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ASOCIACIÓN ELECTROTÉCNICA ARGENTINA 1913-2006
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REGLAMENTACION PARA ESTACIONES TRANSFORMADORAS
AEA-95402 Edición (2006) Página I
Comité de Estudios CE N°31 Comisión de Estaciones Transformadoras Integrantes Presidente:
Ing. Juan Carlos ALANIZ (Edenor S.A.)
Secretario
Ing. Sergio Vázquez (Edesur S.A.)
Miembros Permanentes:
Ing. Adrian Kisielewsky (Edenor S.A.) Ing. Adrián Lamas (Edesur S.A.) Ing. Franco Bramante (Consultor privado) Ing. José Martinez Fayó (ENERSA) Ing. Roberto Perez (EPE S.A.) Ing. Ariel Lichtig (Artec Ingeniería S.A.) Ing. Francisco Cavallaro (Edenor S.A.) Ing. Edgardo Molgaray (Edenor S.A.)
Ing. Angel Santos (EyP Ingeniería) Miembros invitados:
Ing. Fernando Seguí (Transener S.A.) Ing. Norberto Sirabonián (SIRESPRO S.A.)
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Comisión de Normalización Integrantes Presidente:
Ing. Norberto O. BROVEGLIO (CD – AEA)
Secretario:
Ing. Natalio FISCHER (Director del EON)
Miembros Permanentes:
Ing. Carlos A. GALIZIA (CD – AEA) Ing. Alberto IACONIS (APSE) Ing. Víctor OSETE (CD – AEA) Ing. Jorge PUJOLAR (CD – AEA)
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Prólogo La Asociación Electrotécnica Argentina es una institución civil sin fines de lucro, de carácter privado, creada en 1913 para fomentar el desarrollo de todos los campos de la Electrotecnia. Es el ámbito adecuado para el estudio e información de los aspectos teóricos de la Ingeniería Eléctrica, como así también para el establecimiento de documentos normativos, en todo lo referente a las aplicaciones tecnológicas y a los avances e innovaciones en este campo. Los documentos normativos producidos son recomendaciones de uso nacional y se publican bajo la forma de Reglamentaciones, Normas, Especificaciones Técnicas, Guías o Informes Técnicos, algunos de los cuales han sido adoptados por diversas Leyes, Resoluciones y Ordenanzas, de carácter oficial. El Comité de Estudios CE N°31 “Estaciones Transformadoras” tiene como principal objetivo el desarrollo de documentos normativos referentes a las instalaciones de maniobra y transformación destinadas a la transmisión y distribución de energía eléctrica en Corriente Alterna, cuyo nivel de tensión primaria sea superior a 36 kV.
Consideraciones Generales La Asociación Electrotécnica Argentina ha editado los documentos: “Reglamentación para la Ejecución de Líneas Aéreas Exteriores de Media Tensión y Alta Tensión”, “Reglamentación para la Ejecución de Líneas Aéreas Exteriores de Baja Tensión”, “Reglamentación sobre Líneas Subterráneas Exteriores de Energía y Telecomunicaciones”, “Reglamentación para Centros de Transformación y de Suministro de Distribución” y “Reglamentación para la Ejecución de Instalaciones Eléctricas en Inmuebles”, que abarcan diferentes tipos de instalaciones en todos los niveles de tensión utilizados en nuestro país. No obstante, no disponía hasta el presente de ningún documento normativo de aplicación a las instalaciones de maniobra y transformación de tensiones superiores a los 36 kV, que completase el marco reglamentario definido en las Reglamentaciones citadas. La Asociación Electrotécnica Argentina, consciente de lo expuesto y considerando que es de interés general contar con documentos normativos que regulen la ejecución de estas instalaciones, entre otras acciones, decidió conformar el Comité de Estudio CE N°31, y encomendar a éste la realización de la presente Reglamentación. Si bien esta Reglamentación es de aplicación a instalaciones de maniobra o transformación destinadas al servicio público (Distribuidoras, Generadoras, Transportistas, etc.) podrá servir como guía para la ejecución de Instalaciones no destinadas a este tipo de servicio, como ser las pertenecientes a industrias, ferrocarriles, etc., hasta tanto sea desarrollado el documento normativo específico. En la elaboración de esta Reglamentación se tuvo como premisa establecer que las instalaciones tratadas provean un elevado nivel de seguridad de las personas y bienes previniendo los riesgos asociados, que su afectación al medio ambiente sea acotada, que brinden un correcto funcionamiento para el uso previsto y facilidades apropiadas para su explotación por parte de personal entrenado, considerado los avances de las tecnologías disponibles en la actualidad. A tal efecto, se han establecido condiciones de diseño que tratan de reflejar, armonizar y unificar la vasta experiencia nacional acumulada hasta el presente en el proyecto, construcción y explotación de este tipo de instalaciones, así como la necesaria referencia a documentos avanzados en la materia, incluyendo las Normas IRAM e IEC y otras reconocidas de origen extranjero tales como las IEEE, VDE, CENELEC, NEC, etc. Cabe no obstante destacar que en esta edición faltan incorporar aspectos importantes, que están todavía en elaboración, como ser el referido a las instalaciones de Baja Tensión en Estaciones Transformadoras y el diseño y cálculo de estructuras teniendo en cuenta los Esfuerzos Electrodinámicos y las Condiciones Climáticas. También falta ampliar y completar los aspectos referidos a las Obras Civiles y a las condiciones técnicas generales para los equipamientos de las Estaciones Transformadoras.
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Los requerimientos establecidos en la presente Reglamentación deben ser adoptados como presupuestos mínimos, debiendo considerarse además los establecidos por los organismos competentes que corresponda conforme al área o jurisdicción en que se desarrollen las instalaciones (autoridades nacionales, provinciales, municipales, etc.). Esta Reglamentación no constituye por lo tanto una especificación de diseño ni un manual de instrucciones Este Comité tiene la esperanza y la convicción de seguir mejorando y actualizando la presente Reglamentación con el aporte de todos los actores: empresas de servicios públicos, fabricantes de equipos, proyectistas, constructores, entes públicos, etc., para lograr que se obtenga el consenso necesario y que la misma sea útil y clara para los usuarios.
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ÍNDICE GENERAL 1. OBJETO 8 2. ALCANCE 8 3. CAMPO DE APLICACIÓN...................................................................................................... 8 3.1. Limitaciones al Campo de aplicación..................................................................................8 3.2. Exclusiones......................................................................................................................... 9 4. NORMAS DE REFERENCIA.................................................................................................. 9 5. DEFINICIONES.................................................................................................................... 12 5.1. Estación Transformadora.................................................................................................. 12 5.2. Descripción Física............................................................................................................. 13 5.2.1. ET Urbanas..................................................................................................................... 13 5.2.2. ET Rurales...................................................................................................................... 13 5.2.3. ET Subterráneas............................................................................................................. 13 5.2.4. ET Blindadas.................................................................................................................. 13 5.2.5. A la Intemperie o Exteriores............................................................................................ 13 5.2.6. Interiores o Cerradas...................................................................................................... 13 5.3. Límite Físico..................................................................................................................... 13 5.4. Glosario ........................................................................................................................... 14 5.4.1. Estación Transformadora ...............................................................................................14 5.4.2. Esquema ........................................................................................................................ 14 5.4.3. Playa 14 5.4.4. Sala de Alta Tensión ...................................................................................................... 14 5.4.5. Aparato o Equipo............................................................................................................ 14 5.4.6. Campo ........................................................................................................................... 15 5.4.7. Celda 15 5.4.8. Barra 15 5.4.9. Secciones....................................................................................................................... 15 5.4.10. Vano15 5.4.11. Tablero.......................................................................................................................... 15 5.4.12. Edificio de Comando..................................................................................................... 15 5.4.13. Edificio de Auxiliares..................................................................................................... 15 5.4.14. Edificio de Comando y Auxiliares..................................................................................16 5.4.15. Sala de Celdas.............................................................................................................. 16 5.4.16. Casetas ........................................................................................................................ 16 5.4.17. Red de Puesta a Tierra.................................................................................................16 5.4.18. Cables de maniobra ..................................................................................................... 16 5.4.19. Tensiones de maniobra y protección............................................................................16 5.4.20. Tensiones seguras........................................................................................................ 16 5.4.21. Sistemas de Comunicación..........................................................................................16 5.4.22. Tensiones nominales.................................................................................................... 16 5.4.23. Tensión máxima de un sistema....................................................................................17 5.4.24. Tensión máxima del equipamiento...............................................................................17 5.4.25. Tensión nominal............................................................................................................ 17 5.4.26. Tensión máxima de un sistema....................................................................................17 5.4.27. Tensión máxima del equipamiento Um.........................................................................17 5.4.28. Aislación externa........................................................................................................... 17 5.4.29. Aislación interna............................................................................................................ 17 5.4.30. Aislación externa para equipamiento interior................................................................17 5.4.31. Aislación externa para equipamiento exterior...............................................................17 5.4.32. Aislación autorregenerativa..........................................................................................18 5.4.33. Aislación no autorregenerativa.....................................................................................18 5.4.34. Sobretensión................................................................................................................. 18 5.4.35. Sobretensión de maniobra............................................................................................18 5.4.36. Sobretensión de origen atmosférico.............................................................................18 5.4.37. Distancia eléctrica no disruptiva....................................................................................18 5.4.38. Distancia eléctrica de seguridad...................................................................................18
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5.4.39. 5.4.40. 5.4.41. 5.4.42. 5.4.43. 5.4.44. 5.4.45. 5.4.46. 5.4.47. 5.4.48. 5.4.49. 5.4.50. 5.4.51. 5.4.52. 5.4.53. 5.4.54. 5.4.55. 5.4.56. 5.4.57. 5.4.58. 5.4.59. 5.4.60. 5.4.61. 5.4.62. 5.4.63. 5.4.64. 5.4.65. 5.4.66. 5.4.67. 5.4.68. 5.4.69. 5.4.70. 5.4.71. 5.4.72. 5.4.73. 5.4.74. 5.4.75. 5.4.76. 5.4.77. 5.4.78. 5.4.79. 5.4.80. 5.4.81. 5.4.82. 5.4.83.
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Red o malla de puesta a tierra......................................................................................18 Instalación de puesta a tierra........................................................................................ 18 Tierra19 Puesta a tierra............................................................................................................... 19 Puesta a tierra de protección........................................................................................ 19 Puesta a tierra de servicio............................................................................................ 19 Puesta a tierra única..................................................................................................... 19 Conductor de puesta a tierra........................................................................................ 19 Electrodos dispersores o de puesta a tierra..................................................................19 Electrodos dispersores de tierra superficiales..............................................................19 Electrodos dispersores de tierra profundos..................................................................20 Resistividad del suelo................................................................................................... 20 Resistencia de dispersión de un electrodo de tierra.....................................................20 Impedancia de puesta a tierra......................................................................................20 Control de potencial...................................................................................................... 20 Corriente de defecto o de falla a tierra..........................................................................20 Corriente de puesta a tierra.......................................................................................... 20 Contacto a tierra........................................................................................................... 20 Tiempo de eliminación de la falla o tiempo de duración de la falla...............................20 Cámara de inspección:................................................................................................. 20 Máximo potencial de tierra (Ground Potential Rise GPR).............................................20 Tensión de paso........................................................................................................... 21 Tensión de contacto...................................................................................................... 21 Tensión de cuadrícula................................................................................................... 21 Nivel sonoro equivalente (NSCE).................................................................................21 Materiales Peligrosos.................................................................................................... 21 Ruido21 Carga de fuego............................................................................................................. 21 Medios de escape......................................................................................................... 21 Muro cortafuego ........................................................................................................... 21 Resistencia al fuego (F)................................................................................................ 21 Sector de incendio........................................................................................................ 22 Materias muy combustibles.......................................................................................... 22 Materias combustibles.................................................................................................. 22 Materias incombustibles............................................................................................... 22 Área rural...................................................................................................................... 22 Área urbana.................................................................................................................. 22 Corte visible y corte efectivo......................................................................................... 22 Dispositivo con corte visible.......................................................................................... 22 Dispositivo con corte efectivo.......................................................................................22 Zona protegida sin tierras............................................................................................. 22 Zona protegida.............................................................................................................. 23 Zona de trabajo............................................................................................................. 23 Bloqueos....................................................................................................................... 23 Trabas .......................................................................................................................... 23
6. CONDICIONES GENERALES DE DISEÑO.........................................................................24 6.1. Concepción....................................................................................................................... 24 6.2. Inaccesibilidad.................................................................................................................. 24 6.3. Otros Usos........................................................................................................................ 24 6.4. Proyecto............................................................................................................................ 24 6.5. Tensiones Normalizadas.................................................................................................. 24 6.6. Coordinación de la Aislación............................................................................................. 24 6.7. Distancias de Seguridad .................................................................................................. 24 6.8. Puesta a Tierra de las Instalaciones.................................................................................25 6.9. Protección contra descargas atmosféricas.......................................................................25 6.10. Compatibilidad Electromagnética....................................................................................25 6.11. Medio Ambiente.............................................................................................................. 25 6.12. Obras Civiles.................................................................................................................. 25 6.13. Equipamiento.................................................................................................................. 25 6.14. Protección Contra Incendios........................................................................................... 26
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6.15. Condiciones geográficas de instalación..........................................................................26 6.16. Recomendaciones Adicionales de Diseño......................................................................26 6.16.1. Distribución de aparatos............................................................................................... 26 6.16.2. Seccionamiento y Puesta a Tierra de las áreas de trabajo...........................................26 6.16.3. Operabilidad................................................................................................................. 26 6.16.4. Ampliabilidad................................................................................................................ 27 6.16.5. Disposiciones constructivas.......................................................................................... 27 6.16.6. Transformadores de Potencia.......................................................................................27 6.16.7. Instalación de cables de Maniobra................................................................................28 7. PRESCRIPCIONES GENERALES DE PROYECTO Y DIRECCIÓN DE OBRA..................28 7.1. Proyectista........................................................................................................................ 29 7.1.1. Anteproyecto................................................................................................................... 29 7.1.2. Evaluación de Impacto Ambiental...................................................................................29 7.1.3. Proyecto Completo......................................................................................................... 29 7.2. Dirección de Obra............................................................................................................ 30 7.3. Documentación Técnica del Proyecto...............................................................................30 7.3.1. Planos y Documentación Técnica Ejecutiva...................................................................31 7.3.2. Normas a emplear.......................................................................................................... 34 8. TENSIONES NORMALIZADAS............................................................................................34 8.1. Tabla 34 9. COORDINACIÓN DE LA AISLACIÓN..................................................................................35 9.1. Generalidades.................................................................................................................. 35 9.1.1. Clasificación de tensiones y sobretensiones..................................................................36 9.1.2. Formas de onda de tensión nominales...........................................................................36 9.1.3. Dispositivo para limitar las sobretensiones.....................................................................36 9.1.4. Tensiones resistidas....................................................................................................... 37 9.1.5. Tensión resistida nominal a los impulsos de maniobra o de origen atmosférico............37 9.1.6. Tensión resistida de corta duración a frecuencia industrial............................................37 9.1.7. Condiciones atmosféricas de referencia nominales........................................................37 9.1.8. Nivel de aislación evaluado............................................................................................ 37 9.1.9. Nivel de aislación nominal..............................................................................................37 9.1.10. Ensayos de tensión resistida nominales.......................................................................37 9.2. Rangos de tensiones máximas para el equipamiento según IEC 60071-1.......................38 9.3. Selección de los niveles de aislación nominales..............................................................38 9.4. Tablas 39 9.5. Distancias mínimas en aire para asegurar la instalación ante tensiones resistidas impulsivas........40 9.6. Factores de corrección de la tensión resistida..................................................................43 10. DISTANCIAS DE SEGURIDAD..........................................................................................44 10.1. Determinación de las distancias eléctricas de seguridad................................................44 10.2. Figura 10.2. Zonas de Circulación..................................................................................46 10.2.1. Figura 10.2.1. Barandas y Cubiertas............................................................................46 10.3. Distancias adoptadas ..................................................................................................... 47 10.3.1. Tabla 10.3.1.- Distancias mínimas en función del nivel de tensión...............................47 10.3.2. Tabla 10.3.2 - Distancias eléctricas mínimas de seguridad teniendo en cuenta las distancias de seguridad establecidas por la ley 19587 decreto 351/79, según diferentes casos y tensiones............................................................................................................. 47 11. SISTEMAS DE PUESTA A TIERRA DE ESTACIONES TRANSFORMADORAS..............48 11.1. Generalidades................................................................................................................ 48 11.2. Consideraciones sobre seguridad...................................................................................48 11.2.1. Límites de corriente toleradas por el cuerpo humano...................................................48 11.2.2. Tensiones de contacto y de paso.................................................................................49 11.2.3. Determinación del tiempo ts:........................................................................................ 50 11.3. Factor de reducción y resistividad del material superficial..............................................50 11.3.1. Resistividad del Material de la Capa Superficial de Protección....................................50 11.3.2. Factor de Reducción Cs...............................................................................................51 11.4. Mediciones de resistividad del terreno............................................................................51 11.4.1. Tablas de valores de resistividad..................................................................................51 11.4.2. Medición de resistividades............................................................................................52
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11.4.3. Presentación de la documentación de mediciones de puesta a tierra y resistividades.52 11.5. Procedimiento de cálculo de la máxima corriente de malla............................................52 11.6. Determinación de la sección del conductor de puesta a tierra y de sus conexiones......53 11.7. Diseño del sistema de puesta a tierra en EE.TT.............................................................55 11.7.1. Conceptos generales.................................................................................................... 55 11.7.2. Diagrama en bloques.................................................................................................... 55 11.7.3. Figura 11.7.3. Diagrama en bloques.............................................................................57 11.7.4. Modificaciones al diseño............................................................................................... 58 11.8. Ejecución y construcción de puesta a tierra...................................................................58 11.8.1. Formación de la red de puesta a tierra.........................................................................58 11.8.2. Uniones de los cables de la red de puesta a tierra.......................................................58 11.8.3. Condiciones de tendido de los cables de la red de puesta a tierra...............................58 11.9. Conexión de los aparatos y estructuras metálicas a la red de puesta a tierra general...59 11.9.1. Transformadores .......................................................................................................... 59 11.9.2. Conexión de los armazones metálicos y/o estructuras de hormigón armado de interruptores, seccionadores y demás aparatos de A.T. y de sus armarios de maniobra.........59 11.9.3. Conexión de los armazones metálicos y de las cuchillas de puesta a tierra de los seccionadores de cables o líneas aéreas ..................................................................................59 11.9.4. Toma de tierra de los descargadores de sobretensión.................................................59 11.9.5. Puesta a tierra de las torres de comunicación..............................................................60 11.9.6. Conexión de las estructuras de H°A° y metálicas de edificios......................................60 11.10. Condiciones de tendido de los conductores, (barras o cables) de tierra en el interior de edificios y de bases de fundaciones de hormigón................................................................60 11.11. Ejecución de trabajos con instalaciones en servicio.....................................................60 11.12. Inspección y mediciones del sistema de puesta a tierra...............................................60 11.12.1. Inspecciones............................................................................................................... 60 11.13. Mediciones de impedancia de puesta a tierra y gradientes de tensiones.....................61 11.13.1. Objetivos de las mediciones.......................................................................................61 11.13.2. Precauciones generales............................................................................................. 61 11.13.3. Condiciones de seguridad durante la preparación de las mediciones........................61 11.13.4. Condiciones de seguridad durante las mediciones.....................................................62 12. SISTEMA DE PROTECCIÓN CONTRA DESCARGAS ATMOSFÉRICAS.........................62 12.1. Generalidades................................................................................................................ 62 12.2. Etapas del diseño........................................................................................................... 63 12.3. Elementos del Sistema de Protección Contra Descargas Atmosféricas.........................63 12.4. Métodos de diseño del Sistema de Protección Contra Descargas Atmosféricas............63 12.4.1. Métodos Empíricos....................................................................................................... 64 12.4.2. Método del Angulo Fijo................................................................................................. 64 12.4.3. Método de Langhrer...................................................................................................... 64 12.5. Modelo Electrogeométrico (EGM)...................................................................................66 12.5.1. Aplicación del Método EGM.......................................................................................... 67 12.6. Protección de Edificios dentro de la E.T.........................................................................67 12.7. Protección Contra Descargas Atmosféricas de Antenas de Comunicaciones................68 12.8. Protección de Equipo de Comunicación.........................................................................68 12.8.1. Mástil68 12.9. Consideraciones sobre la ejecución de los sistemas de Protección contra Descargas Atmosféricas ............................................................................................................................ 69 12.9.1. Prescripciones Generales............................................................................................. 69 12.10. Cable de Guardia.......................................................................................................... 69 12.10.1. Requerimientos generales.......................................................................................... 69 12.11. Pararrayos de punta..................................................................................................... 69 12.12. Realización de bajadas................................................................................................. 69 12.13. Conexionado al Sistema de Puesta a Tierra.................................................................70 13. COMPATIBILIDAD ELECTROMAGNÉTICA EN EE.TT.....................................................70 13.1. Recomendaciones para reducir las perturbaciones........................................................70 13.1.1. Para las interferencias de alta frecuencia.....................................................................70 13.1.2. Para las interferencias de baja frecuencia....................................................................71 13.2. Medidas adicionales para reducir los efectos de las interferencias................................71 14. DISEÑO DE EE.TT. CONSIDERANDO EL MEDIO AMBIENTE........................................72
