es kV/mm. El gradiente o esfuerzo de tensión de operación de un cable en cualquier punto x del aislamiento se calcula con la siguiente expresión:

      Donde:

V0 = tensión al neutro del sistema [kV]

D = diámetro sobre el aislamiento [mm]

d = diámetro sobre la pantalla semiconductora que esta sobre el conductor [mm] dx = distancia a la que desea conocer el valor del gradiente [mm]

2.9 COMPARACIÓN DE CONDUCTORES EP VS XLP

El hule etileno propileno (EP) y el polietileno de cadena cruzada (XLP) son los principales materiales empleados en la actualidad para cables de energía, con aislamiento extruido, en media tensión. Esto no significa que los cables aislados con EP y con XLP se comporten igualmente bien y con la misma probabilidad de perdurar bajo las condiciones encontradas en operación normal. La selección se debe realizar con base en una comparación de su comportamiento en servicio, y de pruebas en laboratorio que correlacionen las exigencias de operación y las que se presenten en su instalación.

2.9.1 Comportamiento en servicio

Los cables aislados con XLP y EP fueron introducidos en servicio comercial en 5 kV y tensiones mayores a principios de 1961 y 1962, respectivamente. Desde entonces se han instalado muchos kilómetros de cables con ambos aislamientos. En general las estadísticas de servicio para los dos materiales han sido satisfactorias. La mayoría de las fallas se han debido a daños mecánicos o a condiciones particulares del ambiente (presencia de agua, etc.). [5]

Uno de los mayores problemas que se presentan es cuando existe la presencia de agua, pues representa la condición ambiental más severa que se puede encontrara en servicio para cualquier tipo de material que se utilice como aislamiento en cables de energía.

En particular, se sabe que los cables aislados con XLP y EP, y complementados con pantalla sobre el aislamiento a base de cintas textiles semiconductoras (diseños de hace unos 20 años), son susceptibles a la formación de arborescencias cuando se instalan en lugares húmedos. Las arborescencias son caminos conductores que se forman dentro del aislamiento y, si bien con el uso de semiconductores extruidos parece haber disminuido la incidencia de las fallas de este tipo, en pruebas de larga duración en agua se ha encontrado que se continúan desarrollando arborescencias potencialmente peligrosas. [5]

Las arborescencias son causadas por 3 factores concurrentes:  Agua en el aislamiento.

 Tensión aplicada de corriente alterna.

En general, la presencia de estos tres factores causa una disminución en la vida del cable, que es más pronunciada para el XLP que para el EP.

2.9.2 Pruebas relacionadas con la operación

La selección de cables aislados con EP o XLP también se puede basar en la comparación del comportamiento en pruebas que simulen las condiciones de operación manual, de sobrecarga y de sobretensiones.

La calificación real para la tensión y temperatura de cada cable debe determinarse tomando en cuenta los factores de esfuerzo que pueda estar presentes durante el servicio. Estos factores se pueden considerar en los tres grandes grupos siguientes:

 Factores eléctricos.  Factores térmicos.  Factores ambientales. [5]

En correspondencia, las pruebas de laboratorio usadas para simular las condiciones de servicio son las siguientes:

 Prueba de ruptura en tensión de corriente alterna y de impulso.  Pruebas de envejecimiento bajo ciclos térmicos.

 Pruebas eléctricas de larga duración en agua

El primer factor, el esfuerzo eléctrico de ruptura, se evalúa a través de pruebas de corto tiempo, de tal manera que las condiciones reales de servicio prácticamente no se toman en cuenta. Por el contrario, en las pruebas de envejecimiento cíclico y larga duración en agua, se combinan los factores térmicos y ambientales con los factores eléctricos. [5]

2.9.3 Pruebas de ruptura en tensión de c.a. y de impulso

En este punto del trabajo se mencionan las características y parámetros de las prueba de ruptura en tensión de c.a. y de impulso que se le realizan tanto para los cables EP como para los XLP.