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14.1. Ruido 72 14.1.1. Tipos de ruido............................................................................................................... 72 14.1.2. Reducción del ruido...................................................................................................... 72 14.2. Lugar de emplazamiento de la E.T.................................................................................74 14.2.1. Usos del suelo.............................................................................................................. 74 14.2.2. Vías de acceso............................................................................................................. 75 14.2.3. Erosión del suelo.......................................................................................................... 75 14.2.4. Drenaje de aguas superficiales.....................................................................................76 14.2.5. Calidad y cantidad de agua subterránea......................................................................76 14.2.6. Aspecto socioeconómico.............................................................................................. 76 14.3. Consideraciones estéticas..............................................................................................77 14.3.1. Parquización................................................................................................................. 77 14.3.2. Paredes y cercos.......................................................................................................... 77 14.3.3. Color78 14.3.4. Iluminación.................................................................................................................... 78 14.3.5. EE.TT. cerradas............................................................................................................ 78 14.3.6. EE.TT. abiertas o intemperie.......................................................................................78 14.3.7. Acceso de cables subterráneos....................................................................................78 14.4. Protección contra incendio..............................................................................................78 14.5. Servicio de aguas........................................................................................................... 79 14.6. Materiales peligrosos...................................................................................................... 79 14.7. Campos eléctricos y magnéticos....................................................................................79 14.8. Construcción................................................................................................................... 80 14.8.1. Ruido80 14.9. Lugar de emplazamiento de la E.T.................................................................................80 14.9.1. Limpieza, excavaciones y rellenos................................................................................80 14.9.2. Playones de carga y descarga......................................................................................80 14.9.3. Desagües de agua........................................................................................................ 81 14.9.4. Métodos de control....................................................................................................... 81 14.10. Construcciones civiles.................................................................................................. 81 14.11. Materiales peligrosos.................................................................................................... 82 14.12. Varios............................................................................................................................ 82 14.12.1. Manejo de aceites....................................................................................................... 82 14.12.2. Control del pintado...................................................................................................... 82 14.12.3. Pozos y fosas.............................................................................................................. 82 14.12.4. Disposición de residuos sólidos..................................................................................82 14.12.5. Obrador....................................................................................................................... 82 14.13. Construcciones civiles.................................................................................................. 82 14.13.1. Control de agua y sedimentos....................................................................................82 14.13.2. Pintura........................................................................................................................ 83 14.13.3. Control de la vegetación............................................................................................. 83 14.13.4. Depósitos.................................................................................................................... 83 14.14. Materiales peligrosos.................................................................................................... 83 14.15. Derrames de Aceite...................................................................................................... 83 14.16. Documentación............................................................................................................ 83 14.17. Evaluación de Impacto Ambiental.................................................................................83 14.17.1. Elaboración................................................................................................................. 83 14.17.2. Prefactibilidad............................................................................................................. 83 14.17.3. Anteproyecto............................................................................................................... 84 14.18. Informe de Impacto Ambiental......................................................................................84 15. OBRAS CIVILES ............................................................................................................... 84 15.1. Características del terreno de emplazamiento................................................................84 15.1.1. 12.3.1 Relevamiento planialtimétrico............................................................................84 15.1.2. Estudio Geotécnico....................................................................................................... 84 15.2. Nivelación del terreno..................................................................................................... 85 15.3. Drenajes y escurrimiento de aguas pluviales..................................................................85 15.4. Caminos internos............................................................................................................ 85 15.4.1. Camino de carga pesada (ingreso transformador de potencia)....................................85 15.4.2. Caminos secundarios (mantenimiento).........................................................................86 15.4.3. Alcantarillas y obras especiales (badenes, refuerzos, etc)...........................................86
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15.5. Canales de cables.......................................................................................................... 86 15.6. Cerramiento perimetral................................................................................................... 86 15.6.1. Alcances....................................................................................................................... 86 15.6.2. Muro perimetral en EE.TT. Urbanas.............................................................................86 15.6.3. Cerco perimetral en EE.TT. Rurales.............................................................................87 15.6.4. Aberturas de Acceso .................................................................................................... 87 15.7. Edificios.......................................................................................................................... 87 15.7.1. Tipos de Edificios para Estaciones de intemperie.........................................................88 15.7.2. Ubicación y orientación................................................................................................ 88 15.7.3. Criterios Generales....................................................................................................... 88 15.7.4. Arquitectura de los edificios.......................................................................................... 89 15.7.5. Diseño Estructural de los Edificios................................................................................89 15.7.6. Acondicionamiento de los edificios...............................................................................90 15.7.7. Instalación contra incendio........................................................................................... 90 15.7.8. Puesta a tierra............................................................................................................... 90 15.8. Estructuras de Playa....................................................................................................... 90 15.9. Fundaciones................................................................................................................... 90 16. CONDICIONES TÉCNICAS GENERALES PARA EQUIPOS DE ALTA TENSIÓN............90 16.1. Condiciones de proyecto................................................................................................ 90 16.1.1. Normas y unidades....................................................................................................... 90 16.1.2. Cargas actuantes sobre los equipos.............................................................................91 16.1.3. Condiciones ambientales.............................................................................................. 91 16.1.4. Requisitos sísmicos...................................................................................................... 91 16.2. Materiales y componentes.............................................................................................. 91 16.2.1. Generalidades.............................................................................................................. 91 16.2.2. Componentes............................................................................................................... 92 16.3. Cajas de comando y/o conjunción..................................................................................92 16.3.1. Generalidades.............................................................................................................. 92 16.3.2. Detalles constructivos .................................................................................................. 92 16.3.3. Puesta a tierra............................................................................................................... 92 17. SISTEMAS DE PROTECCIÓN CONTRA INCENDIO........................................................93 17.1. Riesgo y resistencia al fuego de los elementos constitutivos de una E.T.......................93 17.1.1. Riesgo........................................................................................................................... 93 17.1.2. Resistencia al fuego...................................................................................................... 93 17.2. Detalles de las condiciones de incendio.........................................................................94 17.2.1. Condiciones de Situación............................................................................................. 94 17.2.2. Condiciones de Construcción.......................................................................................94 17.3. Muros parallamas y distancias entre transformadores....................................................95 17.3.1. EE.TT. a intemperie o abiertas.....................................................................................95 17.3.2. EE.TT. cerradas............................................................................................................ 98 17.4. Boxes de transformadores en EE.TT. cerradas..............................................................98 17.5. Sistemas de contención de aceite..................................................................................98 17.6. Túneles de cables........................................................................................................... 99 17.7. Sala de Celdas de Media Tensión..................................................................................99 17.8. Canales de cables.......................................................................................................... 99 17.9. Escaleras........................................................................................................................ 99 17.10. Edificio principal, auxiliares y casetas.........................................................................100 17.11. Condiciones de detección y extinción.........................................................................100 17.12. Detección automática, pulsadores de alarmas y alarmas de incendio........................100 17.13. Tanque de reserva contra incendio.............................................................................101 17.14. Hidrantes húmedos y secos, mangueras y lanzas......................................................101 17.15. Extintores (matafuegos).............................................................................................. 101 17.16. Iluminación de emergencia y señalización..................................................................102 17.17. Sistema fijo de extinción automática...........................................................................103 17.17.1. Sistema fijo de extinción con agua fraccionada........................................................103 17.17.2. Sistema fijo de extinción con anhídrido carbónico....................................................103 17.18. Sistemas de detección y alarma.................................................................................103 18. ASPECTOS DE SEGURIDAD A OBSERVARSE EN LA REALIZACIÓN DE TAREAS EN EE.TT. .......................................................................................................................... 104
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18.1. Habilitaciones del personal...........................................................................................104 18.1.1. Tipos de habilitaciones............................................................................................... 104 18.1.2. Habilitación para el acceso a la ET.............................................................................105 18.1.3. Habilitaciones de responsables de trabajo para la realización de tareas en la E.T.. . .105 18.1.4. Habilitaciones de responsables de entrega para la realización de maniobras de operación, entrega de equipos y colocación de medidas de seguridad..............................105 18.1.5. Vigencia de las habilitaciones.....................................................................................106 18.1.6. Credencial de habilitación........................................................................................... 106 18.1.7. Información al despacho.............................................................................................107 18.2. Aspectos de seguridad a tenerse en cuenta en la entrega de instalaciones................107 18.3. Aplicación de las 5 reglas de oro para la entrega de instalaciones con medidas de seguridad....107 18.4. Aspectos de seguridad a tenerse en cuenta en la realización de tareas con instalaciones en servicio.............................................................................................................. 108 18.5. Uso de los elementos de seguridad..............................................................................109 18.5.1. Elementos de seguridad - Definición..........................................................................109 18.5.2. Obligación de uso....................................................................................................... 109 18.5.3. Clasificación................................................................................................................ 109 19. PRUEBAS Y PUESTA EN SERVICIO..............................................................................115 19.1. Rutina de ensayos y controles......................................................................................115 19.2. Planillas de control........................................................................................................ 116 19.2.1. Planillas para el control de la red de puesta a tierra...................................................116 19.2.2. Planillas para el control visual del equipamiento.........................................................116 19.2.3. Planillas para la inspección visual de tableros y armarios..........................................116 19.2.4. Planillas para el control de los ensayos......................................................................116 19.2.5. Listados de las alarmas y señalizaciones en la sala de comando y el eventual centro de telecontrol.......................................................................................................... 116 19.2.6. Cualquier otra planilla o listado que se juzgue necesario...........................................116 19.3. Acta de entrega de instalaciones..................................................................................116 A.2. ANEXO A: Procedimiento de cálculo de corriente y tensiones, extractado de la IEEE Std 80-2000. .......................................................................................................................... 117 A.2. ANEXO A: Procedimiento de cálculo de corriente y tensiones, extractado de la IEEE Std 80-2000. .......................................................................................................................... 117 A.2.1. Corriente simétrica de la red de puesta a tierra............................................................117 A.2.2. Corriente máxima de malla...........................................................................................117 A.2.3. Cálculo de la tensión de malla......................................................................................118 A.2.4. Tensión de paso (Es)................................................................................................... 121 A.2.5. Máximo potencial de tierra (GPR – Ground Potential Rise).........................................122 A.4. ANEXO B: Cálculo de la distancia de impacto “s” para el modelo Electrogeométrico según la Norma IEEE Std 998-1996............................................................................................ 127 A.4. ANEXO B: Cálculo de la distancia de impacto “s” para el modelo Electrogeométrico según la Norma IEEE Std 998-1996............................................................................................ 127 A.5. Niveles de habilitación para el acceso a las EE.TT.......................................................129 A.5. Niveles de habilitación para el acceso a las EE.TT.......................................................129
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1.
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OBJETO
Esta Reglamentación tiene por objeto definir las prescripciones técnicas mínimas a aplicar en las etapas de diseño, proyecto y ejecución de ESTACIONES TRANSFORMADORAS para: •
Asegurar la protección de las personas y los seres vivos
•
Asegurar la protección de los bienes involucrados
•
Asegurar su funcionamiento satisfactorio conforme al uso previsto
•
Respetar el medio ambiente
2.
ALCANCE
Alcanza a todas las ESTACIONES TRANSFORMADORAS nuevas a construirse o ampliaciones a realizarse en instalaciones existentes, tanto para el servicio público como para el ámbito privado, con las limitaciones indicadas expresamente en las distintas partes de esta Reglamentación.
3.
CAMPO DE APLICACIÓN
Esta Reglamentación rige para todos los tipos de ESTACIONES TRANSFORMADORAS de Corriente Alterna cuyo lado de mayor tensión supere los 36 kV. También se aplicará a aquellas instalaciones de Transformación y/o Maniobra cuyo lado de mayor tensión se encuentre comprendido entre 36 kV y 14,5 kV cuando: •
Forman parte de Sistemas de Transmisión en esos niveles de tensión.
•
Cumplan la función de ser las fuentes principales de alimentación de pueblos o ciudades.
•
Cuando por su importancia, las Autoridades Regulatorias decidan incorporarlas en esta categoría.
3.1.
Limitaciones al Campo de aplicación
Para algunas instalaciones pueden establecerse requisitos especiales que difieran de los prescriptos por esta REGLAMENTACIÓN, sin embargo en aquellos aspectos no cubiertos o que tuviesen menor grado de exigencia, deberán satisfacerse como mínimo los requisitos de esta REGLAMENTACIÓN en lo que les sea aplicable. En particular se limita el Campo de Aplicación para: a)
Instalaciones pertenecientes al SISTEMA DE TRANSPORTE EN ALTA TENSIÓN, las que se regirán por el REGLAMENTO DE DISEÑO DE INSTALACIONES Y EQUIPOS VINCULADOS AL SISTEMA DE TRANSPORTE EN ALTA TENSIÓN aprobado por el ENRE mediante resolución N° 0558/2003 o las que en lo sucesivo la actualicen o reemplacen y se encuentren vigentes al momento de aplicar la presente Reglamentación.
b) Instalaciones especiales que estén reglamentadas por Normas particulares reconocidas a nivel nacional o internacional y se encuentren vigentes al momento de aplicar la presente Reglamentación, tales como: •
Las específicas de procesos industriales
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•
Sistemas de tracción eléctrica
•
Instalaciones electroquímicas
•
etc.
3.2.
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Exclusiones
Se excluyen de esta Reglamentación el diseño y la construcción de equipamiento encapsulado, cerrado o compacto, tales como: •
Instalaciones aisladas en gas SF6.
•
Equipos de maniobra compactos.
•
Celdas metálicas.
•
Conductos de barras.
Estos equipamientos, en el caso de instalarse en una ESTACIÓN TRANSFORMADORA serán considerados en su conjunto como si fueran un equipamiento más de dicha ESTACIÓN TRANSFORMADORA.
4.
NORMAS DE REFERENCIA •
Normas IRAM de dibujo
•
Norma IEC 60038 (1983) Tensiones normalizadas.
•
IEC 60071-1. (1993). Coordinación de la aislación. Definiciones, principios y reglas.
•
IEC 60071-2. (1996). Coordinación de la aislación. Guía de aplicación.
•
IRAM 2211. Parte I. (1985). Coordinación de la aislación. Definiciones, principios y reglas.
•
IRAM 2211. Parte II. (1988). Coordinación de la aislación. Guía de aplicación.
•
IRAM 2211. Parte III. (1988). Coordinación de la aislación entre fases. Principios, reglas y guía de aplicación.
•
IEC 60060-1. (1992). High voltage test techniques.
•
IEC 60060-2. (1996). Measuring systems.
•
IEC 60060-3. (1976). Measuring devices.
•
IEC 60060-4. (1977). Application guide for measuring devices.
•
Ley N° 19587 - Higiene y Seguridad del Trabajo. Decreto 351/79 y modificatorios. Ley 24557. Decreto 911/96.
•
Electra N° 19. The effect of safety regulations on the design of substations.
•
IEEE Std 80. Institute of Electrical and Electronics Engineers – Guide for Safety in AC Substation Grounding.
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•
IEEE Std 81. Institute of Electrical and Electronics Engineers – Measuring Earth Resistivity, Ground Impedance, and Earth Surface Potentials of a Ground System.
•
IEEE Std 81.2. Institute of Electrical and Electronics Engineers – Guide for Measurement of Impedance and Safety Characteristics of Large, Extended or Interconnected Grounding Systems.
•
IEEE Std 142. Institute of Electrical and Electronics Engineers – Recommended Practice for Grounding of Industrial and Commercial Power Systems.
•
IEEE Std 367. Institute of Electrical and Electronics Engineers – Recommended Practice for Determining the Electric Power Station Ground Potential Rise and Induced Voltage from a Power Fault.
•
IEEE Std 665. Institute of Electrical and Electronics Engineers – Standard for Generating Grounding.
•
IEEE Std 837. Institute of Electrical and Electronics Engineers – Standard for Qualifying Permanent Connections Used in Substation Grounding.
•
IRAM 1585. Instituto Argentino de Racionalización de Materiales – Bloquetes de Puesta a Tierra, para Elementos de Hormigón Armado y Hormigón Pretensado de Soporte de Líneas Aéreas.
•
IRAM 2281-1. Instituto Argentino de Racionalización de Materiales – Puesta a Tierra de Sistemas Eléctricos. Consideraciones Generales. Código de Práctica.
•
IRAM 2281-2. Instituto Argentino de Racionalización de Materiales – Puesta a Tierra de Sistemas Eléctricos. Guía de mediciones de magnitudes de puesta a tierra (resistencias, resistividades y gradientes).
•
IRAM 2281-3. Instituto Argentino de Racionalización de Materiales – Puesta a Tierra de Sistemas Eléctricos. Instalaciones industriales y domiciliarias (Inmuebles) y redes de baja tensión. Código de Práctica.
•
IRAM 2281-4. Instituto Argentino de Racionalización de Materiales – Puesta a Tierra de Sistemas Eléctricos, Subestaciones y Redes. Código de Práctica.
•
IRAM 2281-5. Instituto Argentino de Racionalización de Materiales – Puesta a Tierra de Sistemas Eléctricos. Puesta a Tierra de Sistemas de Telecomunicaciones (telefonía, telemedición y equipos de procesamiento de datos). Código de Práctica.
•
IRAM 2315. Instituto Argentino de Racionalización de Materiales – Materiales para Puesta a Tierra. Soldadura Cuproaluminotérmica.
•
IRAM 2379. Instituto Argentino de Racionalización de Materiales – Sistemas de Distribución Eléctrica en Corriente Alterna. Clasificación según la conexión a tierra de las redes de alimentación y de las masas de las instalaciones eléctricas.
•
DIN VDE 0141. Norma Alemana. Puesta a tierra para instalaciones de corrientes industriales con tensiones nominales superiores a 1 kV.
•
IEC 61936-1. Power installations exceding 1 kV a.c.
•
BS 7430. Code of practice for earthing.
•
IRAM 2309. Jabalina cilíndrica de acero-Cobre
•
IRAM2315. Soldadura cuproaluminotérmica
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•
IRAM 2004. Conductores de Cobre desnudo
•
IRAM 722. Conductores de acero galvanizado
•
IRAM 2184-1 y 2184-1-1. Protección de Estructuras Contra Descargas Atmosféricas
•
IEC 61024: Protection of Structures Against Lightning
•
IEEE Std 998: Guide For Direct Lighting Stroke Shielding of Substations
•
VDE 0185: Lightning Protection System
•
Norma de Armonización Europea HD 637 S1:1999
•
BS 6651: Code of Practice for Protection of Structures against Lightning
•
NFPA 780: Standard for the Installation of Lightning Protection System
•
IEEE PC 62.43/DO.2
•
UNE 207003, Noviembre 2000.
•
IEC 61.000 Part 6.5 Generics standards – Inmunity for power stations and subestation enviroment.
•
IEEE Std 1127-1990 Guide for the design, construction, and operation of safe and reliable substations for environmental acceptance.
•
IEEE Std 979-1984 Guide for substation fire protection.
•
IEEE Std 80-2000 Guide for safety in AC substation grounding.
•
IEEE Std 980-1987 Guide for containment and control of oil spills in substations.
•
NOM-113-ECOL-1998. (Norma Oficial Mexicana)
•
Resolución 1725/98 del ENRE.
•
Resolución S.E. 77/98 de la Secretaría de Energía.
•
Norma IRAM 4062 Ruidos Molestos al Vecindario.
•
C.E.M. Campos eléctricos y magnéticos asociados con el uso de la energía eléctrica. National Institute of Environmental Health Sciences y U. S. Department of Energy.
•
CIRSOC 101. Cargas y Sobrecargas Gravitatorias para el Cálculo de las Estructuras de Edificios
•
CIRSOC 102. Acción del Viento sobre las Construcciones
•
CIRSOC 103. Normas Argentinas para las Construcciones Sismorresistentes.
•
CIRSOC 104. Acción de la Nieve y del Hielo sobre las Construcciones.
•
CIRSOC 201. Proyecto, Cálculo y Ejecución de Estructuras de Hormigón Armado y Pretensado.
•
CIRSOC 301. Proyecto, Cálculo y Ejecución de Estructuras de Acero para Edificios
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•
CIRSOC 302. Métodos de Cálculo para los Problemas de Estabilidad del Equilibrio en las Estructuras de Acero.
•
CIRSOC 303. Estructuras Livianas de Acero.
•
Ley Nacional 19.587 y Decreto Reglamentario 351/79.
•
NFPA 13 – Standard for the Installation of Sprinkler
•
NFPA 15 - Standard Water Spray Fixed System for Fire Protection
•
NFPA 22 - Standard Water Tanks for private fire protection
•
NFPA 72 - Standard National Fire Alarm Code
•
NFPA 850 - Standard Recommended Practice for Fire Protection for Electric Generating Plants and High Voltage Direct Current Converter Stations
•
IRAM 3501-1– Certificación de instalaciones contra incendio. Parte 1: Certificación de la instalación.
•
IRAM 3501-2 – Certificación de instalaciones contra incendio. Parte 2: Certificación de los auditores.
•
IRAM 3528 - Instalaciones fijas contra incendio. Evaluación del riesgo por el método de Purt, para la aplicación de sistemas automáticos de detección y extinción.
•
IRAM 3531 – Instalaciones fijas contra incendio. Sistemas de detección y alarma. Definiciones y descripción de detectores.
•
IRAM 3551 - Instalaciones fijas contra incendio. Sistemas de detección y alarma. Aplicaciones.
•
IRAM 3554 - Instalaciones fijas contra incendio. Sistemas de detección y alarma. Proyecto y montaje de la instalación.
•
IRAM 3556 - Instalaciones fijas contra incendio. Sistemas de detección y alarma. Dispositivos eléctricos de control.
•
IRAM 3558 - Instalaciones fijas contra incendio. Sistemas de detección y alarma. Tableros de control y señalización.
5.
DEFINICIONES
5.1.
Estación Transformadora
Se designa con el nombre de ESTACIÓN TRANSFORMADORA a la instalación que dentro de un sistema eléctrico cumpla alguna o varias de las siguientes funciones: •
Transformar niveles de tensión entre partes del sistema.
•
Maniobrar y proteger líneas o cables de transmisión de energía eléctrica.
•
Vincular Centrales de Generación, Equipos de Compensación, Equipos de
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•
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Conversión de Frecuencia, etc. a los sistemas de transmisión de energía eléctrica.
En adelante se utilizará la abreviatura ET o EETT (singular o plural) para referirse a estas instalaciones. Se consideran sinónimos de esta denominación, de acuerdo a la modalidad propia de cada Empresa u Organismo público o privado, a nombres tradicionales tales como Subestación (SE), Subestación Transformadora (SET), Subusina (SU) u otras similares utilizados hasta el presente.
5.2.
Descripción Física
La ESTACIÓN TRANSFORMADORA es una instalación compuesta por la agrupación ordenada de un conjunto de construcciones y aparatos, que interconectados, cumplen las funciones descriptas en el punto anterior. Desde el punto de vista de su ubicación o tipo de construcción se dividen (en forma no excluyente) en:
5.2.1.
ET Urbanas
Son las ubicadas dentro de los ejidos urbanos de los pueblos o ciudades, según la definición de los Códigos de Planeamiento Urbano fijados por las respectivas autoridades locales. Además de las definidas en el punto anterior, se consideran como urbanas todas aquellas ubicadas en zonas cuyo entorno arquitectónico indique la necesidad de ocultar, al menos parcialmente, las instalaciones, adoptando un tipo constructivo para el cerco perimetral, las construcciones civiles y la disposición del equipamiento, acorde con la edificación o el medio circundante.
5.2.2.
ET Rurales
Son las ubicadas fuera de las áreas citadas en el punto anterior
5.2.3.
ET Subterráneas
Son las que tienen su equipamiento (Transformadores, Interruptores, Celdas de MT, Tableros de Comando, Protección y Auxiliares, etc.) ubicados en recintos subterráneos
5.2.4.
ET Blindadas
Son las que tienen sus Equipos totalmente aislados en gas SF6.
5.2.5.
A la Intemperie o Exteriores
Son aquellas que tienen sus Barras y su equipamiento de AT a la intemperie
5.2.6.
Interiores o Cerradas
Son aquellas que tienen sus Barras y su equipamiento de AT dentro de Edificios.
5.3.
Límite Físico
La ET comprende todo el ámbito físico (terreno y construcciones) que contiene las instalaciones destinadas a cumplir las funciones citadas en 5.2. Forman parte de la ET:
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•
La propia barrera física (muro o alambrado), que limita las instalaciones, incluso su conductor de puesta a tierra, aún si este se extiende por afuera de dicho límite.
•
Los Pórticos de Acometida de líneas aéreas, excepto los aisladores de retención de la línea, su grapería de fijación y la grapería de amarre de sus hilos de guardia.
•
Las Estructuras Terminales de líneas aéreas ubicadas dentro del límite, con las mismas exclusiones del punto anterior.
•
Las Estructuras Soporte (a la intemperie o dentro de Salas de AT o Celdas de MT) de terminales de cables que ingresen del exterior de la E.T. Se excluyen en consecuencia los Terminales y los Cables.
•
Los bornes de conexión (dentro de Celdas, Tableros, Armarios, etc.) de los Cables de BT o de los Sistemas de Comunicación que ingresen del exterior de la E.T. Se excluyen en consecuencia los citados Cables.
•
Todas las instalaciones mecánicas y construcciones civiles, cualquiera sea su destino o función, ubicadas dentro del límite.
•
Todos los elementos, instalaciones, aparatos o equipos, cualquiera sea su uso o función, contenidos dentro de las construcciones citadas en el punto anterior.
•
Toda instalación electrónica o eléctrica, cualquiera sea su nivel de tensión o función, ubicada dentro del límite.
5.4.
Glosario
Los términos y expresiones de carácter general, definidos a continuación, se consideran únicamente desde el punto de vista relacionado con la presente REGLAMENTACIÓN.
5.4.1.
Estación Transformadora
Instalación ya definida en el Punto 5.3
5.4.2.
Esquema
Designación que define en una ET y para un nivel de tensión dado, la cantidad de barras o la forma en que se asocian interruptores o seccionadores y que se relaciona con la confiabilidad, flexibilidad o forma en que se opera dicha ET. Sinónimo: Esquema de Barras. Ejemplos: Simple Barra, Doble Barra con Transferencia, interruptor y medio, anillo, H, etc.
5.4.3.
Playa
Es el espacio físico donde se dispone el equipamiento de potencia en las EETT del tipo intemperie. Sinónimos: playa Intemperie, Playa AT, Playa de Maniobra, Parque
5.4.4.
Sala de Alta Tensión
Es el Edificio donde se dispone el equipamiento de potencia en las EETT del tipo interior.
5.4.5.
Aparato o Equipo
Dispositivo que cumple una función específica dentro de una ET, por ej.:
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Cada uno de los elementos de potencia dedicados a la interrupción, transformación, seccionamiento, derivación a tierra, medición, etc. de energía eléctrica de alta, media y baja tensión. Cada uno de los elementos de baja tensión y corrientes débiles dedicados a la protección (Relés de Protección), medición (Medidores, Registradores, Instrumentos, etc.) comando (Relés Auxiliares, Manipuladores, Indicadores Luminosos, etc.), telecontrol (Unidades Adquisidoras de Datos, Terminales Locales, etc.), comunicaciones (Transreceptores, Bobinas de Bloqueo, Capacitores de Acoplamiento, Modems, etc.)
5.4.6.
Campo
Conjunto de Aparatos vinculados eléctricamente para cumplir una función determinada. Por ej.: Campo de Línea (maniobrar y proteger una Línea), Campo de Transformador (ídem de un Transformador), Campo de Acoplamiento (Unir eléctricamente Barras o Secciones diferentes), etc. En una Playa o Sala se designa también con este nombre al espacio físico que ocupa el conjunto de aparatos citado o el reservado para uno futuro.
5.4.7.
Celda
Es una instalación cerrada contenida en un armario metálico o recinto de mampostería, en cuyo interior están ubicados los componentes de un Campo
5.4.8.
Barra
Conjunto de conductores de potencia comunes que vinculan campos o celdas distintas. Sinónimo: Barra Colectora
5.4.9.
Secciones
Cada uno de los tramos en que se divide una Barra mediante Equipos de Acoplamiento o Seccionamiento.
5.4.10.
Vano
Es, en una Playa, el espacio entre dos pórticos de Barras consecutivos, las Barras que los vinculan y los Campos que contiene.
5.4.11.
Tablero
Armario o gabinete, generalmente metálico, que contiene en su interior o dispuesto sobre su frente, una serie de aparatos destinados a cumplir un fin específico relacionado con un Campo, una Sección o un conjunto de funciones generales. Por ej.: Tableros de Protección, Tableros de Maniobra, Tableros de Intermediarios de Telecontrol, Tableros de Servicios Auxiliares, etc.
5.4.12.
Edificio de Comando
Construcción civil que contiene los Tableros de comando (o Pantallas y Consolas de Comando y Control centralizado de la instalación), protección, medición, alarmas, telecontrol, auxiliares, etc. Generalmente se le subdivide en salas para Protecciones, Comunicaciones, Telecontrol, etc., incluyendo además dependencias (servicios sanitarios, oficina, etc.) para el personal, Talleres, Depósitos, etc.
5.4.13.
Edificio de Auxiliares
Construcción civil que contiene los Transformadores y Tableros de Servicios Auxiliares, los Tableros de baja tensión para distribución de los circuitos de iluminación y fuerza motriz, las baterías de acumuladores con sus cargadores y las fuentes de tensión segura, los Grupos Generadores de emergencia, los
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Compresores y Tanques de Reserva de Aire Comprimido, etc. Puede tener, además las dependencias (servicios sanitarios, oficina, etc.) para el personal, Talleres, Depósitos, etc.
5.4.14.
Edificio de Comando y Auxiliares
Construcción civil integral que contiene en su interior todos o la mayoría de los elementos citados en los puntos anteriores.
5.4.15.
Sala de Celdas
Es el Edificio, o local dentro de un Edificio, que contiene las Celdas de Media Tensión.
5.4.16.
Casetas
Son pequeños edificios ubicados en las playas de Alta Tensión o Extra Alta Tensión que contienen tableros intermediarios, tableros de protección, unidades remotas de captación distribuida, etc., correspondientes al o a los Campos asociados a la Caseta. Sinónimo: quiosco
5.4.17.
Red de Puesta a Tierra
Es el conjunto de conductores horizontales dispuestos en forma de cuadrícula enterrados superficialmente y los electrodos verticales profundos (jabalinas) vinculados a los anteriores.
5.4.18.
Cables de maniobra
Son los cables de Baja Tensión, generalmente de conductores múltiples blindados o no, utilizados para la vinculación de los circuitos de protección, comando o supervisión entre aparatos de potencia o entre estos y los Tableros respectivos asociados. Sinónimo: Cables Piloto
5.4.19.
Tensiones de maniobra y protección
Son las tensiones o tensión que se utilizan para el accionamiento del equipamiento de potencia vinculado a la protección y el control de la ET. Generalmente se trata de tensiones continuas de una o más baterías, asociada a distintos rectificadores.
5.4.20.
Tensiones seguras
Son las tensiones o tensión de CC o CA aptas para mantener el servicio de suministros esenciales en el caso de un colapso general.
5.4.21.
Sistemas de Comunicación
Son los Sistemas de Comunicación instalados dentro del límite de la ET. Comprende los equipos propiamente dichos (emisores, receptores, etc.), las antenas de radio enlace y los cables de cualquier naturaleza (pilotos, telefónicos, fibras ópticas, etc.) que se instalen para interconectarlos.
5.4.22.
Tensiones nominales.
Tensiones para la cual se diseña la ESTACION TRANSFORMADORA (Playa, equipamiento de AT, MT y BT, Servicios Auxiliares, Sistema de Protecciones) y para la cual están dirigidas ciertas características de operación.
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5.4.23.
REGLAMENTACION PARA ESTACIONES TRANSFORMADORAS
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Tensión máxima de un sistema
El mayor valor que puede tener la tensión bajo condiciones normales de operación en cualquier momento y en cualquier punto del sistema.
5.4.24.
Tensión máxima del equipamiento.
Es la tensión máxima para la cual está especificado el equipamiento considerando: a) La aislación; b) Otras características para las que la tensión máxima del equipo puede ser una información relevante. La tensión máxima de un equipo es el máximo valor de la tensión máxima de un sistema para la que un equipo puede utilizarse.
5.4.25.
Tensión nominal
Tensión para la cual está diseñado el sistema o el equipamiento y para la cual están dirigidas ciertas características de operación.
5.4.26.
Tensión máxima de un sistema
El mayor valor que puede tener la tensión bajo condiciones normales de operación en cualquier momento y en cualquier punto del sistema.
5.4.27.
Tensión máxima del equipamiento Um
Es la tensión máxima para la cual está especificado el equipamiento considerando: La aislación Otras características para las que la tensión máxima del equipo puede ser una información relevante La tensión máxima de un equipo es el máximo valor de la tensión máxima de un sistema para la que un equipo puede utilizarse.
5.4.28.
Aislación externa
Aislación de las partes externas de un aparato, constituida por distancias en aire o superficies aislantes en contacto con el aire, y sometidas, al mismo tiempo, a la solicitación dieléctrica y a la influencia de condiciones o agentes exteriores, tales como humedad, polvo, impurezas, animales, depósitos de sales, etc.
5.4.29.
Aislación interna
Aislación de las partes internas de un aparato que no está sometida a la influencia de las condiciones atmosféricas o agentes exteriores, tales como humedad, polvo, impurezas, animales, etc.
5.4.30.
Aislación externa para equipamiento interior
Aislación externa destinada a utilizarse en el interior de un edificio y no expuesta a la intemperie.
5.4.31.
Aislación externa para equipamiento exterior
Aislación externa destinada a utilizarse en el exterior de los edificios y que puede estar expuesta a la intemperie.
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5.4.32.
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Aislación autorregenerativa
Aislación que recupera integralmente sus propiedades aislantes después de una descarga disruptiva. Una aislación de este tipo es, generalmente pero no necesariamente una aislación externa. (Más específicamente el aire).
5.4.33.
Aislación no autorregenerativa
Aislación que pierde sus propiedades aislantes, o no las recupera integralmente, después de una descarga disruptiva. Una aislación de este tipo es, generalmente pero no necesariamente, una aislación interna.
5.4.34.
Sobretensión
Toda tensión, entre un conductor de fase y tierra o entre dos conductores de fase, cuyo valor de cresta es mayor que el valor de cresta correspondiente a la tensión máxima para el equipamiento.
5.4.35.
Sobretensión de maniobra
Sobretensión fase-tierra o entre fases que aparece en un punto determinado de una red originada por una maniobra, un defecto u otra causa, cuya forma puede asimilarse, en lo que respecta a la coordinación de aislación, a los impulsos de maniobra normalizados usados para los ensayos de impulso de maniobra. Las sobretensiones de este tipo son, habitualmente, fuertemente amortiguadas y de corta duración.
5.4.36.
Sobretensión de origen atmosférico
Sobretensión fase-tierra o entre fases que aparece en un punto determinado de una red originada por una descarga atmosférica, cuya forma puede asimilarse, en lo que concierne a la coordinación de la aislación, a la de los impulsos normalizados utilizados para los ensayos de impulsos de origen atmosférico. Las sobretensiones de este tipo son, habitualmente, unidireccionales y de muy corta duración.
5.4.37.
Distancia eléctrica no disruptiva
Separación mínima necesaria que debe mantenerse en medios aislantes sólidos, líquidos o gaseosos, entre partes que están entre sí bajo tensión.
5.4.38.
Distancia eléctrica de seguridad
Separación mínima (espacio libre) que debe mantenerse en aire entre cualquier punto con tensión, y tierra u otro equipo o conductor sobre el cual sea necesario realizar algún trabajo.
5.4.39.
Red o malla de puesta a tierra
Conjunto de electrodos superficiales (cables desnudos), vinculados galvánicamente entre sí de forma tal que componen una cuadrícula, enterrados y en contacto directo con el suelo en el área de implantación de la E.T. A ella se conectan los conductores de puesta a tierra de aparatos y equipos y los electrodos de tierra profundos que complementan la red en determinados sectores de la E.T..
5.4.40.
Instalación de puesta a tierra
Conjunto de elementos, unidos eléctricamente a tierra, con la finalidad de proteger personas, animales y bienes de los efectos dañinos de la corriente eléctrica, o de fijar un potencial de referencia o de conducir a tierra las corrientes de rayos u otras descargas atmosféricas. Se compone de la totalidad de los electrodos dispersores, conductores de protección, conductores colectores, malla y puentes colectores.
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5.4.41.
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Tierra
Se denomina así tanto a la tierra como lugar físico en el sentido eléctrico, como a la tierra como material (ejemplo: suelos como humus, grava, etc.). El sentido eléctrico de la palabra tierra se refiere a: un conductor de puesta a tierra o una derivación directa; conexión, accidental o intencional, entre un conductor y tierra; poner a tierra, conectar un conductor con el sistema de puesta a tierra.
5.4.41.1.
Tierra local
Parte de la tierra que está en contacto eléctrico con un electrodo de tierra y con el potencial eléctrico (del sistema de puesta a tierra), el cual no es necesariamente igual a cero.
5.4.41.2.
Tierra de referencia
Parte de la tierra considerada como conductiva y cuyo potencial eléctrico se toma como convencionalmente igual a cero, que está fuera de la zona de influencia del sistema de puesta a tierra relevante.
5.4.42.
Puesta a tierra
Conjunto de todos los medios y disposiciones para conectar a tierra.
5.4.43.
Puesta a tierra de protección
Puesta a tierra de un punto del circuito que es necesaria para la protección de personas y bienes de los efectos dañinos de la corriente eléctrica, o para fijar un potencial de referencia.
5.4.44.
Puesta a tierra de servicio
Puesta a tierra de un punto del circuito, que es necesaria para el funcionamiento normal de aparatos, equipos e instalaciones.
5.4.45.
Puesta a tierra única
Unión de las puestas a tierra de protección (en general malla de puesta a tierra) y de seguridad (electrodos de puesta a tierra profundos)
5.4.46.
Conductor de puesta a tierra
Conductor que está fuera del suelo o colocado aislado dentro del suelo y que conecta una parte de una instalación que debe ponerse a tierra con la red de puesta a tierra.
5.4.47.
Electrodos dispersores o de puesta a tierra
Conductores introducidos en el suelo y conectados eléctricamente a éste mediante una unión intima, conductora de corriente, tales como planchuelas, cables, alambres, jabalinas o conductores desnudos.
5.4.48.
Electrodos dispersores de tierra superficiales
Electrodo dispersor que generalmente está colocado a una profundidad menor de 1 metro. Puede tener forma de planchuela, barra o cable, y estar distribuido como electrodo de tierra radial, anular o de malla o ser una combinación de éstas.
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5.4.49.
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Electrodos dispersores de tierra profundos
Electrodo dispersor que está colocado verticalmente a una profundidad mayor que 1 metro.
5.4.50.
Resistividad del suelo
Resistencia específica del suelo. Se expresa en [
Ω ⋅ m /m = Ω ⋅ m ] y equivale a la resistencia de un cubo 2
de 1 metro de arista medida entre dos caras opuestas del cubo.
5.4.51.
Resistencia de dispersión de un electrodo de tierra
Resistencia de tierra entre el electrodo de tierra y la tierra de referencia
5.4.52.
Impedancia de puesta a tierra
Impedancia existente entre una instalación de puesta a tierra y la tierra de referencia a la frecuencia de servicio. El valor de la impedancia de puesta a tierra resulta de la conexión en paralelo de las resistencias de dispersión de los electrodos de tierra y las impedancias de la red concurrente, conectadas por cables de tierra o hilos de guardia o cables con acción de electrodos de tierra.
5.4.53.
Control de potencial
Modificación del potencial de tierra, especialmente del potencial de la superficie de la tierra, mediante electrodos de tierra.
5.4.54.
Corriente de defecto o de falla a tierra
Corriente que circula desde el circuito de servicio hacia la tierra o hacia piezas puestas a tierra debido a un contacto a tierra, en el lugar de la falla.
5.4.55.
Corriente de puesta a tierra
Corriente que pasa a tierra a través de la impedancia de puesta a tierra.
5.4.56.
Contacto a tierra
Unión conductora originada por un defecto de un conductor del circuito con la tierra o una parte conectada a tierra. La unión conductora puede también ser a través de un arco eléctrico.
5.4.57.
Tiempo de eliminación de la falla o tiempo de duración de la falla
Tiempo en que una corriente de falla se mantiene hasta que la actuación de las protecciones y el interruptor la eliminan.
5.4.58.
Cámara de inspección:
Cámara de mampostería al nivel del terreno en la que se vincula el electrodo de tierra profundo a través de un puente desmontable con los electrodos dispersores horizontales. Permite la medición de resistencia en forma independiente del electrodo de tierra profundo.
5.4.59.
Máximo potencial de tierra (Ground Potential Rise GPR)
Máxima diferencia de potencial que una malla de puesta a tierra de una E.T. puede alcanzar con respecto a una tierra lejana cuyo potencial se asume igual al de la tierra de referencia.
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Matemáticamente, es el producto de la máxima corriente que fluye por la malla y la resistencia de la malla.
5.4.60.
Tensión de paso
Diferencia de potencial a la que puede quedar sometida una persona puenteando una distancia de aproximadamente un metro (distancia igual al paso normal humano) sin contacto con ninguna estructura conectada a tierra.
5.4.61.
Tensión de contacto
Diferencia de potencial entre el máximo potencial de tierra (GPR) y el potencial de un punto donde una persona está parada con su mano en contacto con una estructura puesta a tierra.
5.4.62.
Tensión de cuadrícula
Máxima tensión de contacto dentro de la malla de puesta a tierra.
5.4.63.
Nivel sonoro equivalente (NSCE)
Es el nivel sonoro medido en dB(A) de un ruido supuesto constante y continuo durante toda la jornada, cuya energía sonora sea igual a la del ruido variable medido estadísticamente a lo largo de la misma.
5.4.64.
Materiales Peligrosos
Cualquier material que deba ser controlado por entes u organismo designados para este fin o bien impacten sobre la salud o el medio ambiente adversamente.
5.4.65.
Ruido
Emisiones de sonido indeseables o emisiones/señales electromagnéticas indeseables.
5.4.66.
Carga de fuego
Peso en madera por unidad de superficie (kg/m 2) capaz de desarrollar una cantidad de calor equivalente a la de los materiales contenidos en el sector de incendio.
5.4.67.
Medios de escape
Medio de salida exigido, que constituye la línea natural de tránsito que garantiza una evacuación rápida y segura.
5.4.68.
Muro cortafuego
Muro construido con materiales de resistencia al fuego similares a lo exigido al sector de incendio que divide. Deberá cumplir también con los requisitos de resistencia a la rotura por compresión, resistencia al impacto, conductividad térmica, relación altura, espesor y disposiciones constructivas que establecen las normas respectivas.
5.4.69.
Resistencia al fuego (F)
Propiedad que se corresponde con el tiempo expresado en minutos durante un ensayo de incendio, después del cual el elemento de construcción ensayado pierde su capacidad resistente o funcional.
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5.4.70.
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Sector de incendio
Local delimitado por muros y entrepisos de resistencia al fuego acorde con el riesgo y la carga de fuego que contiene, comunicado con un medio de escape.
5.4.71.
Materias muy combustibles
Materias que expuestas al aire, puedan ser encendidas y continúen ardiendo una vez retirada la fuente de ignición. Por ejemplo: hidrocarburos pesados.
5.4.72.
Materias combustibles
Materias que pueden mantener la combustión aún después de suprimida la fuente externa de calor por lo general necesitan un abundante flujo de aire. Por ejemplo: determinados plásticos.
5.4.73.
Materias incombustibles
Materias que al ser sometida al calor o llama directa puede sufrir cambios en su estado físico, sin formación de materia combustible alguna. Por ejemplo: hierro.
5.4.74.
Área rural
Comprende las zonas destinadas a emplazamientos de usos relacionados con la producción agropecuaria extensiva, forestal, minera y otras.
5.4.75.
Área urbana
Es la destinada a asentamientos humanos intensivos, en la que se desarrollen usos vinculados con la residencia, las actividades terciarias y las de producción compatibles.
5.4.76.
Corte visible y corte efectivo
Es la característica de un equipo de corte, por la cual es posible controlar la posición de apertura de sus contactos que asegure la distancia de aislamiento. Esto puede obtenerse por un dispositivo con corte efectivo o con corte visible, según el cumplimiento de las condiciones que se definen a continuación. Todos, se señalizaran con un cartel (rojo y blanco) de “ NO MANIOBRAR”.
5.4.77.
Dispositivo con corte visible
Cuando el equipo de corte dispone de visualización directa e inequívoca de sus contactos móviles en posición de abiertos, asegurando así la distancia de aislamiento entre los contactos de cada fase.
5.4.78.
Dispositivo con corte efectivo
Cuando la posición de abierto de los contactos está asegurada a través de un dispositivo de señalización (o indicador) seguro. Un dispositivo indicador es seguro cuando la cadena cinemática indicador - contactos y accionamiento - contactos están diseñadas y construidas de forma que no haya posibilidad que la indicación no coincida con la posición real de los contactos.
5.4.79.
Zona protegida sin tierras
Es la parte de la red eléctrica comprendida dentro de los límites definidos por los puntos de corte visible y/o efectivo de las fuentes de tensión abiertos, con sus correspondientes bloqueos, trabas y señalizaciones que advierten no maniobrar.
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5.4.80.
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Zona protegida
Es la parte de la red eléctrica comprendida dentro de los límites definidos por los puntos de corte visible y/o efectivo de las fuentes de tensión, abiertos, con sus correspondientes bloqueos, trabas y señalizaciones que advierten no maniobrar, con puestas a tierra colocadas y señalizadas en los puntos de corte visible y/o efectivo. No se consideran como parte de la zona protegida los equipos de corte visible y/o efectivo abiertos que la delimitan.
5.4.81.
Zona de trabajo
Es una parte de la instalación y/o equipo aislado con cortes visibles y/o efectivos (bloqueados y trabados), perfectamente señalizada y delimitada por cadenas de seguridad y/o vallas, con puesta a tierra. En determinados trabajos que se realizan en las EE.TT. sobre equipamientos de baja tensión (menores a 1000 V), no es necesaria la constitución de una zona protegida y la zona de trabajo podrá no encontrarse entre tierras. Cuando se requiera una zona de trabajo con tierras, estas se ubicarán en todos los lugares donde pueda recibir tensión la zona de trabajo, tratándose de colocar lo más próximas posible al lugar de trabajo y de la vista del personal ejecutante.
5.4.82.
Bloqueos
Es el conjunto de operaciones tendientes a imposibilitar el accionamiento de los aparatos de corte, que proporcionan el corte visible o efectivo, eliminando las fuentes de energía que producen dicho accionamiento (tensión de accionamiento, aire comprimido, etc.). Los mismos pueden ser de tres tipos: a) Neumáticos: cierre de llaves de paso, despresurización de aire y retiro de tapones. b) Mecánicos: desacople de barrales de accionamiento. c) Eléctricos: Apertura de cuchillas seccionables, llaves termomagnéticas y/o fusibles.
5.4.83.