Un cable aislado con XLP puede soportar, a temperatura ambiente, mayores tensiones de c.a. y de impulso que el EP, a menos que contenga burbujas o cavidades de grandes dimensiones o que sus pantallas hayan sido dañadas de tal forma que se desarrollan descargas parciales. [5]

Esta situación se invierte a medida que pasamos de la temperatura ambiente a la de operación (90 °C), sobrecarga (130 °C) y cortocircuito (250 AC). [5]

Aun más, en el intervalo entre las temperaturas de emergencia y sobrecarga, las propiedades físicas del XLP están en su totalidad por debajo de aquellas de un buen aislamiento de EP. [5]

Por otro lado, existe bastante información acerca de la vulnerabilidad del XLP al ataque de las descargas parciales. En la práctica, incluso la presencia de microcavidades que no pueden ser detectadas con los equipos más avanzados puede reducir en más de un 30% el esfuerzo dieléctrico que pueden soportar los cables XLP. . [5]

2.9.4 PRUEBAS DE ENVEJECIMIENTO CÍCLICO

Estas pruebas constituyen el método más efectivo de laboratorio para comprobar la confiabilidad en servicio de cables de media tensión. El factor más importante es el tiempo que tarda en presentarse la ruptura, aunque también deben considerarse los cambios de la tan δ y del nivel de descargas parciales.

Los cables con aislamiento de XLP y EP, diseñados y fabricados con la construcción de pantallas adecuadas, se comportan bien en estas pruebas, aunque el EP muestra resultados superiores a los del XLP. [5]

En conclusión, el envejecimiento eléctrico de un buen cable (libre de descargas) parece estar gobernado por la presencia de microcavidades de dimensiones ya pequeñas que no pueden ser detectadas por equipos detectores de las descargas parciales.

Cuando se prueben los cables bajo esfuerzos térmicos, deben considerarse que los cables de energía están diseñados para 3 gamas de temperatura, cada una relacionada con una duración típica:

 Temperatura de servicio normal o continuo

 Temperatura de emergencia por sobrecargas, hasta 100 h por año  Temperatura de corto circuito normalmente hasta de 1 segundo 5

Tanto los cables de energía asilados con EP como con XLP están calificados actualmente para temperaturas normales de 90 °C en servicio continuo, 180°C en emergencia o sobrecargas y 250°C por corto circuito. [5]

En particular para las temperaturas más altas debe garantizarse la estabilidad mecánica y las pantallas semiconductoras.

Cuando se combina con la superficie cerosa y deslizante del XLP, esta caracteriza de expansión térmica dificulta la confección de empalmes y terminales confiables en el campo. Es más, la tendencia del XLP a deslizarse y fluir durante los ciclos térmicos extremos ha sido relacionada por algunos autores con el posible desarrollo consecuente de cavidades en los empalmes y terminales, las cuales muy probablemente sean aéreas para concentración de humedad y descargas parciales. [5]

Como se menciona en diversos artículos, el EP no exhibe el mismo grado de contracción longitudinal, expansión radial y características de flujo que tiene el XLP a temperatura arribas de 100 °C. [5]

2.9.5 Pruebas eléctricas de larga duración en agua

Los cables instalados en ductos y directamente enterrados, con frecuencia se exponen a agentes, de los cuales el agua es el más frecuente y uno de los que causa más problemas.

El agua es una severa condición ambiental, debida a que, en su presencia, la resistencia del cable a los esfuerzos térmicos y eléctricos se reduce.

La mejor manera de comprobar y predecir la probabilidad de supervivencia de un cable es una prueba acelerada de larga duración que simula el efecto de este ambiente sobre los cables. En esta prueba, ampliamente usada en muchos laboratorios industriales para calificar diferentes tipos de aislamiento, los cables con EP superan en todo caso a los cables con XLP, con un promedio de vida por lo menos del doble. Esta mayor resistencia al agua y al esfuerzo es otra importante razón para preferir los cables aislados con EP a los aislados con XLP. [5]

Debido a la disminución de las expectativas de vida en agua, es necesario, especialmente en el caso de cables con XLP, reducir tanto como sea posible las irregularidades (cavidades, inclusiones debidas a contaminantes, etc.). Las especificaciones actuales para la manufactura de cables de energía permiten el uso de conductores con cuerdas selladas por medio de materiales elastoméricos aplicados entre los hilos del conductor, para evitar el ingreso longitudinal del agua al cable atreves del conductor. Como complemento se aplican cintas hinchables por abajo y arriba de la pantalla metálica para que, en caso de que se rompa la cubierta del cable, el cable no circule por el espacio entre la pantalla metálica y la cubierta. Algunos diseños especiales de cable emplean una cinta de aluminio adherida a la cubierta del cable por la parte interna para evitar el ingreso radial del agua al cable. [5]