Trabas
Son dispositivos, ajenos a la instalación, que se deben colocar para impedir el accionamiento por error de los aparatos con corte visible o efectivo. Estos dispositivos deben ser siempre fijados con candados. Cuando las trabas a los accionamientos de los cortes visibles o efectivos sean compartidas, por existir más de una zona de trabajo y más de un RT, se colocará un dispositivo llamado “multiplicador de candados”, con un candado por cada RT. De esta forma, se evita el retiro de la traba hasta tanto se hayan finalizado todos los trabajos, retirado el personal interviniente, retirados los correspondientes candados y cerrados los correspondientes protocolos de seguridad. Las trabas podrán ser directas o indirectas: •
Directas: Son las que traban directamente el accionamiento del aparato que garantiza el corte visible o efectivo.
•
Indirectas: Cuando mediante candado, se traba una puerta o tapa de acceso a los bloqueos que hayan aplicado al aparato de corte, impidiendo el accionamiento de los mismos.
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6.
CONDICIONES GENERALES DE DISEÑO
6.1.
Concepción
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Las EETT deben concebirse desde su origen tomando como base las prescripciones de esta Reglamentación.
6.2.
Inaccesibilidad
Todo el ámbito físico de las EETT estará limitado mediante una barrera física infranqueable a personas o vehículos y a la que solo se podrá ingresar a través de accesos controlados. Este límite deberá estar materializado en forma evidente y ostensible, siendo el acceso a este ámbito, restringido solo a personal habilitado, o a personas debidamente autorizadas.
6.3.
Otros Usos
No se acepta dentro del límite de las EETT la existencia de: •
Viviendas.
•
Construcciones destinadas a casa habitación de uso permanente.
•
Oficinas Comerciales.
•
Locales con acceso al público en general.
6.4.
Proyecto
Las EETT, ya sean nuevas o ampliación de instalaciones existentes y cualquiera sea su función o propósito, deberán contar con un Proyecto que desde su etapa inicial de construcción, defina todas sus características, tanto de las Obras Civiles y Electromecánicas como la especificación de materiales o equipos y la forma en que han de montarse, conectarse, probarse y ponerse en servicio. Las Prescripciones Generales de Proyecto y Dirección de Obra se indican en la Parte 4 de esta Reglamentación.
6.5.
Tensiones Normalizadas
Todos los componentes de las EETT deberán ser elegidos teniendo en cuenta las Tensiones Normalizadas definidas en la Parte 5 de esta Reglamentación.
6.6.
Coordinación de la Aislación
Tanto para la elección de los componentes como para el dimensionamiento de las distancias de aislación se aplicarán las directivas de la Parte 6 de esta Reglamentación.
6.7.
Distancias de Seguridad
La disposición del equipamiento y su conexionado debe asegurar la inaccesibilidad de todas las partes bajo tensión a las personas que operen la instalación.
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Para cumplir con este requisito se respetarán las distancias de seguridad definidas en la Parte 7 de esta Reglamentación.
6.8.
Puesta a Tierra de las Instalaciones
Las EETT contarán con un Sistema de Puesta a Tierra que asegure en forma efectiva: •
La puesta a tierra de los neutros del sistema eléctrico.
•
El drenaje a tierra de las eventuales corrientes de falla producidas durante su operación.
•
El drenaje a tierra de las Corrientes debidas a las Descargas Atmosféricas.
Para cumplir con este requisito se aplicarán las prescripciones y directivas de ejecución definidas en la Parte 8 de esta Reglamentación.
6.9.
Protección contra descargas atmosféricas
Todos los elementos (barras, Aparatos, Edificios, etc.) de las EETT, excepto los muros o alambrados que ofician de límites, los caminos de circulación y los espacios destinados a futuras ampliaciones, estarán protegidos contra descargas atmosféricas. Para cumplir con este requisito se aplicarán las prescripciones y directivas definidas en la Parte 9 de esta Reglamentación.
6.10.
Compatibilidad Electromagnética
Para asegurar la confiabilidad en el funcionamiento de los sistemas de protección, control y comunicaciones de las EETT, se tendrán en cuenta las recomendaciones indicadas en la Parte 10 de esta Reglamentación.
6.11.
Medio Ambiente
Las EETT, ya sean nuevas o ampliación de instalaciones existentes y cualquiera sea su función o propósito, deberán diseñarse teniendo en cuenta las consideraciones que se indican en la Parte 11 de esta Reglamentación.
6.12.
Obras Civiles
Todas las Obras Civiles ya sean en EETT nuevas o ampliación de instalaciones existentes y cualquiera sea su función o propósito, deberán proyectarse y construirse aplicando las prescripciones y directivas definidas en la Parte 12 de esta Reglamentación.
6.13.
Equipamiento
Todo el equipamiento a utilizarse en las EETT, ya sean nuevas o ampliación de instalaciones existentes y cualquiera sea su función o propósito, deberán especificarse y probarse aplicando las prescripciones y directivas definidas en la Parte 13 de esta Reglamentación.
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6.14.
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Protección Contra Incendios
En las EETT, ya sean nuevas o ampliación de instalaciones existentes, el Sistema de Protección contra incendios se ajustará a las prescripciones que se definen en la Parte 14 de esta Reglamentación.
6.15.
Condiciones geográficas de instalación
Para la determinación de las características geográficas a tener en cuenta en las etapas de diseño y proyecto de las EETT, se tomará en cuenta la clasificación de zonas establecidas en la Reglamentación de Líneas Aéreas de la ASOCIACION ELECTROTECNICA ARGENTINA.
6.16.
Recomendaciones Adicionales de Diseño
Como complemento de las prescripciones y recomendaciones establecidas en los puntos anteriores, a continuación se transcriben una serie de recomendaciones adicionales surgidas de la experiencia en el proyecto, construcción y operación de EETT en la República Argentina y cuya adopción quedará a criterio del proyectista, en tanto cumpla con las prescripciones citadas en los puntos anteriores.
6.16.1.
Distribución de aparatos
La distribución de los aparatos en la instalación será ejecutada de manera tal que los operadores tengan una visión clara y completa de la misma, de manera de dificultar las maniobras erróneas y brindar seguridad al personal de operación para despejar rápidamente cualquier zona afectada por tareas de mantenimiento o eventuales siniestros. Debe tenerse siempre en cuenta la posibilidad de trabajar en una parte o zona de la instalación con total seguridad, estando energizadas las partes o zonas adyacentes. Cualquier aparato debe poder ser retirado o instalado en la ET, sin desafectar del servicio ninguna parte no involucrada en esa tarea.
6.16.2.
Seccionamiento y Puesta a Tierra de las áreas de trabajo
Las instalaciones se proyectarán de forma tal que permitan asegurar la separación visible de las partes bajo tensión o su indicación mediante un “Dispositivo Indicador Confiable” y la correspondiente puesta a tierra y delimitación efectiva de las áreas de trabajo.
6.16.3.
Operabilidad
Debe tenderse a la adopción de disposiciones amplias y en el caso de instalaciones a la intemperie, planas sobre el terreno, que eviten las estructuras demasiado altas y permitan una vigilancia y mantenimiento racional de la ET. Las EETT deben poder ser mantenidas evitando, tanto como se pueda, el uso de medios de elevación potencialmente peligrosos. Los mismos recaudos se tomarán para que los eventuales siniestros se autolimiten y no den lugar a cortes del servicio de gran magnitud, adoptando disposiciones suficientemente espaciadas del equipamiento, para minimizar la posibilidad de que un accidente grave (incendio, explosión o caída), provoque deterioros en los elementos vecinos o se extienda a otras partes de la instalación. Debe facilitarse, además, la circulación en la vecindad del equipamiento para permitir ganar tiempo en las maniobras y supervisar mejor todos los elementos de la instalación.
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Debe tenerse presente que todas las instalaciones debajo del nivel del terreno son siempre susceptibles de anegamiento por lo que deben preverse los medios de desagote adecuados para mantenerlas libres de este inconveniente.
6.16.4.
Ampliabilidad
El proyecto debe permitir la ampliación total de la instalación hasta el último nivel de desarrollo previsto, con el mínimo cortes del servicio posibles en el sector en funcionamiento. Esto implica prever en la etapa inicial todos los trabajos que predispongan la situación futura, esto es: •
Red de puesta a tierra con conductores de sección adecuada a la corriente de falla normalizada para el último nivel de expansión previsto.
•
Edificios con espacios de reserva para las ampliaciones previstas.
•
Fundaciones y Pórticos previstas para futuras ampliaciones de Barras.
•
Bases de Transformadores previstas para la ampliación de potencia.
•
Otros aspectos que requieran ser tenidos en cuenta.
Las salas de tableros (celdas de MT, auxiliares, comando, protección, etc.) se pueden adecuar, cuando se estima una demora razonable para la ampliación total, de manera de construir solo el edificio con las dimensiones previstas para la etapa inicial y predisponer la instalación para construir oportunamente el resto del edificio. Es conveniente adoptar disposiciones que permitan una normalización de los elementos constituyentes (obra civil, conductores, bases de los aparatos, morsetería, etc.), tendiendo a la reducción de los tiempos de obra, los costos resultantes y los estudios y cálculos particulares.
6.16.5.
Disposiciones constructivas
Este punto se encuentra en estudio por la Comisión de EETT.
6.16.6.
Transformadores de Potencia
Los Transformadores, Autotransformadores, Reactores y en general cualquier máquina que contenga aceite u otro liquido refrigerante, se instalarán en bases que tengan una platea o pileta que permita recoger la totalidad de los eventuales derrames o pérdidas de estos líquidos. Nota: En instalaciones en donde varios transformadores comparten una platea para el derrame de aceite, el volumen de la misma deberá ser el necesario para contener todo el aceite de la máquina de mayor contenido de aislante.
La instalación debe completarse con una cisterna recolectora impermeable a la que se conducirán esos eventuales derrames y que tendrá como mínimo la capacidad suficiente para almacenar la totalidad del liquido contenido en la máquina de mayor volumen previsto. Los canales o bocas de recolección de aceite en las bases estarán protegidos por un sistema de “cortallamas” (rejas metálicas, de hormigón, etc.) que impidan el paso del fuego en el caso de producirse derrames de liquido encendido. Si la instalación es a la intemperie, debe tenerse en cuenta que el sistema también recolectará el agua de lluvia, por lo tanto se deberá prever un sistema de separación del agua y el aceite, que retenga el aceite, derivándolo a la cisterna de recolección y permitiendo que el agua escurra sin contaminar los efluentes pluviales.
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La instalación de dos o más máquinas en bases anexas debe acompañarse siempre de muros parallamas, resistentes al fuego, que confinen cualquier eventual siniestro.
6.16.7.
Instalación de cables de Maniobra
Para las señales de control (comando, señalización, alarmas, medidas, etc.) se utilizarán cables multifilares aptos para 1 kV que cumplan con la norma IRAM correspondiente. Los mismos podrán tener distintas formaciones normalizadas, debiéndose prever un mínimo de 10 % de conductores de reserva en cada formación adoptada, con un mínimo de un conductor por formación. Se debe tener especial cuidado en utilizar multifilares independientes para cada función o nivel de tensión ( corriente de medida, tensión de medida, mandos, alimentaciones en C.A., señalizaciones, alarmas, etc.). Los cables acometerán a tableros y equipos a través de prensacables estancos, además se identificaran en ambos extremos con tarjetas metálicas estampadas u otro sistema indeleble e inalterable en el tiempo, con su numero de identificación. Los conductores individuales se conectarán a bornera mediante terminales adecuados los que irán prensados al conductor. La fijación de los conductores a la bornera será preferentemente con tornillos, Cada conductor a su vez será individualizado con elementos de identificación adecuados indelebles e inalterables en el tiempo. Se emplearan conductores blindados con cobre corrugado para los recorridos en playas de tensiones iguales o superiores a los 220 kV, si los mismos están conectados a aparatos susceptibles a sobretensiones y/o ruidos inducidos. El blindaje de estos cables se debe conectar en uno de sus extremos a la malla de puesta a tierra. Los cables de Potencia no se deben tender en los mismos canales o ductos que los cables de Comando, Protección, Comunicaciones, Telecontrol, etc. Si el recorrido de los cables es por canales y/o bandejas en zonas de gran presencia de roedores, se pueden emplear cables armados con fleje de acero para la protección del mismo Los cables pueden tenderse, teniendo en cuenta las características de cada ESTACIÓN de cualquiera de las siguientes formas: a) En bandejas portacables ubicadas en canales de cables, montantes y/o entrepisos técnicos. b) Sobre soportes o perchas ubicadas en canales de cables. c) Directamente apoyados sobre el canal de cables ( para canales en edificios limitando la excesiva superposición de los mismos). d) Mediante cañeros teniendo en cuenta la limitación de no superar el 30 % de la superficie del mismo.
7.
PRESCRIPCIONES GENERALES DE PROYECTO Y DIRECCIÓN DE OBRA
En este punto se establece las prescripciones de carácter general que se deben contemplar respecto de la responsabilidad técnica en las etapas de proyecto, construcción y puesta en servicio de EETT, ya se trate de un nueva instalación como de la ampliación de una existente. Alcanza a todas las actividades relacionadas con el diseño, el proyecto, la adquisición y recepción de materiales y equipos, la ejecución de las obras y la puesta en servicio de las instalaciones.
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Estas actividades en todas sus especialidades (Eléctrica, Mecánica, Civil, etc.), deberán estar a cargo de profesionales matriculados con las incumbencias respectivas. A tales fines se tomarán en cuenta las reglamentaciones vigentes que rigen el ejercicio profesional en cada jurisdicción donde se instalen las EETT.
Proyectista
7.1.
Proyectista es la función que el profesional desempeña en oportunidad de la ejecución de las distintas etapas de un proyecto, verificando, controlando y avalando que la documentación técnica elaborada cumpla con las Normas y Reglamentaciones vigentes y que las instalaciones proyectadas respondan a los fines previstos. Para esta Reglamentación se adoptan las siguientes definiciones:
7.1.1.
Anteproyecto
Se entiende por anteproyecto el conjunto de plantas, cortes y vistas representados conforme con las normas y disposiciones vigentes o, en su caso, el conjunto de dibujos y demás elementos gráficos necesarios para dar una idea general de la obra en estudio. El anteproyecto debe acompañarse con una memoria descriptiva, con un enfoque sintético, y un presupuesto global.
7.1.2.
Evaluación de Impacto Ambiental
La evaluación del impacto ambiental se desarrollará de acuerdo a la Normativa aplicable (en su versión vigente) al momento de realizarse el proyecto y gestión de aprobación de la obra. A falta de esta se tomará la Resolución N° 1725 del ENRE.
7.1.3.
Proyecto Completo
Se entiende por proyecto completo el conjunto de elementos gráficos y escritos que definan con precisión el carácter y finalidad de la obra y que permita solicitar la aprobación de las autoridades respectivas, licitar, cotizar, adjudicar, dirigir, ejecutar y poner en servicio la obra, e involucra:
a) Planos generales: comprenden la serie de plantas, cortes y vistas y, en su caso, ubicación de instalaciones, máquinas, conductores, plantaciones y demás accesorios en las escalas usuales representadas conforme con las disposiciones vigentes y son los básicos para la confección de los proyectos ejecutivos de construcciones, estructuras e instalaciones.
b)
Planos complementarios o de detalle: Comprenden toda suerte de planos de conjunto o de detalle de las construcciones, estructuras, instalaciones, conexionados y demás elementos constructivos, incluso las respectivas planillas de cálculo, listas de materiales, planillas de borneras, etc., que se utilizan para la ejecución de la obra.
c)
Pliego de condiciones: Es el documento que contiene y determina las cláusulas y condiciones que regirán los diversos trabajos y que deberán observar el comitente y los contratistas en el curso de la obra. En esta categoría, además de las cláusulas y condiciones comerciales y legales, se incluyen las Especificaciones Técnicas para la adquisición de aparatos o materiales y las que definen el alcance y forma en que se han de construir, montar, probar y poner en servicio las EETT.
d)
Memoria descriptiva: Es el conjunto de informaciones técnicas documentadas, con un enfoque amplio de la obra a ejecutar.
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e)
Cómputo métrico: Es el conjunto de cálculos efectuados sobre la base de los planos generales y complementarios y que determinan cuantitativamente cada uno de los ítems que integran la obra.
f)
Presupuesto detallado: Es el cálculo anticipado del costo de la obra en base al cómputo métrico.
g)
Estudio de propuestas: Es la revisión y verificación de las propuestas presentadas por los oferentes para la ejecución de la obra, así como las explicaciones gráficas o escritas que el profesional deberá suministrar al comitente para facilitar la adjudicación de dichas propuestas.
h)
Documentación para actuaciones oficiales: Son los planos, planillas y demás elementos para que el comitente o el contratista puedan realizar las gestiones necesarias, para obtener la aprobación de la obra y/o gestionar créditos ante las reparticiones u organismos correspondientes.
Dirección de Obra
7.2.
Director de Obra es la función que el profesional desempeña en oportunidad de la ejecución material de la obra verificando, controlando y avalando la fiel interpretación del proyecto, pudiendo cumplirse con las siguientes modalidades: a)
Dirección de obra: Cuando además controle el cumplimiento del contrato y se complementa con: 1.- Certificaciones y liquidaciones parciales y definitivas. 2.- Recepción provisional y definitiva. 3.- Confección de planos de detalle de obra. 4.- Revisión y aprobación de documentación del contratista. 5.- Documentación final conforme a obra.
b)
Dirección ejecutiva: En caso de obras por administración en las que el profesional, con todas las responsabilidades de Director y Constructor, tiene a su cargo obtener y fiscalizar los materiales, la mano de obra y los subcontratistas.
En todos los casos, el Director emite el “Certificado final” de la obra en donde certifica que la misma se ha realizado de acuerdo con los planos del proyecto y demás documentación contractual y que se han confeccionado los correspondientes planos Conforme a Obra.
Documentación Técnica del Proyecto
7.3.
En este punto se definirá el nivel mínimo de la documentación que debe contener un Proyecto La Documentación Técnica que conforma el Proyecto debe abarcar la totalidad de las obras y tareas necesarias para construir, equipar, montar y poner en servicio una ET y que de un modo general comprenden: a) Todas las Obras Civiles e Instalaciones Electromecánicas necesarias para la construcción y puesta en servicio de las Obras b) Todos los aparatos y materiales (Interruptores, Seccionadores, Transformadores, Celdas de MT, Tableros Auxiliares, Estructuras, Metálicas o de Hormigón, Herrería, Conductores, Morsetería, etc.) necesarios para equiparla. c)
Las construcciones y conexiones provisorias necesarias para su ejecución y Puesta en Servicio.
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d) Los desmontajes y retiros necesarios para la realización de las Obras. e) La realización de los planos necesarios para gestionar todos los Permisos y Autorizaciones requeridos por las leyes y reglamentaciones vigentes, para la ejecución y puesta en servicio de las Obras.
7.3.1.
Planos y Documentación Técnica Ejecutiva
La documentación requerida será la siguiente:
7.3.1.1.
Planta General de las Instalaciones
En estos planos figurarán todas las obras a ejecutar o existentes (Edificio, Playa, Canales, etc.), relacionadas con los elementos externos o internos, que definen su ubicación, por ejemplo: calles, pórticos, barras, transformadores, líneas, cercos, medianeras, etc. Se indicará además los ejes de replanteo que permitan integrar los Planos Ejecutivos en las distintas especialidades (Civil, Electromecánico, Electroductos, etc.), así como también los niveles y líneas municipales. Para estos planos se deberán realizar el relevamiento planialtimétrico correspondiente.
7.3.1.2.
Especificaciones Técnicas
Las Especificaciones Técnicas requeridas deben definir: Las características técnicas de todos los equipos, aparatos y materiales que se instalarán o utilizarán en la ET. Las características técnicas de todos las obras que se ejecutarán
7.3.1.3.
Planos de Construcción Civil
•
Mensura y Nivelación.
•
Estudio de Suelos (mínimo 4 pozos)
•
Planos Municipales.
•
Planta General de la Subestación (replanteo). (1:100)
•
Cálculo Bases, Soportes Equipos, Columnas de Iluminación, etc.
•
Dimensionamiento de Cámaras y Caños para Desagües de Playa.
•
Cálculos y Planos Estructurales.
•
Balance Térmico y Cálculo de Acondicionamiento de Edificios.
•
Estudio de Niveles Acústicos y Atenuación de Ruidos.
•
Replanteo de Arquitectura de los Edificios (1 :50)
•
Instalación Sanitaria.
•
Carpintería y Planilla de Locales.
•
Detalles (Fachadas, Cercos, Canales, Cámaras, Pavimentos, Cubiertas, etc.)
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7.3.1.4.
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Planos de Instalación Electromecánica
•
Planta General
•
Verificación de Cobertura de Hilos de Guardia, Descargadores y Pararrayos
•
Malla de P .A. T .(incluye cálculo y verificaciones )
•
Cálculo Mecánico de Barras y Conexiones de A T (Conductores e Hilos de Guardia)
•
Tablas de Tendido
•
Verificación de esfuerzos estáticos y electrodinámicos sobre estructuras y aparatos
•
Verificación de conductores de BT (de Potencia y Multifilares)
•
Cálculo de Iluminación de Playa y Edificios
•
Instalación Eléctrica de Playa y Edificios
•
Planos de plantas y cortes
•
Planos de recorridos de Multifilares
•
Planos de detalles de montaje de todos los equipos a instalar
•
Planos de vistas y cortes de los Tableros y Celdas a instalar (MT, Servicios Internos, Intermediarios, Protección, etc.)
•
Planos de los sistemas contra Incendio.
7.3.1.5.
Esquema Unifilar
Plano que muestra mediante un trazo único, la vinculación eléctrica que existe entre los aparatos de maniobra de una ET para cada nivel de tensión.
7.3.1.6.
Planos Eléctricos (Esquemas y Conexionado)
Funcionales (en forma individual para cada equipo) •
Funcionales de seccionadores e interruptores
•
Funcionales de ventilación y regulación de transformador
•
Esquemas de líneas de corriente y tensión
•
Funcionales de protección
•
Funcionales de alarmas
•
Funcionales de teleprotección
•
Funcionales de MT y Servicios Internos
Estos funcionales se realizarán con la indicación de los bornes de aparatos y/o borneras interconectadas, perfectamente identificadas y numeradas
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Planos Topográficos de cableado y conexionado •
Cableado interno de cada uno de los Tableros, Celdas, Armarios, etc.
•
Planos de interconexión de multifilares, guirnaldas, etc.
•
Planillas de borneras Planos y esquemas del sistema de control
•
Diagramas en bloques de control
•
Listado de señales
•
Planos de borneras y planillas de Cableado entre los tableros de Control y la UTR Documentación del sistema de comunicaciones
•
Diagrama de bloque detallado
•
Disposición de tableros
•
Cableado interno
•
Planos de borneras y planillas de cableado
•
Memorias descriptivas de los equipos
7.3.1.7.
Protocolos o Guías de Pruebas Funcionales
El Proyecto contendrá todas las Planillas Guía necesarias para la sistematización y registro de las Pruebas funcionales (de funcionamiento) para la Puesta en Servicio de estas Instalaciones y que de un modo general comprenden: •
Verificación de Ajustes Mecánicos
•
Pruebas funcionales de Aparatos y Equipos
•
Pruebas funcionales a pie de equipo
•
Pruebas funcionales de circuitos de Protección y Teleprotección
•
Pruebas funcionales de circuitos de Control y Telecontrol
•
Pruebas funcionales de Sistemas Auxiliares
•
Registros Termográficos
•
Verificación de soldaduras y medición de la Resistencia de Puesta a
•
Tierra y las Tensiones de Paso y Contacto
•
Medición de los Niveles de Iluminación
•
Medición de los Niveles de Ruido
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•
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Medición de los Niveles de Campos Electromagnéticos
7.3.1.8.
Documentación Técnica de los Materiales y Equipos
Además de los planos y planillas indicados, el Proyecto incorporará toda la documentación técnica (Manuales, Protocolos de ensayos, etc.) del equipamiento instalado y los materiales utilizados.
7.3.2.
Normas a emplear
Para la ejecución de planos civiles, mecánicos o eléctricos se utilizarán las Normas IRAM de dibujo correspondientes. Las dimensiones de planos y planillas, así como los símbolos gráficos de dibujo serán los indicados en las correspondientes Normas IRAM (A0, A1, A2, A3, etc.) y sus formatos extendidos.
8.
TENSIONES NORMALIZADAS
En este apartado se define los valores nominales y máximos de las tensiones de Corriente Alterna, con una frecuencia nominal de 50 ciclos, que se utilizarán en las EE.TT para el dimensionamiento de las instalaciones y la selección del equipamiento. Si en las instalaciones existentes se utilizan valores de tensión distintos a los fijados en esta Reglamentación, se mantendrán dichos valores existentes.
8.1.
Tabla
Teniendo en cuenta las tensiones de uso corriente en nuestro país se elaboró la tabla 8.1. Los valores de las tensiones indicados en la tabla son valores eficaces.
Tabla 8-1 - Valores normalizados de tensión nominal del sistema y tensión máxima del equipamiento.
Tensión Nominal del Sistema
Tensión Máxima del Equipamiento
(kV)
(kV)
3.3
3.6
6.6
7.2
13.2
14.5 (3)
33
36
66
72,5
132
145
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220
245
(330)
(363)
500
550 (2)
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1) Los valores indicados entre paréntesis deben ser considerados como valores “no preferidos”. Es recomendable que estos valores no sean de aplicación en sistemas nuevos construidos en el futuro. Los valores indicados son de tensión entre fases. 2) También se emplea 525 kV. 3) Este valor fue tomado de la IRAM 2211 parte I teniendo en cuenta las siguientes consideraciones: La tensión indicada es de la utilización en el país. La norma IEC 60038 no tiene normalizada esta tensión para 50HZ. Los valores de tensiones de ensayo son los mismos que para la tensión siguiente superior (15kV) de la norma IEC.
9.
COORDINACIÓN DE LA AISLACIÓN
Con la Coordinación de la Aislación se debe reducir a un nivel aceptable, desde el punto de vista económico y de la explotación, la probabilidad de que las solicitaciones dieléctricas impuestas a los equipos causen daño a sus aislaciones o afecten la continuidad del servicio. En el caso que con la aplicación de la presente Reglamentación no se verifique la Coordinación de la Aislación de la instalación existente, esta deberá modificarse, adoptándose todas las medidas necesarias para que verifique.
9.1.
Generalidades
La coordinación de la aislación comprende la selección de las tensiones resistidas por los equipos y partes de una ET, en función de las tensiones que pueden aparecer en la red a la cual se vinculan y teniendo en cuenta las características de los dispositivos de protección disponibles. Su objeto es reducir a un nivel aceptable, desde el punto de vista económico y de la explotación, la probabilidad de que las solicitaciones dieléctricas impuestas a los equipos causen daño a sus aislaciones o afecten la continuidad del servicio. Para lograr este fin se siguen los lineamientos y conclusiones resultantes de la Norma IEC 60071 y de la IRAM 2211, la que especifica el procedimiento para la selección de las tensiones resistidas nominales para la aislación del equipamiento y las instalaciones de estos sistemas de potencia entre fase y tierra, entre fases y longitudinal. La norma IEC recomienda que las tensiones resistidas seleccionadas deberán estar asociadas con la tensión máxima para el equipamiento. Esta asociación es a propósito de la coordinación de la aislación únicamente. Los requerimientos necesarios para la seguridad personal no están cubiertos por esta norma IEC. Por último, en función de estos valores de tensión se determinan los valores de distancias eléctricas mínimas en el aire.
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9.1.1.
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Clasificación de tensiones y sobretensiones
De acuerdo a su forma de onda y duración, las tensiones y sobretensiones se dividen en los siguientes tipos: •
Tensión permanente (a frecuencia industrial): Tensión de frecuencia industrial, considerando que tiene valor eficaz constante, aplicada continuamente a un par de terminales de una configuración de aislación.
•
Sobretensión temporal: Sobretensión a frecuencia industrial de relativamente larga duración.
•
Sobretensión transitoria: Sobretensión de corta duración de pocos milisegundos o menor, oscilatoria o no oscilatoria, usualmente fuertemente amortiguada.
Las sobretensiones transitorias se dividen en: •
Sobretensión de frente de onda lento: sobretensión transitoria, usualmente unidireccional, con picos de duración entre 20 µs < Tp ≤ 5000 µs, y duración de cola T2 ≤ 20 µs.
•
Sobretensión de frente de onda rápido: sobretensión transitoria, usualmente unidireccional, con picos de duración entre 0,1 µs < T1 ≤ 20 µs, y duración de cola T2 < 300 µs.
•
Sobretensión de frente de onda muy rápido: sobretensión transitoria, usualmente unidireccional, con picos de duración Tf ≤ 0,1 µs, duración total < 3 µs, y con oscilaciones superpuestas de frecuencia 30 kHz < f < 100 Mhz.
•
Sobretensiones combinadas (temporales, frente de onda lento, frente de onda rápido, frente de onda muy rápido): Consiste en la composición de dos tensiones aplicadas simultáneamente entre cada uno de los dos terminales de fase de una aislación entre fases (o longitudinal) y tierra. Se clasifica por la componente de mayor valor pico.
9.1.2.
Formas de onda de tensión nominales
Las siguientes formas de onda de tensión están normalizadas: •
Tensiones de corta duración a frecuencia industrial nominal: una tensión sinusoidal con frecuencia entre 48 Hz y 62 Hz, y duración de 60 s.
•
Impulso de maniobra nominal: una tensión impulsiva que tiene un pico de duración de 250 µs y una duración al valor medio de 2500 µs.
•
Impulso de origen atmosférico nominal: una tensión impulsiva que tiene una duración de frente de onda de 1,2 µs y una duración al valor medio de 50 µs.
•
Impulso de maniobra combinado nominal: tensión de impulso combinada que tiene dos componentes del mismo valor pico y polaridad opuesta. La componente positiva es un impulso de maniobra nominal y la negativa es un impulso de maniobra cuyos tiempos de pico y valor medio no serian menor que aquellos del impulso positivo. Ambos impulsos alcanzarían sus valores picos en el mismo instante. El valor pico de la tensión combinada es, por lo tanto, la suma de los valores picos de las componentes.
9.1.3.
Dispositivo para limitar las sobretensiones
Dispositivo el cual limita los valores pico de las sobretensiones o su duración o ambos. Estos se clasifican como dispositivos de prevención (por ejemplo resistencias de preinserción) o como dispositivos de protección (por ejemplo descargadores).
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9.1.4.
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Tensiones resistidas
El valor de los ensayos de tensión debe ser determinado bajo condiciones específicas en ensayos de resistencia, durante el cual se tolera un número especificado de descargas disruptivas. La tensión resistida es designada como: •
Tensión resistida asumida convencional, cuando el número de descargas disruptivas tolerado es cero. Esto es considerando que corresponde una probabilidad de resistir Pw = 100 %;
•
Tensión resistida estadística, cuando el número de descargas disruptivas tolerado está relacionado con una probabilidad de resistencia específica. Para la norma IEC 60071 la probabilidad especificada es Pw= 90 %.
9.1.5.
Tensión resistida nominal a los impulsos de maniobra o de origen atmosférico
Valor de cresta de la tensión resistida a los impulsos de maniobra o de origen atmosférico en lo que se refiere a los ensayos resistidos.
9.1.6.
Tensión resistida de corta duración a frecuencia industrial
Valor eficaz de la tensión sinusoidal de frecuencia industrial que la aislación del equipamiento debe soportar cuando los ensayos se efectúan en las condiciones especificadas, y durante un tiempo especificado que no exceda generalmente 1 min.
9.1.7.
Condiciones atmosféricas de referencia nominales
Las condiciones atmosféricas de referencia nominales son: •
Temperatura
to = 20 °C
•
Presión
bo = 101,3 kPa (1013 mbar)
•
Humedad absoluta
hao = 11 g/m3
9.1.8.
Nivel de aislación evaluado
Un conjunto de tensiones resistidas nominales las que caracterizan la capacidad dieléctrica de la aislación.
9.1.9.
Nivel de aislación nominal
Es un nivel de aislación evaluado, las tensiones resistidas nominales asociadas a Um como se recomienda en las tablas y .
9.1.10.
Ensayos de tensión resistida nominales
Son ensayos dieléctricos realizados en condiciones específicas para probar que la aislación cumple con una tensión resistida nominal. Estos valores nominales cubren: •
Ensayos de corta duración a frecuencia industrial
•
Ensayos de impulso de maniobra
•
Ensayos de impulso de origen atmosférico
•
Ensayos de tensiones combinadas
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9.2.
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Rangos de tensiones máximas para el equipamiento según IEC 60071-1.
Las tensiones máximas normalizadas para el equipamiento se divide en dos rangos: •
Rango I: distribución.
mayor de 1 kV hasta 245 kV inclusive. Este rango cubre los sistemas de transmisión y
•
Rango II:
mayor a 245 kV. Este rango cubre los sistemas de transmisión solamente.
9.3.
Selección de los niveles de aislación nominales
La asociación de las tensiones resistidas nominales con la tensión máxima del equipamiento ha sido normalizada por la norma IEC 60071 como beneficio de la experiencia ganada por la operación de sistemas diseñados de acuerdo a las normas IEC. Las tensiones resistidas nominales están asociadas con las tensiones máximas para el equipamiento según la tabla para el rango I y la tabla para el rango II. Además, las siguientes asociaciones están normalizadas para la aislación entre fases y longitudinal: •
Para la aislación entre fases, rango I, las tensiones resistidas para corta duración a frecuencia industrial e impulso de origen atmosférico entre fases nominales son iguales a las tensiones resistidas de fase a tierra apropiadas. Los valores entre paréntesis, pueden ser insuficientes para determinar las tensiones resistidas requeridas, en ese caso, pueden ser necesarios ensayos adicionales de tensión resistida entre fases.
•
Para la aislación entre fases, rango II, la tensión resistida por impulso de origen atmosférico entre fases nominal es igual a la de impulso de origen atmosférico entre fase y tierra.
•
Para la aislación longitudinal, rango I, las tensiones resistidas para corta duración a frecuencia industrial e impulso de origen atmosférico entre fases nominales son iguales a las tensiones resistidas de fase a tierra apropiadas (tabla ).
•
Para la aislación longitudinal, rango II, la componente de impulso de maniobra de la tensión resistida combinada nominal está dada en la tabla , mientras que el valor pico de la componente a frecuencia industrial de polaridad opuesta es Um, y la componente de impulso de origen atmosférico de la tensión resistida combinada nominal es igual a la tensión resistida fase a tierra apropiada (tabla ), mientras que el valor pico de la componente a frecuencia industrial de polaridad opuesta es 0,7 Um.
La asociación de solamente dos tensiones resistidas nominales es suficiente para definir el nivel de aislación normalizado de un equipamiento: Para equipamiento en el rango I: a) La tensión resistida de impulso atmosférico nominal, y b) La tensión resistida de corta duración a frecuencia industrial nominal. Para equipamiento en el rango II: a) La tensión resistida de impulso atmosférico nominal, y b) La tensión resistida de impulso de maniobra. Si se justifican técnica y económicamente, se pueden adoptar otras asociaciones.
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9.4.
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Tablas Tabla 9-2 - Niveles de Aislación Normalizados para Rango I (1 kV < Um ≤ 245 kV)
Tensión máxima para el Equipamiento Um [kV] (Valor eficaz)
Tensión resistida de corta duración a frecuencia industrial nominal. [kV] (Valor eficaz)
3,6
10
7,2
20
14,5
38
36
70
72,5
140 (185) 230 275 (275) (325) 360 395 460
145
245
Tensión resistida de impulso Atmosférico nominal.[kV] (Cresta) 20 40 40 60 75 95 145 170 325 (450) 550 650 (650) (750) 850 950 1050
Nota: Si los valores entre paréntesis son considerados insuficientes para garantizar las tensiones resistidas entre fases requeridas, es necesario realizar ensayos adicionales de tensiones resistidas entre fases.
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Tabla 9-3 - Niveles de Aislación Normalizados para Rango II. (Um > 245 kV)
Tensión resistida de impulso de maniobra nominal Tensión Fase a fase máxima para el Aislación Fase a tierra (Relación Equipamiento longitudinal con el valor Um [kV] (nota 1) [kV] de cresta de (Valor eficaz) [kV] (Cresta) fase a tierra) (Cresta) 850
850
1,50
850
950
1,50
950
950
1,70
950
1050
1,60
950
1175
1,50
362
525
Tensión resistida de impulso atmosférico nominal. [kV] (Cresta) 950 1050 1050 1175 1175 1300 1300 1425 1425 1550
Nota (1) Valor de la componente de impulso del ensayo combinado pertinente.
9.5.
Distancias mínimas en aire para asegurar la instalación ante tensiones resistidas impulsivas
En instalaciones complejas, como lo son las EETT, que no pudieron ser ensayadas en su conjunto, es necesario asegurarse que la capacidad dieléctrica sea la adecuada. Las tensiones resistidas de maniobra y de origen atmosférico en el aire a valores atmosféricos normalizados pueden ser iguales, o mayores que, los valores normalizados de las tensiones resistidas de maniobra y de origen atmosférico especificados por la norma IEC 60071 y tomados como referencia en esta Reglamentación. Teniendo en cuenta esto, las distancias mínimas fueron determinadas para distintas configuraciones de electrodos. Las distancias mínimas especificadas son determinadas como una aproximación conservadora teniendo en cuenta la experiencia practica, razones económicas, y medidas prácticas de los equipos. Estas distancias están dirigidas solamente a los requerimientos de la coordinación de la aislación. Los requerimientos de seguridad pueden tener como resultado distancias sustancialmente mayores. Las tablas; , y (A.1, A.2 y A.3 de la Norma IEC 60071) son convenientes para aplicaciones generales, ya que proveen la distancia segura mínima para los niveles de aislación especificados. Estas distancias pueden ser menores si se ha comprobado, por ensayos en la configuración actual o similar, que se encontraran las tensiones resistidas impulsivas normalizadas, tomando en cuenta las condiciones ambientales apropiadas las que pueden crear irregularidades en la superficie de los electrodos como ser lluvia y polución.
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Las distancias son por consiguiente no aplicables a equipos cuya especificación incluye ensayos de tipo para impulsos, porque las distancias impuestas podrían ser un inconveniente en su concepción, aumentar su costo y frenar el progreso. Las distancias también pueden ser menores, cuando se puede confirmar por la experiencia de operación que las sobretensiones esperadas son menores que aquellas indicadas en la selección de las tensiones resistidas normalizadas, o que la configuración de electrodos es más favorable que la asumida para las distancias recomendadas. La tabla A.1 (tabla ) correlaciona la distancia mínima en aire con las tensiones resistidas de origen atmosférico normalizadas para configuraciones de electrodo del tipo punta – estructura metálica y, en adición para el rango II, conductor estructura metálica. Estas son aplicables tanto para distancias de fase a tierra como para distancias entre fases (ver nota bajo tabla A.1, tabla ). La tabla A.2 (tabla ) correlaciona la distancia mínima en aire para configuraciones de electrodo del tipo conductor – estructura metálica y punta – estructura metálica con las tensiones resistidas de maniobra normalizadas entre fase y tierra. La configuración conductor – estructura cubre un gran rango de configuraciones usadas normalmente. La tabla A.3 (tabla ) correlaciona la distancia mínima en aire para configuraciones de electrodo del tipo conductor – conductor y punta - conductor con las tensiones resistidas de maniobra normalizadas entre fases. La configuración asimétrica de punta – conductor es la peor configuración de electrodo encontrada normalmente en servicio. La configuración conductor – conductor cubre todas las configuraciones simétricas con idénticas formas de electrodos entre dos fases. Las distancias en aire aplicables en servicio se determinaron de acuerdo a las siguientes reglas. A.1 Rango I. La distancia en aire entre fase y tierra y entre fases está indicada en la tabla A.1 (tabla ) para las tensiones resistidas de origen atmosférico normalizadas. La tensión resistida de corta duración a frecuencia industrial normalizada puede ser desestimada cuando la relación entre la tensión resistida de origen atmosférico normalizada y la tensión resistida de corta duración a frecuencia industrial normalizada es mayor a 1,7. A.2 Rango II. La distancia fase a tierra es el mayor valor de distancia determinado para la configuración punta - estructura metálica para las tensiones resistidas de origen atmosférico normalizadas e indicada en la tabla A.1 (tabla ), o para las tensiones resistidas de maniobra normalizadas e indicada en la tabla A.2 (tabla ) respectivamente. La distancia entre fases es el mayor valor de distancia determinado para la configuración punta - estructura metálica para las tensiones resistidas de origen atmosférico normalizadas e indicada en la tabla A.1 (tabla ), o para las tensiones resistidas de maniobra normalizadas e indicada en la tabla A.3 (tabla ) respectivamente. La distancia necesaria para resistir las tensiones resistidas de origen atmosférico normalizadas para aislación longitudinal en el rango II se puede obtener por la suma de 0,7 veces de la tensión de operación máxima pico de fase a tierra y el valor de la tensión resistida de impulso atmosférico normalizada y por la división de la suma por 500 kV/m. Las distancias necesarias para las sobretensiones de maniobra longitudinal en el rango II son menores que los valores entre fases correspondientes. Estas distancias usualmente existen solamente en los ensayos de tipo de aparatos.
Las distancias eléctricas (fase tierra, entre fases) indicadas no incluyen las distancias entre las partes bajo tensión y tierra de aparatos, incluyendo aisladores soporte, ya que las mismas forman parte de la garantía del
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equipamiento dada por el fabricante y son verificadas por ensayo de tipo considerando las condiciones de instalación basadas en las recomendaciones del proveedor. El análisis de la distancia de aislamiento es relativo al de la instalación (barras, conductores, etc.) y distancias en aire, no así las correspondientes a los aparatos en sí, cuyas normas especificas fijan los ensayos a los que son sometidos debiendo cumplir con las mismas. (Normas IEC correspondientes).
Tabla 9-4 - Correlaciones entre tensiones resistidas atmosféricas normalizadas y las distancias mínimas en aire.
Tensión resistida Distancia mínima en aire a los impulsos (mm) atmosféricos Punta-Estructura ConductorNominal metálica Estructura (kV) metálica 20 60 40 60 60 90 75 120 95 160 145 270 170 320 325 630 450 900 550 1100 650 1300 750 1500 850 1700 1600 950 1900 1700 1050 2100 1900 1175 2350 2200 1300 2600 2400 1425 2850 2600 1550 3100 2900
Notas La tensión resistida a los impulsos atmosféricos nominal es aplicable tanto para fase a tierra como entre fases. Para fase a tierra son aplicables las mínimas distancias de conductor a estructura metálica y punta a estructura metálica. Entre fases es de aplicación la mínima distancia entre punta y estructura.
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Tabla 9-5 - Correlación entre la tensión resistida a los impulsos de maniobra nominal y la distancia mínima en aire entre fase y tierra.
Tensión resistida a los Distancia mínima entre fase y tierra impulsos de maniobra (mm) nominal ConductorPunta(kV) Estructura metálica Estructura metálica 750 1600 1900 850 1800 2400 950 2200 2900 1050 2600 3400 1175 3100 4100 1300 3600 4800 1425 4200 5600 1550 4900 6400
Tabla 9-6 - Correlación entre la tensión resistida a los impulsos de maniobra nominal y la distancia mínima en aire entre fases.
Tensión resistida a los impulsos de maniobra nominal Fase Relación Entre a tierra entre el valor Fases (kV) entre fases y (kV) fase a tierra 750 1,5 1125 850 1,5 1275 850 1,6 1360 950 1,5 1425 950 1,7 1615 1050 1,5 1575 1050 1,6 1680 1175 1,5 1763 1300 1,7 2210 1425 1,7 2423 1550 1,6 2480
9.6.
Distancia mínima entre fases (mm) ConductorPuntaConductor Conductor paralelos 2300 2600 2900 3100 3700 3600 3900 4200 6100 7200 7600
2600 3100 3400 3600 4300 4200 4600 5000 7400 9000 9400
Factores de corrección de la tensión resistida
El grupo de tensiones resistidas nominales indicadas en las tablas y , fundamentales en la determinación posterior de las distancias eléctricas mínimas en aire fueron obtenidas en condición de laboratorio, es decir con condiciones atmosféricas y ambientales predeterminadas y controladas.
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Para adaptar estos valores de tensión a las condiciones reales a las que están sometidas los equipos e instalaciones se aplican, a los valores nominales tabulados, factores de corrección. Para la corrección de las condiciones atmosféricas se utiliza el factor Ka. Esta corrección es de importancia para la determinación de las distancias eléctricas en aire. Las distancias eléctricas en aire están relacionadas por la densidad del aire, es decir de su presión atmosférica y por lo tanto de la altura con respecto al nivel del mar donde va a estar ubicada la subestación. Para determinar el factor de corrección K a de las tensiones resistidas nominales, IEC fija la siguiente ecuación: Ka = em(H/8150) Donde: H es la altura sobre el nivel del mar (en metros) y m según: m = 1,0 para la coordinación por tensiones resistidas a impulsos atmosféricos; m de acuerdo a tabla para la coordinación de las tensiones resistidas de maniobra ver norma IEC 60071-2; m = 1,0 las tensiones resistidas de corta duración a frecuencia industrial. Para tensiones constituidas por dos componentes, el valor de la tensión es la suma de las componentes.
10.
DISTANCIAS DE SEGURIDAD
En este capítulo se estipulan las distancias eléctricas mínimas para garantizar la seguridad del personal involucrado en tareas de operación, mantenimiento y obra en las EETT como así también en la circulación general dentro de la instalación. En el caso de ampliaciones, las Distancias de Seguridad aquí definidas se aplicarán exclusivamente a la instalación de los nuevos equipos y sus conexiones.
10.1.