2.9.6 Instalación manejo de los cables

Algunos usuarios prefieren el EP por su mayor flexibilidad que lo hace superior al XLP al facilitar su manejo durante la instalación. Esta preferencia se hace más notable en el caso de cables con mayores tensiones. La dureza de los cables de XLP de grandes dimensiones obliga a algunos usuarios a precalentar los extremos de los mismos en los pozos solo para colocar el cable en posición adecuada para empalmar.

2.9.7 Empalmes y terminales

De acuerdo con la experiencia el acabado superficial para la preparación de los accesorios, especialmente en el caso de accesorios encintados o premoldeados, es de fundamental importancia para el XLP, mientras que para el EP pueden ser menos precisos. En pruebas de tensión y vida se ha observado gran número de rupturas en terminales no ejecutadas adecuadamente en XLP (pequeñas ondulaciones, raspaduras, cortes, etc.), o en el caso de pantallas de cintas aun con muy pequeñas discontinuidades. Estos problemas nunca se han observado en terminales con cables EP que presenten defectos similares. Este fenómeno se debe a la bien conocida vulnerabilidad del XLP a las descargas parciales originadas en puntos o cavidades sometidas altos esfuerzos. [5]

Otro factor en relación con el acabado superficial es la resistencia a la absorción de humedad; una vez más, la superficie raspada de cables con EP es menos peligrosa que en el caso de cables con XLP. [5]

2.9.8 Comparación entre EP y XLP

Todas las consideraciones anteriores llevan a la conclusión de que los cables aislados con EP son más confiables en servicio que los cables aislados con XLP. En particular, puede hacerse resaltar las siguientes ventajas del EP sobre el XLP:

 Definitivamente, mayor resistencia a las arborescencias en presencia de agua  Resistencia a las descargas parciales (corona) aun cuando sean indetectables  Mayor estabilidad del esfuerzo dieléctrico con el incremento de las dimensiones

del cable.

 Mejor retención de las propiedades físicas y eléctricas a las temperaturas de emergencia y de corto circuito.

 Mayor tiempo de vida tanto en condiciones secas como bajos ciclos térmicos y en el agua

 Menor coeficiente de expansión térmica, lo cual conduce a una mayor estabilidad de los sistemas de pantallas

2.10 NORMAS PARA LA ELECCIÓN DE UN CABLE SUBTERRÁNEO.

Para la elección de un cable subterráneo han de tenerse en cuenta cuatro factores fundamentales:

a) Tensión de la red y régimen de explotación b) Intensidad que debe transportar el cable

c) Intensidades de cortocircuito y tiempo de cortocircuito d) Caídas de tensión de régimen de intensidad máxima prevista

La importancia de estos factores depende de la tensión de servicio de cable. Por ejemplo: para bajas tensiones de servicio puede ser determinante la caída de tensión, factor que tiene poca importancia en altas tensiones de servicio; sin embargo, en este último caso tiene gran importancia el régimen de explotación de la red, factor poco importante para bajas tensiones de servicio.

2.11 CÁLCULO DE CONDUCTORES POR CAIDA DE TENSION

La tensión en las terminales de la carga es por lo general menor que la tensión de alimentación, la diferencia de tensión entre estos 2 puntos se conoce como la caída de tensión, las notas técnicas de instalaciones eléctricas, recomiendan que la máxima caída de tensión (desde la alimentación hasta la carga) no debe exceder el 5%.

De los cuales el 3% son de circuitos derivados del tablero o del interruptor de salida. El 2 % corresponde al circuito alimentador. Una caída de tensión excesiva mayor al 5% lleva a resultados indeseados, debido a que la tensión en la carga se reduce; en las lámparas incandescentes se reduce notablemente el nivel de iluminación, en las lámparas fluorescentes dificultad en el arranque, parpadeo, calentamiento de los balastros, etc.