Determinación de las distancias eléctricas de seguridad
La Distancia Eléctrica de Seguridad se expresa como la suma de los siguientes valores: La distancia eléctrica mínima no disruptiva, que para esta Reglamentación se adopta la definida por la ley N° 19587 de Higiene y Seguridad del Trabajo. Esta zona se define en la Figura 10.2 como “Distancia de Base”. Una distancia predeterminada que depende del movimiento del personal de operación o mantenimiento, de la naturaleza de los trabajos a efectuar, y de los requerimientos de circulación y acceso. Esta distancia determina una “Zona de Seguridad” que en la Figura 10.2 se ha definido con una distancia mínima de 2.25m. La Distancia de Base garantiza la prevención de cualquier riesgo de descarga en las condiciones menos favorables. Se determinan a las distancias eléctricas mínimas de seguridad con las siguientes expresiones: dh = df-t + 0,9
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dv = df-t + 2,25 dh = distancia horizontal, en metros, que debe respetarse en todas las zonas de circulación. dv = distancia vertical, en metros, que debe respetarse en toda la zona de circulación y nunca debe ser menor de 3,00 m. df-t = Distancia Base conductor-tierra mínima correspondiente al valor fijado en el Decreto N° 351/79 de la Ley N° 19587 de Higiene y Seguridad en el Trabajo, y a los considerados en el Decreto N° 911/96 de la Ley 24557 de Riesgos de Trabajo. La distancia mínima vertical de 2,25m está definida por la CIGRE para la zona de seguridad, en lo que respecta a la circulación de personal. Deberán adoptarse las medidas necesarias para que ninguna persona pueda alcanzar, por cualquier medio, sea elevándose por encima del piso, o empuñando elementos no aislados, una altura mayor a 2,25 m debajo de elementos con tensión. De la misma manera, deberá impedirse el acceso en el sentido horizontal, a una distancia mayor a 0,90 m a partir de barandas o cercos, en dirección a zonas con tensión. La distancia entre la base del aislador más cercano a tierra y el piso no deberá ser inferior a este valor, ya que el aislador se considera como una pieza sujeta a un gradiente de tensión cuya parte metálica inferior está al potencial de tierra. La altura mínima (hs) de las partes vivas sobre el nivel del suelo, en ningún caso debe ser inferior a 3,00 m, si no se encuentran aisladas por barreras de protección. Si las partes bajo tensión se encuentran a alturas inferiores a las especificadas, se instalarán barandas protectoras o bien cubiertas, como se indica en la Figura 10.2.1. Las barandas deben tener 1,20 m de altura y quedar a una distancia de las partes vivas igual a la Distancia Base df-t aumentada en 0,90 m como mínimo. Las cubiertas deben ser de 2,25 m de altura y estar alejadas de las partes vivas a una distancia igual a la distancia base df-t (fijada por ley). En la Figura 10.2.1 se representan las diferentes situaciones, ya sea para tareas de mantenimiento, circulación, etc.
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Figura 10.2. Zonas de Circulación
3.05m Mínimo
ZONA DE CIRCULACION
2.25m
10.2.
Distancia de Base
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ZONAS DE CIRCULACION
10.2.1.
Figura 10.2.1. Barandas y Cubiertas
ALTURA MINIMA = DISTANCIA DE BASE + 2.25m
DISTANCIA DE BASE
DISTANCIA HORIZONTAL MINIMA = DISTANCIA DE BASE + 0.90m
ZONA DE SEGURIDAD
Distancia de Base
1.20m
2.25m
Distancia de Base
0.90m mínimo
BARANDAS
0.90m mínimo
CUBIERTAS
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10.3.
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Distancias adoptadas
Para prevenir descargas disruptivas en trabajos efectuados en la proximidad de partes no aisladas de instalaciones eléctricas en servicio, las separaciones mínimas medidas entre cualquier punto con tensión y la parte más próxima del operario o de las herramientas no aisladas por él utilizadas en la situación más desfavorable que pudiera producirse, serán las siguientes.
10.3.1.
Tabla 10.3.1.- Distancias mínimas en función del nivel de tensión.
NIVEL DE TENSION
DISTANCIA MINIMA
Más de 50 V hasta 1 kV. Más de 1 kV hasta 33 kV. Más de 33 kV hasta 66 kV. Más de 66 kV hasta 132 kV. Más de 132 kV hasta 150 kV. Más de 150 kV hasta 220 kV. Más de 220 kV hasta 330 kV. Más de 330 kV hasta 500 kV.
0,80 m 0,80 m (1) 0,90 m (2) 1,50 m (2) 1,65 m (2) 2,10 m (2) 2,90 m (2) 3,60 m (2)
(1) Estas distancias pueden reducirse a 0,60m, por colocación sobre los objetos con tensión de pantallas aislantes de adecuado nivel de aislación y cuando no existan rejas metálicas conectadas a tierra que se interpongan entre el elemento con tensión y los operarios. (2) Para trabajos a distancia. No se tendrá en cuenta para trabajos a potencial. En función de las fórmulas indicadas en 7.4, y teniendo en cuenta las medidas del personal y las distancias definidas en la Tabla 10.3.1 se confeccionó la Tabla 10.3.2
10.3.2.
Tabla 10.3.2 - Distancias eléctricas mínimas de seguridad teniendo en cuenta las distancias de seguridad establecidas por la ley 19587 decreto 351/79, según diferentes casos y tensiones.
TENSION NOMINAL (kV) 33 132 220 330 500
Df-t (m) 0,80 1,50 2,10 2,90 3,60
dh (m)
dv (m)
1,70 2,40 3,00 3,80 4,50
3,05 3,75 4,35 5,15 5,85
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11.
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SISTEMAS DE PUESTA A TIERRA DE ESTACIONES TRANSFORMADORAS
En este apartado se define los criterios de diseño y ejecución de redes de puesta a tierra de seguridad y servicio de las EE.TT. En el caso que con la aplicación de la presente Reglamentación no se verifique la instalación existente, esta debe modificarse, adoptándose todas las medidas necesarias para que verifique.
Generalidades
11.1.
Los objetivos específicos de esta parte de la reglamentación son: •
Establecer, como base para el diseño, los límites de las diferencias de potencial que existirán en una subestación, en condiciones de falla, entre puntos que puedan ser conectados por personas que trabajan o caminan alrededor de una subestación para que no sean expuestas al peligro de un shock eléctrico crítico.
•
Indicar prácticas de puesta a tierra en EE.TT. y proveer un criterio para el diseño de redes de puesta a tierra con especial referencia a la seguridad.
Se dará especial tratamiento a los principios básicos para el diseño del sistema de puesta a tierra de protección. A tal efecto se deberá tener en cuenta lo siguiente: •
Proveer caminos a tierra para aquellas corrientes que se produzcan en condiciones anormales o de falla sin que se excedan los límites de operación de los equipos o sin que se afecte severamente la continuidad del servicio.
•
Asegurar que una persona en las cercanías de una puesta a tierra no esté expuesta a un shock eléctrico crítico. Las tensiones de paso y de contacto producidas en una condición de falla deben ser valores seguros. Un valor seguro es aquel que no producirá fibrilación ventricular en el cuerpo humano.
11.2.
Consideraciones sobre seguridad
Bajo condiciones de falla a tierra, la porción de la corriente de falla que se deriva a la red de puesta a tierra, producirá gradientes de potencial dentro y alrededor de la E.T. Si no se toman precauciones en el diseño, las tensiones que se presenten pueden resultar peligrosas para las personas. Además entran en las consideraciones de seguridad, la duración del flujo de corriente, las impedancias del camino de la corriente a tierra, las condiciones físicas de la persona y la probabilidad de contactos a tierra.
11.2.1.
Límites de corriente toleradas por el cuerpo humano
Los efectos fisiológicos de la corriente eléctrica a través del cuerpo, en función del crecimiento de la magnitud de la corriente, son percepción, contracción muscular, inconsciencia, fibrilación del corazón, paro respiratorio y quemaduras. Basados en los resultados de los estudios realizados por Dalziel, la relación existente entre la magnitud de corriente que atraviesa un cuerpo y su duración, puede establecerse, para el 99.5 % de las personas, sin que sufran fibrilación ventricular, mediante la siguiente ecuación:
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Ib =
k ts
[A]
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(1)
Donde:
Ib: Magnitud de la corriente que atraviesa el cuerpo en amperes ts: Duración de la exposición a la corriente en segundos k: Constante relacionada con la energía producida durante el shock eléctrico Para personas cuyo peso sea de 50 kg, k50 = 0.116 Para personas cuyo peso sea de 70 kg, k70 = 0.157 Esta ecuación se basa en pruebas limitadas a un rango de entre 0.03 y 3 segundos.
11.2.2.
Tensiones de contacto y de paso
Para el diseño de puestas a tierra en EE.TT., este límite de corriente tolerada por el cuerpo humano se traslada a límites de tensiones que se obtienen tomando las impedancias presentes en el camino de la corriente que pasa por el cuerpo humano. Las tensiones de contacto y de paso son, por consiguiente, los criterios que se han de cumplir para lograr un diseño seguro. Los valores de tensiones tolerables por el cuerpo humano dentro de las EE.TT. estarán dadas por las ecuaciones siguientes: Para cuerpos de 50 kg de peso:
Epaso 50 = (1000 + 6 ⋅ C s ( h s ⋅ K ) ⋅ ρ s )
0.116 ts
Econt 50 = (1000 + 1.5 ⋅ C s ( h s ⋅ K ) ⋅ ρs )
0.116 ts
[V]
(2)
[V]
(3)
[V]
(4)
[V]
(5)
Para cuerpos de 70 kg de peso:
Epaso 70 = (1000 + 6 ⋅ C s ( h s ⋅ K ) ⋅ ρ s )
0.157
Econt 70 = (1000 + 1.5 ⋅ C s ( h s ⋅ K ) ⋅ ρ s ) Donde: Epaso: Tensión de paso en volts Econt: Tensión de contacto en volts
ts 0.157 ts
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Cs: Factor de reducción que considera la capa superficial de relleno de una E.T., basado en el espesor de la capa superficial de protección que se esparce sobre el terreno natural de la E.T. Si no se usa una capa superficial de protección, Cs es igual a 1 (Ver punto 5.2). ρs: Es la resistividad de la capa superficial de protección usada en la E.T. en [ Ω ⋅ m ] hs: Espesor del material superficial en metros
11.2.3.
Determinación del tiempo ts:
Un tiempo de apertura de falla (tiempo de exposición) corto implica un riesgo menor para las personas. En experiencias y pruebas realizadas se observó que la probabilidad de una lesión severa o de muerte se reduce considerablemente si la duración del flujo de corriente a través del cuerpo es muy pequeña. Se recomienda considerar para los cálculos un valor del tiempo de apertura entre 0.5 y 1 segundo, quedando a juicio del ingeniero proyectista determinar el valor exacto en función del tiempo de respaldo de apertura de falla más el tiempo de accionamiento de interruptores, considerando además un margen de seguridad adecuado.
11.3.
Factor de reducción y resistividad del material superficial
11.3.1.
Resistividad del Material de la Capa Superficial de Protección
Una delgada capa de material superficial de protección de elevada resistencia tal como piedra partida sobre el terreno de una E.T., reduce considerablemente las consecuencias de un shock eléctrico durante el tiempo de falla. Este material superficial incrementa considerablemente la resistencia de contacto entre el suelo y los pies de las personas. El rango de los valores de resistividad del material de la capa superficial depende de muchos factores, entre los que se pueden mencionar los tipos de piedra, tamaño, condiciones de las piedras (limpia o con impurezas), contenido de humedad, contaminación atmosférica, etc. En la tabla siguiente se observa que la resistividad del agua con la cual está humedecida la piedra tiene considerable influencia sobre la medición de la resistividad del material de la capa superficial. Tabla 11-7 - Resistividades típicas de materiales usados en EE.TT. para capas superficiales (IEEE Std 80-2000)
N°
Descripción del material de la superficie
1 Piedra partida fina
Resistividad en Ω ⋅ m Seco Húmedo 140*106 1300
2 Piedra partida fina (tamaño 0.04 m)
4000
1200
3 Granito fino (tamaño 0.02-0.025 m)
----
6513
1.5*106 a 4.5*106
5000
5 Granito lavado (tamaño 0.05-0.1 m)
2.6*106 a 3*106
10000
6 Piedra caliza lavada tamaño variable
7*106
2000 - 3000
7 Grava (tamaño 0.02 m)
2*106
10000
8 Grava en guijarros
40*106
5000
4 Granito lavado (tamaño 0.025-0.05 m)
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190*106
8000
10 Asfalto
2*106 a 30*106
10000 a 6*106
11 Hormigón
1*106 a 30*109
21 a 100
9 Granito lavado #57
11.3.2.
Factor de Reducción Cs
Una expresión analítica del factor de reducción puede ser obtenida a partir de la ecuación:
Cs
n 1 K ∞ = 1 +2 ⋅ ∑ n = 1 0.96 2 hs 1 +2 ⋅n ⋅ 0.08
K=
(6)
ρ − ρs ρ + ρs
(7)
Donde: Cs: Factor que considera la capa superficial, si C s = 1 para el caso en que la resistividad de la capa superficial igual a la resistividad del suelo. K: Factor de reflexión debido a las distintas resistividades de los materiales ρs: Resistividad del material superficial en
Ω ⋅m
ρ: Resistividad del suelo debajo del material superficial en
Ω ⋅m
hs: Espesor del material superficial en metros En la norma IEEE Std 80-2000 puede observarse un gráfico que permite obtener directamente valores del factor de reducción (C s) para los distintos espesores (h s) y factores de reflexión (K), que resulta de aplicar la ecuación 6.
11.4.
Mediciones de resistividad del terreno
11.4.1.
Tablas de valores de resistividad
La resistividad puede variar no sólo con el tipo de suelo, sino también con la granulación, la compactación, la humedad, la temperatura y el contenido de sales del mismo. Debido a la estratificación del terreno, la resistividad varía mucho con la profundidad. En una primera instancia, durante la etapa de anteproyecto, y previo a las mediciones de resistividades, resulta útil tener una aproximación de los valores de resistividad para estimar la cantidad de cable conductor que se empleará en la red de puesta a tierra de la ESTACION TRANSFORMADORA. Para ello se consultan tablas con las resistividades de distintos tipos de suelo dadas en normas nacionales e internacionales. A continuación se detalla una de ellas. Tabla 11-8 - Gamas de valores de resistividad medidos más frecuentemente (Norma IRAM 2281 – 4)
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Tipo de suelo Tierra cenagosa Barro, arcilla, humus Arena Grava Roca disgregada Granito 11.4.2.
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Resistividad de la tierra en Ω ⋅m 5 a 40 20 a 200 200 a 2500 2000 a 3000 casi siempre menor que 1000 2000 a 3000
Medición de resistividades
Antes de comenzar con la ingeniería de detalle y la confección de memorias de cálculo de una E.T., especialmente la vinculada al diseño y cálculo de la red de puesta a tierra, se deberán efectuar mediciones de resistividad del terreno. Algunas técnicas de medición están descriptas en detalle en las normas IRAM 2281-2 y en la IEEE Std 81. El método de las cuatro jabalinas de Wenner es la técnica de medición más usada.
11.4.3.
Presentación de la documentación de mediciones de puesta a tierra y resistividades
La forma en que se deben hacer las mediciones de resistividad por el método de Wenner y los datos mínimos que el encargado de efectuar las mediciones deberá entregar para el diseño de la puesta a tierra está descripto en la norma IRAM 2281-2. Se deberá incluir dentro del informe sobre la medición de la resistividad, los datos de la temperatura y el contenido de la humedad en el momento de la medición. La interpretación de los valores obtenidos en la medición es la parte más difícil del programa de mediciones. El objetivo básico es lograr un modelo de suelo que sea una buena aproximación del suelo verdadero, que después será empleado en el cálculo de las tensiones de malla y de paso. La resistividad del suelo varía tanto longitudinalmente como en profundidad, dependiendo de la estratificación del suelo. Los modelos de suelo mas usado para efectuar los cálculos de tensiones son el modelo de suelo uniforme y el modelo de suelo de dos capas. Los modelos de suelo de dos capas son una buena aproximación de cualquier estructura de suelo. Un modelo de suelo uniforme se usará sólo cuando hay una variación leve de la resistividad aparente, es decir condiciones de suelo homogéneo, lo que ocurre muy raramente en la práctica.
11.5.
Procedimiento de cálculo de la máxima corriente de malla
Se deberán seguir los pasos que se detallan a continuación para determinar el valor de la máxima corriente de malla que se usará en los cálculos de puesta a tierra de la E.T. 1° Paso: Determinar el tipo y la localización de aquellas fallas a tierra que puedan ocurrir, y produzcan los mayores flujos de corriente entre la red de tierra de la E.T. y la tierra circundante y como consecuencia el máximo potencial de tierra con respecto a la tierra remota (GPR) y los valores de gradiente de potencial en el área de la E.T. 2° Paso: Determinar el factor de división de corriente de falla (S f), que establece que parte de la corriente simétrica de falla fluye desde la red de puesta a tierra al suelo circundante, para cada una de las fallas seleccionadas en el 1° paso, y luego calcular los correspondientes valores de la corriente de malla simétrica (Ig). Para computar el valor de Sf es preciso conocer el circuito que recorre la corriente de falla a través de cables de guardia, neutros, armaduras de cables, etc, conectadas a la red de puesta a tierra y a partir de ahí determinar la fracción de corriente que se deriva a tierra. Por lo tanto Sf dependerá de:
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•
Localización de la falla.
•
Magnitud de la impedancia del sistema de puesta a tierra.
•
Cables y cañerías enterrados en la vecindad o directamente conectadas al sistema de puesta tierra.
•
Cables de guardia, neutros y otros caminos de retorno.
3° Paso: Determinar el valor de decremento (D f) para cada falla, que considera los efectos de la asimetría de la onda de la corriente de falla, considerando el tiempo de duración de la falla t f. 4° Paso: Seleccionar el mayor producto I G =
Df ⋅ Ig que
da la corriente máxima de malla y por
consiguiente la peor condición de falla juntamente con un valor de proyección C p que permita establecer un margen que considere futuros sistemas de tierra asociados. Nota: En el Anexo A se dan ecuaciones generales de cálculo. Para mayor detalle en su determinación podrá emplearse la metodología de cálculo descripta en IEEE Std 80-2000 o programas de computación debidamente probados.
11.6.
Determinación de la sección del conductor de puesta a tierra y de sus conexiones
La sección del conductor se establece en función de la corriente de cortocircuito y de las características del material a emplear. Para su determinación se deberá usar la ecuación siguiente:
A = I⋅
1 TCAP ⋅ 10 − 4 K0 + Tm t ⋅ α ⋅ ρ ⋅ ln K + T C r r 0 0
[mm2]
Donde:
I
Corriente de cortocircuito en KA
A
Sección del conductor en mm2
Tm
Temperatura máxima permitida para el material en °C
T0
Temperatura ambiente en °C
Tr
Temperatura de referencia para las constantes del material en °C
α0
Coeficiente de resistividad térmica a 0°C en 1/°C
(12)
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αr
Coeficiente de resistividad térmica a la temperatura
ρr
Resistividad del conductor de puesta a tierra a la temperatura
K0
1 α0
o
1 − Tr α r
Tr
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en 1/°C
Tr
en µΩ⋅ cm
en °C
TCAP Capacidad térmica por unidad de volumen en J/(°C ⋅ cm 3 )
tc
Tiempo de duración de la corriente en segundos
Para el tiempo de duración de la corriente se deberá tomar un valor igual o superior a 1 segundo. Esta ecuación se basa en dos suposiciones: •
Todo el calor será retenido en el conductor (proceso adiabático)
•
El producto del calor específico y el peso específico del material (TCAP) es aproximadamente constante.
En la tabla siguiente se dan algunos valores característicos de los materiales más empleados en las instalaciones de puesta a tierra de EE.TT.
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Tabla 11-9 - Valores característicos para los materiales más empleados (IEEE Std 80-2000).
αr factor a Temperatura K0 a 0 °C de fusión Tm 20° C (°C) (°C) (1/°C)
ρr 20°C (µΩcm)
TCAP [J/(°C ⋅ cm 3 )]
1083
1,72
3,42
242
1084
1,78
3,42
0,00378
245
1084
4,4
3,85
0,0036
258
657
8,48
3,58
Descripción
Conductividad del material (%)
Cobre blando maleable
100
0,00393
234
Cobre comercial duro
97
0,00381
Alambre de acero recubierto de cobre
40
Alambre de acero recubierto de aluminio
20,3
11.7.
Diseño del sistema de puesta a tierra en EE.TT.
11.7.1.
Conceptos generales
En las prácticas de puesta a tierra en EE.TT. prevalece la utilización de conductores enterrados horizontalmente en forma de red juntamente con un número de electrodos profundos conectados a la malla. El empleo de conductores horizontales se debe a su efectividad en reducir el peligro de elevadas tensiones de paso y de contacto en la superficie de la tierra. En cambio los electrodos profundos o verticales son más efectivos en la disipación de las corrientes de falla cuando se tiene suelos de dos o más capas de diferentes resistividades (generalmente la capa superior es de mayor resistividad que la de la capa inferior, además de verse sometida a condiciones climáticas adversas como heladas o temperaturas elevadas). Varios parámetros de diseño se definen en base a la geometría de la red, pero el área del sistema de puesta a tierra, el espacio entre conductores, y la profundidad de la red tienen el impacto mayor en la tensión de malla. la elección del diámetro del conductor y el espesor de la capa de material superficial producen un menor impacto en la determinación de dicha tensión.
11.7.2.
Diagrama en bloques
El diagrama en bloques de la figura 8.15.2.1 ilustra los pasos que deben seguirse en el diseño del sistema de puesta a tierra. En los párrafos siguientes se describe brevemente cada uno de ellos: 1) El diseño de la localización de la E.T. (layout) provee una estimación bastante exacta del área donde se colocará la red de puesta a tierra. Las mediciones de resistividad permitirán determinar los perfiles de resistividad del suelo.
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2) Se determina la sección del conductor de la red de puesta a tierra. La corriente de falla se tomará como la máxima corriente de falla esperada que en el futuro deberá ser conducida por cualquier conductor de la red de puesta a tierra y el tiempo se tomará, a los efectos de este reglamento para el cálculo de la sección, igual a 1 segundo. 3) Las tensiones de paso y de contacto admisibles se deberán determinar considerando el tiempo de duración de la falla juntamente con el espesor y la resistividad de la capa superficial. 4) En el diseño preliminar se deberá estimar el espacio de separación entre conductores paralelos y la localización de los electrodos dispersores de profundidad, considerando especialmente la ubicación estimada de los equipos de playa. 5) -Se estimará la resistencia preliminar del sistema de puesta a tierra, dejando para el diseño final mayor precisión en su cálculo. 6) Se deberá determinar la corriente máxima de puesta a tierra (una parte de la corriente de falla total), que fluirá entre la red de puesta a tierra y la tierra remota. Esta corriente deberá reflejar el peor tipo de falla a tierra, considerando, además, cualquier sistema de expansión futuro. 7) Si el cálculo preliminar del máximo potencial a tierra (GPR) es menor que la tensión de contacto tolerable, no es necesario seguir con análisis. Se deberá ajustar el diseño inicial al layout definitivo de la E.T. 8) Si en cambio, el máximo potencial a tierra es superior a la tensión de contacto tolerable se deberá calcular las tensiones de malla y de paso. Este cálculo podrá hacerse, a los fines de este reglamento, empleando el procedimiento descrito en la norma IEEE Std 80-2000 para redes de puesta a tierra de forma cuadrada, rectangular, en forma de T o L y triangular con la inclusión de electrodos dispersores de profundidad y resistividad del suelo uniforme. NOTA: Podrán emplearse técnicas de análisis computacional para efectuar cálculos con un mayor grado de exactitud. Estos programas deberán estar debidamente probados.
9) Si la tensión de malla es menor que la tensión de contacto tolerable, el cálculo puede considerarse terminado (Ver paso 10). En cambio si la tensión de malla es mayor que la tensión de contacto tolerable, deberá revisarse el diseño preliminar (Ver paso 11). 10) Si la tensión de malla y la tensión de paso calculadas son menores que las tensiones de contacto y de paso tolerables respectivamente, sólo deberán hacerse retoques menores al diseño preliminar. Si esto no ocurre, el diseño preliminar deberá revisarse. 11) Cuando los límites de tensiones de contacto y de paso tolerables son sobrepasados, se deberá efectuar una revisión al diseño de la red de puesta a tierra. 12) Si se satisfacen los límites de las tensiones de contacto y de paso tolerables, queda sólo efectuar ajustes menores a la red de puesta a tierra diseñada inicialmente, por ejemplo agregar electrodos dispersores de profundidad para descargadores, neutros de transformadores, etc. En el diseño final deberá analizarse la eliminación de riesgos de transferencia de potencial hacia exterior de la E.T. y los peligros de áreas especiales desde el punto de vista de la puesta a tierra: cercos, rieles, cañerías, canales, casetas y antenas de comunicación.
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11.7.3.
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Figura 11.7.3. Diagrama en bloques
ENTRADA DE DATOS
PASO 1
A,ρ
SECCION DEL CONDUCTOR DE TIERRA 3I0,tc,d
TENSIONES DE CONTACTO Y PASO TOLERABLES (Econt Y Epaso) Econt 50 o 70 ,Epaso50 o 70
DISEÑO PRELIMINAR
RESISTENCIA DE PUESTA A TIERRA Rg,LC,LR
MODIFICACION DISEÑO INICIAL
PASO 3
PASO 4
D,n,LC,LT,h
PASO 11
PASO 2
PASO 5
D, n, LC , L T CORRIENTE DE MALLA
PASO 6
IG ,t f
IG Rg< Econt
SI
PASO 7
NO TENSIONES DE CONTACTO Y DE PASO CALCULADAS
PASO 8
Em ,E S ,Km ,K S ,K i ,K ii ,K h
NO
Em < Econt
PASO 9
SI NO
E S < Epaso
PASO 10
SI DISEÑO FINAL
PASO 12
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11.7.4.
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Modificaciones al diseño
Si el cálculo de las tensiones de la malla y de paso resultan superiores a las tensiones de contacto y de paso toleradas, es necesario modificar el diseño preliminar. Para reducir dichas tensiones se deben seguir algunos de los pasos que se detallan a continuación: •
Disminuir el tamaño de la cuadrícula, incrementando la cantidad de conductores en paralelo en cada dirección.
•
Colocar o aumentar el espesor de la capa superficial de piedra partida. En general se rellena con espesores que van de 0.1 a 0.2 m.
Se pueden tomar otras medidas adicionales para disminuir los valores de las tensiones de malla y de paso, que sin embargo no pueden ser evaluados usando las ecuaciones del diseño simplificado (IEEE Std 80-2000) y es necesario recurrir a programas de computación. Estas medidas pueden ser: •
Adicionar conductores paralelos alrededor del perímetro de la red.
•
Derivar la corriente de falla a caminos alternativos. Es decir, conectar a la red de puesta a tierra todos los elementos que puedan derivar fuera de la malla (sin que esto provoque peligro para las personas) parte de la corriente de falla (cables de guardia, armadura de cables subterráneos, etc),
•
Empleo de varios electrodos profundos, mas allá de los estrictamente necesarios (neutros, celdas de media tensión, descargadores, etc).
11.8. 11.8.1.
Ejecución y construcción de puesta a tierra Formación de la red de puesta a tierra
La red de puesta a tierra estará compuesta por electrodos superficiales (cables desnudos), vinculados galvánicamente entre sí de forma tal que formen una cuadrícula, enterrados y en contacto directo con el suelo en el área de implantación de la E.T.. Los cables estarán dispuestos en correspondencia con las filas de las bases de fundaciones de los aparatos de maniobra, terminales de cables, transformadores de potencia, estructuras metálicas, etc. A la red de puesta a tierra se deberán conectar los conductores de puesta a tierra de aparatos y equipos y los electrodos de tierra profundos que complementan la red en determinados sectores de la E.T.
11.8.2.
Uniones de los cables de la red de puesta a tierra
Las uniones de los cables de la red de puesta a tierra entre sí y a los conductores de conexión a los aparatos y estructuras, deberán hacerse de manera que aseguren un contacto eléctrico eficaz y permanente. La conexión de cada electrodo dispersor de profundidad a la red de puesta a tierra se deberá efectuar mediante un tramo de cable de sección adecuada que irá desde la red de puesta a tierra al electrodo a través de un puente desmontable con bornes terminales, colocado en la cámara de inspección del electrodo, tal que permita la medición periódica del valor de su resistencia de dispersión propia, es decir, separada de la red de puesta a tierra.
11.8.3.
Condiciones de tendido de los cables de la red de puesta a tierra
Los cables serán tendidos horizontalmente de manera que sigan en lo posible líneas rectas sin grandes ondulaciones. La zanja será rellenada con tierra fina (exenta de piedras y arena), apisonada con agua, de tal manera que exista un contacto directo entre los cables y la tierra.
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11.9.
Conexión de los aparatos y estructuras metálicas a la red de puesta a tierra general
11.9.1.
Transformadores
En las puestas a tierra tanto de protección como de servicio de transformadores estarán dadas por: 1) Conexión del neutro de alta tensión: Será lo más directa posible a la malla de puesta a tierra y deberá ser realizada con planchuela (cinta) de cobre electrolítico o cable, con un aislamiento mínimo de 1kV, y de una sección que surgirá de a cuerdo a cálculos de verificación de acuerdo a las características de la instalación. 2) Eventual conexión del neutro de baja tensión: Tendrá su propio conductor, independiente de la conexión del neutro de alta tensión, con una disposición constructiva similar. 3) Conexión de la Cuba (o tanque) del transformador: Será ejecutada, siguiendo un camino separado de los de las bajadas de los neutros de la máquina, con una disposición constructiva similar. 4) Conexión del neutro de baja tensión y de la cuba (o armazón) de los transformadores de servicios internos: Cada una de ellas seguirá un camino separado de la otra. Se utilizará una planchuela de cobre electrolítico desnudo o un cable desnudo de cobre de sección adecuada según los cálculos de verificación y de acuerdo a las características de la instalación. 5) Conexión de la base de los aisladores de EAT rígidamente a tierra con un conductor de sección adecuada.
11.9.2.
Conexión de los armazones metálicos y/o estructuras de hormigón armado de interruptores, seccionadores y demás aparatos de A.T. y de sus armarios de maniobra.
Se deberá hacer siguiendo, en cada caso, el camino más corto posible. Los armarios de maniobra que no fuesen parte integrante del interruptor o seccionador, deberán ser conectados a la red de puesta a tierra general siguiendo un camino completamente separado del utilizado para poner a tierra las bases de los aisladores del interruptor o seccionador.
11.9.3.
Conexión de los armazones metálicos y de las cuchillas de puesta a tierra de los seccionadores de cables o líneas aéreas
Se deberá realizar siguiendo caminos separados para cada una de estas partes: 1) Las bases de aisladores 2) El armario de maniobra (si no fuese parte integrante del seccionador) 3) Las cuchillas de puesta a tierra En el caso de bases metálicas conductoras, se aceptará que la misma base sea la puesta a tierra sólo si se puede asegurar una perfecta continuidad entre el equipo y la base.
11.9.4.
Toma de tierra de los descargadores de sobretensión
Los descargadores de sobretensión para barras, transformadores o líneas aéreas deberán tener una toma de tierra propia conectada, a su vez, a la red general de la E.T.
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En el caso de ser necesario se instalará un electrodo de dispersión profundo dentro de una cámara de inspección. Su ubicación será la más cercana a las bases de apoyo de los descargadores. La conexión de los descargadores a la toma de tierra deberá ser tan corta y rectilínea como sea factible.
11.9.5.
Puesta a tierra de las torres de comunicación
Las torres y los equipos de comunicaciones dentro del perímetro de la E.T. deberán conectarse a la red de puesta a tierra, y su tratamiento será similar al de cualquier otro equipo dentro de la misma.
11.9.6.
Conexión de las estructuras de H°A° y metálicas de edificios
Cuando el edificio fuese recorrido por conductores de puesta a tierra, estos deberán estar conectados a las armaduras del mismo de manera tal de garantizar un buen contacto entre ambos. Todos los pasamanos de escaleras y estructuras metálicas deberán ser conectadas rígidamente a tierra.
11.10.
Condiciones de tendido de los conductores, (barras o cables) de tierra en el interior de edificios y de bases de fundaciones de hormigón
A fin de permitir la rápida inspección visual de los circuitos de tierra, se prohíbe realizar el tendido de los conductores de tierra empotrados. En los casos en que fuera indispensable efectuarlo así (pasos de tabiques, pisos o muros) se dispondrá un caño de material no magnético (por ej.: caño de PVC) u orificio en la obra, de sección suficiente para que pueda comprobarse fácilmente que no hay cortes o roturas del conductor de tierra en su interior (la sección circular deberá ser la correspondiente al triple del diámetro o dimensión máxima del conductor).
11.11.
Ejecución de trabajos con instalaciones en servicio
En general la realización de modificaciones o ampliaciones de una red de puesta a tierra existente se lleva a cabo con las instalaciones en servicio. Este apartado contempla las medidas a adoptar en estas condiciones a fin de preservar la seguridad del personal interviniente. Como hipótesis de trabajo se asume que en el área de la E.T. a intervenir se retira la capa superficial (grava, piedra partida, asfalto, hormigón, etc.). Ello contribuirá a reducir excepcionalmente las condiciones de seguridad de diseño en la medida que elimina el efecto aislante de la capa superficial. En este contexto se recomienda adoptar las siguientes precauciones: Equipar al personal con guantes y calzado para uso eléctrico aptos para soportar las tensiones que pudieran generarse en las condición expuesta. No realizar trabajos en caso de existir pronósticos de tormentas eléctricas que pudieran afectar la zona de la E.T. o áreas correspondientes a sistemas próximos interconectados. En caso de restituirse la capa superficial original al finalizar los trabajos debe tenerse presente que resultará necesario eliminar toda presencia de tierra a fin de garantizar las condiciones de aislamiento requeridas.
11.12.
Inspección y mediciones del sistema de puesta a tierra
11.12.1.
Inspecciones
Una vez finalizada la construcción de la E.T. se deberán efectuar controles de las instalaciones de puesta a tierra por posibles cambios en las condiciones del sistema. Los mismos se deberán realizar cada 5 años
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como máximo con inspecciones y mediciones de las conexiones a tierra del equipamiento y del sistema de puesta a tierra de la E.T. Resulta conveniente contar durante las inspecciones con planos de detalles de las obras electromecánica y civil juntamente con la memoria de cálculo de las instalaciones de puesta a tierra. En determinadas ocasiones, para comprobar el estado general del sistema de puesta a tierra de una E.T., deberán efectuarse excavaciones para analizar el estado de los conductores y uniones, especialmente en EE.TT. asentadas en suelos corrosivos. En aquellos casos en que la superficie de la E.T. esté recubierta con piedra partida deberá verificarse permanentemente el espesor de dicha capa y su estado de conservación.
11.13.
Mediciones de impedancia de puesta a tierra y gradientes de tensiones
11.13.1.
Objetivos de las mediciones
Una vez finalizada la instalación de puesta a tierra de la E.T. deberán efectuarse mediciones de impedancia del sistema de puesta a tierra y tensiones de contacto y de paso sobre la superficie de la tierra. Estas mediciones son necesarias porque permiten: •
Verificar los resultados obtenidos mediante cálculos teóricos de nuevas instalaciones de puesta a tierra.
•
Detectar cambios en sistemas de puesta a tierra existentes.
•
Determinar tensiones de paso y de contacto peligrosas en el área de la E.T.
•
Determinar la máxima tensión de puesta a tierra en la E.T.
11.13.2.
Precauciones generales
En el momento de efectuar las mediciones de campo, la E.T. y el sistema de potencia asociado están bajo un cierto grado de exposición a fallas a tierra del sistema eléctrico o descargas atmosféricas. Se recomienda tener en cuenta durante las mediciones las siguientes precauciones: •
No efectuar mediciones del sistema de puesta a tierra de la E.T. durante períodos de pronósticos de descargas atmosféricas, en áreas cercanas a la E.T. o en redes de potencia conectadas a la misma.
•
En el período de preparación de las mediciones, durante el tendido de cables o en los períodos durante los que no se efectúen las mediciones propiamente dichas, los cables para las pruebas deberán estar desconectados y aislados de la red de puesta a tierra.
Para mayor detalle ver la norma IEEE Std 81.
11.13.3.
Condiciones de seguridad durante la preparación de las mediciones
En los preparativos de las mediciones de campo el personal participante está expuesto a fallas en o alimentadas desde el sistema de puesta a tierra que se encuentra en medición, tensiones de transferencia desde tierras remotas o la energización indebida de líneas o cables. Aún cuando, la probabilidad de ocurrencia de algunos de estos eventos sea baja, la seguridad de personal deberá aumentarse considerando lo siguiente:
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•
El personal destinado a efectuar las mediciones deberá usar botas y guantes aisladas para alta tensión, protección de ojos y casco de seguridad.
•
Trabajar sobre roca partida seca y limpia o sobre una alfombra aislada.
•
Evitar el contacto directo con la mano desnuda entre equipamiento y conexiones de los elementos a medir.
•
Contar con puntas de pruebas de tensión y corriente de los equipos de medición, de suficiente aislación para evitar contactos con tensiones peligrosas.
•
Proveer de conexiones de puesta a tierra seguras, en cuanto a secciones adecuadas para los niveles de falla, a todos los armazones del equipamiento.
•
Hacer las conexiones al instrumental de medición sólo después de que el personal encargado de tender los cables asociados a la medición se encuentre en un lugar seguro, alejado de la zona en prueba.
IMPORTANTE: En los casos en que una línea de transmisión fuera de servicio comparte una zona de servidumbre con líneas energizadas, pueden existir tensiones peligrosas debido a inducción en la línea desernegizada que es necesario tener en cuenta durante las mediciones.
11.13.4.
Condiciones de seguridad durante las mediciones
Finalizados los preparativos para efectuar las mediciones es conveniente que un supervisor de ensayos coordine todas las operaciones de la medición, control de las conexiones hechas en los circuitos de medición y autorice la energización de las mediciones. Es recomendable que todo el personal presente en la E.T. bajo estudio este capacitado e informado sobre la naturaleza de las mediciones, en particular de las consecuencias de la circulación de corriente por la red de puesta a tierra. Deberán considerarse que, durante las mediciones del sistema de puesta a tierra los valores de impedancias a medir son muy bajos, lo cual requiere inyectar a la red magnitudes de corriente elevadas con la consecuente aparición de tensiones peligrosas para el personal destinado a la medición.
12.
SISTEMA DE PROTECCIÓN CONTRA DESCARGAS ATMOSFÉRICAS
En este capítulo se define el procedimiento a seguir en la etapa de diseño para evitar o disminuir a valores aceptables, la posibilidad de impacto directo de una descarga atmosférica sobre una EE.TT. En el caso que con la aplicación de la presente Reglamentación no se verifique la instalación existente, esta debe modificarse, adoptándose todas las medidas necesarias para que verifique.
12.1.
Generalidades
Ningún método de diseño del Sistema de Protección Contra Descargas Atmosféricas puede proveer una protección absoluta, dada la característica inherentemente probabilística del fenómeno de la descarga atmosférica. En los parágrafos que siguen se describirán los métodos admitidos por esta Reglamentación y será responsabilidad del diseñador del sistema la elección del método adecuado según su experiencia, la importancia de la instalación a proteger y las exigencias climáticas de la zona de implantación de la estación.
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La incertidumbre, complejidad y costo de hacer un análisis detallado de un Sistema de Protección Contra Descargas Atmosféricas ha resultado históricamente en la aplicación, en el caso de instalaciones de Baja Tensión, en reglas simples, rápida y poco costosas. En el caso de las instalaciones de gran importancia como por ejemplo las estaciones con tensiones nominales de 220kV y superiores, en donde su equipamiento tiene importancia critica y costo elevado, se justifica un estudio mas sofisticado para determinar el riesgo aceptado junto con la relación costo - beneficio de la protección a diseñar.
12.2.
Etapas del diseño
Se deberá seguir el siguiente enfoque para el diseño de un Sistema de Protección Contra Descargas Atmosféricas: •
Evaluar la importancia y el valor de la instalación a proteger.
•
Investigar la severidad y frecuencia de las tormentas en el área de la estación y su nivel de exposición a ellas.
•
Seleccionar un método de diseño consistente con la evaluación anterior, de entre los admitidos por esta reglamentación.
•
Evaluar la eficiencia (en el caso que el método elegido lo permita) y el costo del diseño resultante.
12.3.
Elementos del Sistema de Protección Contra Descargas Atmosféricas
Los elementos usuales para obtener una cobertura del equipamiento y conexiones de la E.T. son la colocación de Hilos de Guardia a través de la misma y/o Pararrayos instalados en pórticos, estructuras especiales para soportar los pararrayos y mástiles de microondas y radioenlace. Todos los métodos se basan en el efecto de cobertura suministrados por el conjunto de Hilos de Guardia y/o Pararrayos, la cual será mayor que la cobertura que se obtendría con un Hilo de Guardia o un Pararrayos individualmente.
12.4.
Métodos de diseño del Sistema de Protección Contra Descargas Atmosféricas
Los métodos admitidos por esta reglamentación pueden clasificarse en las siguientes categorías: •
Métodos Empíricos (Geométricos)
•
Método del ángulo fijo
•
Método de Langhrer
•
Método Electrogeométrico (Esfera Rodante)
El método empírico denominado “Método de las Curvas Fijas” queda explícitamente fuera de esta reglamentación. En los ítems siguientes se dará una breve descripción orientativa de cada método indicando la/las normas internacionales que los respaldan.
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12.4.1.
Métodos Empíricos
12.4.2.
Método del Angulo Fijo
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Este método utiliza ángulos verticales para determinar el número, posición y altura de los Hilos de Guardia o pararrayos a instalar. Los ángulos usados se utilizan según el grado de exposición a los rayos, la importancia de la instalación y el área física ocupada por la misma (véase Figura )
α = 45°
Los ángulos utilizados son:
β = 30° ó 45° Para una guía de aplicación de este método y el análisis de su tasa de fallas véase la Norma IEEE Std 9981996.
Figura N° 12-:Método de los ángulos fijos para Hilos de Guardia o Pararrayos
x
S
x
y
h
HILOS DE GUARDIA o MASTILES CON PARARRAYOS
α
β
α
β
d
TIERRA
12.4.3.
OBJETOS PROTEGIDOS
Método de Langhrer
Este método es el más comúnmente utilizado en la Argentina. Los ensayos sobre modelos, las medidas, la observación y experiencia adquirida a lo largo de muchos años han demostrado que las descargas atmosféricas directas pueden evitarse con un elevado grado de certeza mediante el uso de las disposiciones de Hilos de Guardia o Pararrayos que se muestran en la Figura N° 12 -, Figura N° 12 -, Figura N° 12 -, Figura N° 12 - y Figura N° 12 - para alturas de hasta 25m. Para alturas superiores la protección se reducirá. En el caso de tener que realizar un análisis para 2 Hilos de Guardia o Pararrayos colocados a distintas alturas se deberá seguir cualquiera de los siguientes criterios: •
Considerar que los Hilos de Guardia o Pararrayos están ambos a la altura del menor de cada par.
•
Considerar que cada Hilo de Guardia o Pararrayo actúa individualmente dentro del conjunto, sin ser afectado por el otro.
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No está definido para este método el cálculo de la tasa de fallas, sin embargo años de experiencia en Argentina y en Europa avalan su utilización (véase la Norma de Armonización Europea HD 637 S1:1999).
Figura N° 12-:Un Hilo de Guardia único
M2H
H
2H
2H
2H
M2H
3H
Figura N° 12-: Dos Hilos de Guardia
H
2H
2H
3H
H1 (con H1>H2)
B 1
•
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G
a
Figura N° 17- - Protección contra incendio entre transformadores y edificios (Norma IEC 61936-1)
G
a
1000
F 90 o F60 con protección de extinción automática
Clase de comportamiento al fuego Transformadores con aislación seca
F0
F 60 o separación de distancias 0.9 m horizontalmente y 1.5 m verticalmente
F1/F2
Paredes incombustibles
Nota (1) Estos son requerimientos mínimos no obstante deberá verificarse la carga de fuego según el punto 17.1.2 y establecer la resistencia al fuego de los elementos estructurales y constructivos acorde a ella.
17.4.
Boxes de transformadores en EE.TT. cerradas
Deberán construirse en material incombustible y estar constituidas por muros resistentes al fuego de acuerdo a lo especificado en 17.3.1. Contarán como mínimo con dos medios de escape, uno en el portón de entrada de los transformadores y otro en el extremo opuesto con una puerta de doble contacto apertura hacia el exterior con resistencia al fuego de igual rango que el de los muros, barrales antipánico y cierre hidráulico. Particularmente en EE.TT. urbanas donde deba hacerse un recubrimiento acústico de los boxes de transformadores, deberán emplearse materiales que provean la atenuación sonora necesaria y que además sean incombustibles, no tomar llama y no desprender gases tóxicos cuando haya agresión de llama.
17.5.
Sistemas de contención de aceite
Los sistemas de contención de aceite deberán proveer medios adecuados para confinar, recoger y almacenar el aceite que pudiera derramarse de los equipos, mediante depósitos independientes del sistema de drenaje de agua. Para evitar la contaminación del suelo con aceite, los transformadores o reactores, se encontrarán montados sobre bases ubicadas en piletas o bateas de recolección de emulsión de agua y aceite, proveniente de la unión de agua de lluvias en el caso de instalaciones a intemperie o de extinción en caso de un incendio y aceite producto de eventuales averías o fallas en la estanqueidad de las máquinas o derrames durante incendios. La emulsión que se forma entre el agua y el aceite, deberá pasar a las bateas a través de rejas arrestallamas y de allí derivarse al separador de agua y aceite. Según el diseño de las instalaciones, pueden existir casos donde cada máquina contiene su propio separador o casos donde existe un separador común para varias bateas, las que están vinculadas mediante un caño colector.