En el equipo de control los relevadores no pueden operar, en motores la reducción de tensión se traduce en un incremento de la corriente, produciendo calentamiento y en algunas ocasiones causa problemas en el arranque, por esta razón no es suficiente calcular los conductores de corriente, es decir, seleccionar el calibre de un conductor de acuerdo a su corriente que circula por los mismos.

Las fórmulas que se desarrollan a continuación llevan la siguiente nomenclatura:

W → potencia en Watts I → corriente en Amperes Vf→ tensión entre fases

Vn→ tensión de línea a neutro

cos θ→ factor de potencia (0.9 o 90%, disposiciones relativas de suministro y venta de energía eléctrica)

R → resistencia de un conductor en Ω (Ohms)

Ρ→ resistividad del cobre 1/58 expresado en m/mm2, muchas veces se considera 1/50 L → longitud del conductor en metros

s → sección del conductor en metros

E → caída de tensión de fase a neutro en Volts Ef→ caída de tensión entre fases

E% → caída de tensión en porciento

%

El estudio de la caída de tensión se puede realizar para casos específicos similares a los que se tienen en las instalaciones eléctricas. El concepto general es el mismo usado en un circuito eléctrico, como se muestra en la figura 2.10.

Figura 2.10. Típico circuito eléctrico.

La potencia que consume la carga es:

  cos

La caída de tensión por resistencia del conductor:      

La resistencia de los conductores:

Siendo la resistividad para el cobre:

      De donde:

%           %   

2.11.1 Sistema trifásico a tres hilos (alimentación delta)

En la siguiente figura 2.11 se muestra el diagrama de una alimentación delta que es un sistema trifásico de tres hilos.

Figura 2.11. Alimentación delta.

Donde W/3 es la carga por fase

La potencia que consume la carga trifásica es: √   cos

La caída de tensión entre fases es:

√    

Donde:

         √    

El porciento de caída de tensión es:

2.11.2 Sistema trifásico a cuatro hilos

En la siguiente figura 2.12 se muestra un sistema trifásico a cuatro hilos, donde W/3 es la carga por fase

Figura 2.12. Sistema trifásico a cuatro hilos.

La potencia que consume la carga trifásica es:

√      

La caída de tensión entre fases es:

√     √    

Expresando esta caída de tensión en porciento

%     

2.12 CAÍDA DE TENSIÓN EN LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN

Para los cálculos de caída de tensión y corto circuito se toman los valores de resistencia y reactancias en Ω/km correspondientes al tipo y calibre del conductor a emplear. En la siguiente figura 2.13 se puede apreciar un típico sistema de distribución con sus valores.

Figura 2.13. Caída de tensión en sistemas de distribución.

En condiciones normales de operación, la caída de tensión máxima permitida será:  Para la red de media tensión 1%

 Para la red de baja tensión del 3%  Para acometidas de 1%

2.12.1 Métodos para el cálculo de caída de tensión de fraccionamientos y unidades habitacionales

La caída de tensión representa las pérdidas de tensión que existen en los circuitos eléctricos debido a la impedancia propia del conductor y a la corriente.

En las redes de distribución de baja tensión de fraccionamientos y unidades habitacionales los secundarios no alimentan cargas uniformemente distribuidas a lo largo de la red de baja tensión, sino que normalmente hay variaciones entre la separación de las cargas; sin embargo para fines de cálculo se consideran uniformemente distribuidas a lo largo del circuito.

Figura 2.14. Alimentador secundario.

Donde:

I → corriente en Amperes que circula por el alimentador secundario Z → impedancia o caída unitaria del cable expresada en Ω/km L → longitud del tramo expresada en km

W → carga expresada en Amperes o Watts.

2.13 CAÍDA TOTAL DE TENSIÓN

En sistemas con cargas monofásicas (por conductor y por fase)

En sistemas de longitudes de tramos diferentes el cálculo de la caída de tensión (entre fases con áreas de sección transversal iguales).

√  

En caso de longitudes de tramos diferentes el cálculo de la caída de tensión debe considerarse por nodos:

Debe sumarse el total de los corrientes incidentes en un mismo punto y tomar ese nodo como una carga concentrada, la caída de tensión total es la suma de las caídas de tensión de cada uno de los nodos que intervienen en los cálculos.