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El objetivo fundamental del separador, es producir la separación del agua de lluvia o extinción y el aceite proveniente de los transformadores o reactores, para derivar el aceite hacia una cisterna y el agua a la red de desagües pluviales.
17.6.
Túneles de cables
Los túneles de cables destinados al pasaje de cables desde la E.T. al exterior, estarán sectorizados en función de la tensión de los cables que contienen. Un sector del túnel no podrá contener cables con distintas tensiones. Cada sector de los túneles de cables deberá construirse en material incombustible y conformado por muros resistentes al fuego acorde con el mayor riesgo y la mayor carga de fuego que contenga. En el caso de tendidos de cables en los túneles, se deberán realizar por medio de material no combustible. Los cables deben instalarse a los laterales de los túneles para facilitar el escape en caso de producirse un siniestro. No se permitirá el tendido de cables sueltos por las bandejas, como así también, la superposición de ternas sobre una misma bandeja (contacto franco entre fases). Los sótanos o túneles de cables deberán disponer como mínimo de dos medios de escape. Los accesos a túneles de cable se harán a través de cajas de escaleras que deberán cumplir con lo especificado en 17.9. De realizar un tendido de cable tipo OF, se deberá cubrir todo su recorrido con arena.
17.7.
Sala de Celdas de Media Tensión
Deberán construirse en material incombustible y estar constituidas por muros resistentes al fuego acorde con el mayor riesgo y la mayor carga de fuego que contenga. Contarán como mínimo con dos medios de escape con puertas de doble contacto apertura hacia el exterior con resistencia al fuego de igual rango que el de los muros y barrales antípánico. En caso que sea necesario, debido a la posibilidad de explosiones en celdas de media tensión se deberá conducir los gases de expansión a través de un ducto de chapa sobre las celdas hacía el exterior, y que no provoque daños a operarios y/o a bienes materiales. Los cables de media tensión que salen de las celdas hacia el exterior se confinarán, dentro de la E.T. en los túneles de cables (ver 17.6) o en pisos técnicos separados de los canales para cables de baja tensión de comando, señalización y alarmas.
17.8.
Canales de cables
Los canales de cables deberán construirse en material incombustible. Las tapas de los canales también serán de material incombustible, generalmente metálicas en EE.TT. cerradas y de losetas de hormigón armado en EE.TT. a la intemperie o abiertas, removibles, con suficiente rigidez para permitir el tránsito de personas sin deformaciones apreciables y superficie antideslizante.
17.9.
Escaleras
En edificios de EE.TT. con más de una planta, se deberán prever al menos dos escaleras en extremos enfrentados, que deberán cumplir con las siguientes exigencias:
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Las escaleras deberán construirse en material incombustible y contenida entre muros resistentes al fuego acorde con el mayor riesgo y la mayor carga de fuego que contenga el edificio. Deberán construirse en tramos rectos, no admitiéndose las denominadas compensadas, debiendo poseer en todos los casos barandas pasamanos. Las escaleras tendrán caja de escalera, y el acceso a las mismas se harán a través de puertas de doble contacto con resistencia al fuego de igual rango que el de los muros. Las puertas abrirán en el sentido de evacuación sin invadir el ancho de paso y tendrán barrales antipánico y cierre automático hidráulico. Las cajas deberán estar claramente señalizadas e iluminadas y además contar con iluminación de emergencia autómata, es decir independiente de la CC de la E.T., para facilitar la evacuación. Deberá contar en cada escalón con las cintas antideslizantes para evitar caídas.
17.10.
Edificio principal, auxiliares y casetas
Deberán construirse en material incombustible y estar constituidos por muros resistentes al fuego acorde con el mayor riesgo y la mayor carga de fuego que contenga. Contarán como mínimo con dos medios de escape (excepto las casetas) con puertas de doble contacto apertura hacia el exterior con resistencia al fuego de igual rango que el de los muros y barrales antípánico.
17.11.
Condiciones de detección y extinción
Las condiciones de detección y extinción constituyen el conjunto de requisitos recomendados que deben cumplir los medios para facilitar la detección y extinción de un incendio en sus distintas etapas. En todas las EE.TT. a construirse deberá hacerse una evaluación del riesgo de incendio para la aplicación de sistemas automáticos de detección y extinción según lo establecido en la norma IRAM 3528.
17.12.
Detección automática, pulsadores de alarmas y alarmas de incendio
Las EE.TT. deberán contar, especialmente aquellas que no posean personal permanente, con un sistema de detección automática de incendio, cuyos componentes se ajustarán a lo especificado en las siguientes normas IRAM 3531, 3551, 3554, 3556 y 3558. Se considerará como instalación mínima la formada por los siguientes elementos: equipo de control, señalización y alarma (central de alarma), detectores automáticos, fuente de energía y elementos de unión entre los anteriores. El equipo de control, señalización y alarmas (central de alarmas) estará provisto de señales ópticas y acústicas para el control de las zonas en que se haya dividido el edificio. Estará situado en lugar accesible y de forma que sus señales puedan ser percibidas facilmente. Cuando la E.T. no cuente con personal permanente se deberá disponer de un sistema de transmisión a distancia de las señales de la central de alarma. Se instalarán detectores de la clase y sensibilidad adecuada, de manera que estén específicamente capacitados para detectar el tipo de incendio que previsiblemente se puedan producir en cada local de la E.T. Al circuito del sistema de detección automático deberán conectarse pulsadores manuales para ser empleados en caso de incendio por el personal permanente o transitorio de la E.T. Estos pulsadores se colocarán en cajas de color rojo ubicados en los pasillos de cada planta de la E.T. y en aquellos locales en que exista cantidad apreciable de material combustible o que su situación estratégica así lo aconseje.
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El tipo, la cantidad, situación y distribución de los detectores, deberá establecerse en el proyecto de ejecución de protección contra incendio, como así también la cantidad de circuitos a utilizar.
17.13.
Tanque de reserva contra incendio
Todos los edificios de EE.TT. urbanas deberán contar con un tanque de reserva contra incendio con un volumen mínimo de 20.000 litros que estará reservado exclusivamente para su uso en caso de incendios en forma permanente. En caso que parte de la capacidad se destine a uso sanitario (no para consumo), deberá lograrse que la reserva de agua permanente se mantenga en el nivel estipulado en el párrafo anterior. El tanque de reserva se alimentará a través de una bomba centrífuga con motor eléctrico normalizado con comando automático-manual de arranque y parada. La alimentación de energía del motor deberá provenir de dos fuentes independientes.
17.14.
Hidrantes húmedos y secos, mangueras y lanzas
En EE.TT. urbanas desde el tanque de reserva contra incendio se deberá alimentar una cañería que finalizará en un hidrante húmedo exterior para su conexión a la motobomba de Bomberos. En caso de incendio, los Bomberos (únicos autorizados) procederán a la apertura del gabinete donde se aloja el hidrante y conectar la motobomba. Se deberá prever la instalación de como mínimo dos bocas hidrantes secas, derivadas de una cañería a ser alimentada y presurizada por la motobomba de Bomberos. Normalmente la cañería no estará presurizada (seca). En caso de incendio, los Bomberos procederán a conectar la motobomba y como consecuencia a presurizarla. En el caso de existencia de túneles de cables se deberán colocar gabinetes con hidrantes secos en la planta baja en las cercanías de los accesos a los mismos. En las plantas altas, los hidrantes estarán ubicados en las inmediaciones de las cajas de escaleras. Las mangueras se ubicarán en el gabinete conectadas permanentemente a la boca y tendrán un mínimo de 20 metros de longitud. Cada manguera contará con una lanza. El diámetro de la misma se adoptará de acuerdo al diámetro de la cañería para obtener la presión necesaria.
17.15.
Extintores (matafuegos)
Para cumplir con las disposiciones vigentes y sofocar focos de incendio la E.T. deberá estar provista de extintores. La dotación necesaria será acorde al estudio de carga de fuego de la E.T. y su ubicación deberá ser avalada por un especialista en Higiene y Seguridad. El tipo y cantidad de matafuegos a colocar dentro del edificio de cada E.T. dependerá del riesgo a proteger y las dimensiones del recinto de forma tal que el recorrido real en cada planta desde cualquier punto de evacuación hasta un extintor no supere los 10 metros. En los locales sectorizados se instalará un extintor en el exterior de los mismos, próximo a la puerta de acceso; este extintor podrá servir simultáneamente a varios locales o zonas. Los extintores se dispondrán de forma tal que puedan ser utilizados de manera rápida y fácil; siempre que sea posible, se situarán en los paramentos de forma tal que el extremo superior del extintor se encuentre a una altura sobre el suelo menor que 1,70 m.
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Los extintores deberán mantenerse en sus lugares de ubicación asignados y ser revisados periódicamente conforme a la Norma IRAM 3517. Para ser retirados de la E.T. deben ser previamente reemplazados por otra unidad de similares características, y luego de ser utilizados deberán ser enviados inmediatamente a recargar. En el siguiente cuadro se detallan los elementos extintores según la carga de fuego:
ELEMENTOS EXTINTORES CLASES DE FUEGO
AGUA
Materiales que producen brasas, (madera, papel, cartón y otros)
A
B
Líquidos inflamables (naftas; alcoholes; y otros)
C
Equipos energizados electricamen te
D
Metales combustible s (aluminio, magnesio y otros)
17.16.
AGUA AFFF
Y
ANHIDRID O
POLVO
POLVO
HCFC 123
POLVO
CARBONIC O
ABC
BC
FE 36
SECO
SI
SI
NO
SI
NO
SI
NO
Acción de enfriamie nto
Enfría y sofoca
No apaga fuegos profundos
Se funde sobre los elementos
No es específico para este uso
Absorbe el calor
No es específico para este uso
NO
SI
SI
SI
SI
SI
NO
Esparce el combusti ble
Sofoca por medio de película de espumíg eno
Sofoca al desplazar el oxigeno
Rompe la cadena de combustión
Rompe la cadena de combustió n
Rompe la cadena de combustió n
No es específico para este uso
NO
NO
SI
SI
SI
SI
NO
Conduce la electricid ad
Conduce la electricid ad
No es conductor de la electricida d
No es conductor de la electricidad
No es conductor de la electricidad
No es conductor de la electricidad
No es específico para este uso
NO
NO
NO
NO
NO
NO
SI
No es especific o para este uso
No es especific o para este uso
No es especifico para este uso
No es especifico para este uso
No es especifico para este uso
No es especifico para este uso
Es necesario utilizar el polvo adecuado para cada riesgo
Iluminación de emergencia y señalización
Los edificios deberán contar con un sistema de iluminación de emergencia que será completamente independiente de la iluminación normal. Se deberá alimentar desde los sistemas auxiliares de corriente continua de la E.T. con conmutación automática ante la falla de la iluminación normal y cumplirá con las siguientes condiciones: •
Garantizará el mantenimiento de la actividad en todos los locales y salas donde se ubiquen tableros de mando, control, protección y medición. La iluminancia en estos sectores será, como mínimo, de 10 lx.
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•
Proporcionará una iluminancia de 5 lx, como mínimo, en el nivel del suelo en los recorridos de evacuación.
•
Los niveles de iluminación establecidos deben obtenerse considerando nulo el factor de reflexión de paredes y techos y contemplando un factor de mantenimiento que comprenda la reducción del rendimiento luminoso debido al envejecimiento de las lámparas y a la suciedad de las luminarias.
•
Se procederá a la señalización de las salidas de uso habitual o de emergencia, cuando no sean fácilmente localizables desde algún punto del local o sala.
17.17.
Sistema fijo de extinción automática
17.17.1.
Sistema fijo de extinción con agua fraccionada
Para la protección de transformadores, y en función de la evaluación del riesgo de incendio según lo establecido en la norma IRAM 3528, se podrán utilizar instalaciones de agua fraccionada con válvulas hidroneumáticas y controles termosensibles. Para el sistema hidráulico de alimentación podrán emplearse: •
Electrobombas automáticas con un tanque de alimentación con capacidad debidamente calculada para un funcionamiento continuo de 30 minutos.
•
Tanque hidroneumático y equipo de aire comprimido. Un sistema de presurización de agua compuesto por una electrobomba y compresor que tomará agua de un tanque de reserva contra incendio y/o red de agua general, la cual, será inyectada en el tanque hidroneumático.
El sistema se deberá completar con un conjunto de válvulas hidroneumáticas para el accionamiento del sistema de extinción contra incendio. La detección del incendio en transformadores se deberá realizar a través de detectores termosensibles ubicados en anillos de detección, uno a nivel superior de la cuba del transformador y otro a aproximadamente 1 metro del nivel del piso (debajo de los radiadores) El sistema debe tener la posibilidad de activar la protección contra incendio en forma manual. Los detectores térmicos deberán estar a no más de 3 metros entre sí, y a no más de 1 metro del transformador En los túneles de cable se podrá disponer como detector de incendio sobre los cables de potencia, de un tramado de conductores sensibles a la temperatura que, en caso de elevarse la temperatura sobre determinado valor prefijado, provoque la actuación del agua desde rociadores que acompañan la trayectoria de los cables de potencia.
17.17.2.
Sistema fijo de extinción con anhídrido carbónico
En determinados edificios o locales de EE.TT. podrán emplearse sistemas de extinción de incendio con anhídrido carbónico, de inundación total, de alta presión, abastecidos desde baterías de CO 2 vinculados con tubos colectores y contar con los correspondientes difusores en el local protegido.
17.18.
Sistemas de detección y alarma
Todos los sistemas nuevos deben ser inspeccionados y probados para su recepción o aceptación.
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El equipo de control (central de alarma) deberá probarse para verificar la recepción correcta de las alarmas, las señales de supervisión, alarmas de operación o señales de evacuación y funciones auxiliares, incluyendo monitoreo de circuitos abiertos, fallas a tierra, etc. Todas las señales que deban ser transmitidas por el sistema al panel de control deberán ser probadas, incluyendo la verificación de alarmas visuales y audibles. Los detectores deberán probarse en el sitio para asegurar que cada uno responda dentro del rango de sensibilidad establecido y activen las alarmas correspondientes.
18.
ASPECTOS DE SEGURIDAD A OBSERVARSE EN LA REALIZACIÓN DE TAREAS EN EE.TT.
En lo siguiente se detallan algunos aspectos de seguridad a observarse en el ámbito de las EE.TT. relacionados con la habilitación que debe tener el personal que concurre a las mismas a realizar tareas, las medidas de seguridad a aplicarse en la entrega de instalaciones y los elementos de protección personal (EPP) y colectivos (ESC) que deban emplearse. Corresponde a todo personal (propio o contratado) que deba ingresar, permanecer y/o realizar trabajos en la E.T. así como para aquellas personas que deban ingresar con fines de visita, auditoría, etc.
Habilitaciones del personal
18.1.
Todo personal (propio o contratado) que deba ingresar, permanecer y/o realizar trabajos en la E.T. ya sea para realizar maniobras de operación, entregas de instalaciones, tareas de mantenimiento, obras, limpieza, visita, etc., deberá contar con la correspondiente habilitación. La misma podrá ser emitida por el área responsable de la operación de la E.T. o autoridad a cargo de la seguridad de la E.T., quien deberá efectuar la correspondiente capacitación y gestión de homologación. La persona a cargo del grupo de tareas de mantenimiento, obras, limpieza etc. guardará la figura de Responsable de Trabajo (RT), mientras que trabajador a cargo del grupo de operación que realiza maniobras en equipos de la E.T. guardará la figura de Responsable de Entrega (RE). Se destaca que todo personal habilitado o no que ingrese a la E.T. deberá quedar debidamente registrado tanto por su nombre como por el motivo de la concurrencia a la E.T. La empresa distribuidora deberá contar con un mecanismo de gestión para las habilitaciones, disponiendo la capacitación necesaria, el registro de personal habilitado, la emisión de credenciales, etc.
18.1.1.
Tipos de habilitaciones
Las habilitaciones constarán de 3 tipos: •
Habilitación para el acceso a la E.T.
•
Habilitación para la realización de trabajos en la E.T. (para personal de obras o de mantenimiento)
•
Habilitación para la realización de maniobras de operación, entrega de instalaciones y colocación de medidas de seguridad (para personal de operación).
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18.1.2.
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Habilitación para el acceso a la ET
La habilitación de acceso consiste en un permiso para ingreso a la E.T., y su nivel deberá guardar relación con el objetivo de la concurrencia a la misma (realización de maniobras y/o entregas, realización de distintos tipos de tareas, visitas, etc.). En cada jerarquía deberá definirse el conocimiento de riesgos eléctricos y normativas de seguridad vigentes, y su relación con los niveles de habilitación de RE y RT (ver ejemplo en Anexo C).
18.1.3.
Habilitaciones de responsables de trabajo para la realización de tareas en la E.T.
La jerarquía de habilitación en este caso deberá ser acorde al nivel de conocimiento de las normativas de seguridad exigido por las tareas a realizar. Se brinda un ejemplo en el siguiente cuadro:
Nivel RT
NP
N1 N2 N3
18.1.4.
Descripción Habilitación para realización de tareas menores que no requieren entrega de instalaciones (limpieza, albañilería, trabajos en instalaciones de BT, etc.). Tiene a cargo personal y puede realizar tareas con una Restricción Operativa (RO) permanente preestablecida (ver punto 15.6). Es conveniente que la intervención realizada quede documentada en la E.T. con fecha, hora, descripción de las tareas efectuadas y firma del RT. Habilitación para realización de tareas en instalaciones de MT, excluyendo aquellas que requieran la entrega de barras o secciones. Habilitación para realización de trabajos en instalaciones de transformación AT/MT desde el equipamiento AT, hasta barras o secciones de MT. Habilitación para realización de trabajos en instalaciones de transmisión comprendiendo barras, transformadores y equipamiento en general de 66, 132, 220 o 500 kV.
Habilitaciones de responsables de entrega para la realización de maniobras de operación, entrega de equipos y colocación de medidas de seguridad
Esta habilitación corresponderá exclusivamente a los responsables de entrega (RE). Su jerarquía deberá ser acorde al nivel de conocimiento de las normativas de seguridad exigido por la complejidad y el nivel de tensión de las instalaciones a maniobrar. Se brinda un ejemplo en el siguiente cuadro: Nota: La presente habilitación es independiente de la exigida por el Procedimiento Técnico N° 15 de habilitación de operadores de CAMMESA.
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Nivel RE N1
N2
N3
18.1.5.
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Descripción Habilitación para la realización de maniobras y/o entregas con colocación de medidas de seguridad en instalaciones correspondientes a cables o líneas de MT de las EE.TT., excluyendo barras y secciones de MT. Habilitación para la realización de maniobras y/o entregas con colocación de medidas de seguridad en instalaciones de transformación AT/MT comprendiendo el equipamiento AT, transformador y secciones o barras de MT Habilitación para realización de maniobras y/o entregas con colocación de medidas de seguridad en instalaciones de transmisión comprendiendo barras, transformadores y equipamiento en general de 66, 132, 220 o 500 KV, así como en secciones y barras de MT.
Vigencia de las habilitaciones
Se estima conveniente que el plazo de vigencia de las habilitaciones sea de 2 años. No obstante queda a criterio de la Empresa su extensión en los casos en que el trabajador no haya registrado en su legajo apercibimientos relacionados con incumplimientos en aspectos de seguridad.
18.1.6.
Credencial de habilitación
Es conveniente que la habilitación quede documentada a través de una credencial a ser portada por el personal al concurrir a la E.T. Podrá optarse por distintos modelos o colores de fondo para una mejor identificación del tipo de personal (personal propio, contratado o de visita). Es conveniente que la misma sea siempre acompañada por un documento de identificación, tratándose de personal contratado, o bien por la credencial de la Empresa tratándose de personal propio. En la credencial debería indicarse la fecha de vencimiento de la habilitación, y los niveles de habilitación para el acceso, el nivel como RT (si corresponde) y como RE (si corresponde). Se brinda a continuación un ejemplo:
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HABILITACIÓN DE ACCESO, PERMANENCIA Y REALIZACIÓN DE TAREAS EN EE.TT. (Válida con la credencial de la Empresa) HABILITACIÓN COMO RESPONSABLE DE ENTREGA
N2
HABILITACIÓN COMO RESPONSABLE DE TRABAJO
HABILITACIÓN ACCESO
T3
18.1.7.
HABIL
AREA:
EXPLOTACIÓN AT
Habilitación Acceso
VENCIMIENTO 31/12/06
-
APELLIDO Y NOMBRE
PEREZ CARLOS DNI - CI N°
LEGAJO N°
14.960.058
23700
………………………. Gerencia Unidad Ejecutante
………………….. Gerencia Area Resp. Operación
Información al despacho
Es conveniente que el área encargada de emitir la habilitación informe al Despacho u organismo de supervisión, según corresponda, el listado de responsables de entrega y de trabajo habilitados y le comunique de inmediato cualquier modificación que sufra el mismo, sobre todo en aquellos casos en los que este organismo ejerce alguna ación de control en las intervenciones que se realizan en la E.T. La información debería contener apellido, nombre y legajo del personal al cual se extiende la habilitación, los niveles de habilitación correspondientes y la fecha de vencimiento.
18.2.
Aspectos de seguridad a tenerse en cuenta en la entrega de instalaciones
Se detallan a continuación aspectos a tenerse en cuenta a fin de garantizar la seguridad del personal y las instalaciones en los casos en que deban sacarse de servicio equipos para la realización de tareas de mantenimiento u obras. Los mismos son de aplicación en toda instalación cuyo nivel de tensión supere 1 kV.
18.3.
Aplicación de las 5 reglas de oro para la entrega de instalaciones con medidas de seguridad.
Las Cinco Reglas de Oro
• 1ª Regla: CORTES VISIBLE Y/O EFECTIVOS. Se encuentran definidos en el punto 5 de esta reglamentación
• 2ª Regla: BLOQUEOS y TRABAS. Se encuentran definidos en el punto 5 de esta reglamentación. SEÑALIZACIÓN DE “NO MANIOBRAR”: Se deberá señalizar con carteles con la leyenda “NO MANIOBRAR” todo aparato de corte efectivo involucrado en una entrega. Con esta señalización se quiere evitar que por error se intente operar el citado aparato. Los carteles se deben colocar en el comando local y en el mando remoto del aparato que garantiza el corte visible y/o efectivo (seccionador o interruptor extraíble) que ha sido bloqueado y trabado.
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Todos los aparatos de corte visible y/o efectivo involucrados en la entrega de una instalación y/o equipo deberán estar bloqueados, trabados en forma directa o indirecta y señalizados
• 3ª Regla: COMPROBACIÓN DE AUSENCIA DE TENSIÓN Es la secuencia de operaciones, que mediante aparatos adecuados, permite comprobar la ausencia o presencia de tensión en cada una de las fases de un equipo y/o elemento eléctrico. Para continuar con la 4º Regla es OBLIGATORIO, comprobar la ausencia de tensión, toda instalación y/o equipo se presume bajo tensión hasta tanto no se verifique su ausencia.
• 4ª Regla: PUESTA A TIERRA Es la operación que consiste en conectar todas las fases de un equipo y/o elemento a tierra, mediante un conductor de sección adecuada, en el lugar donde se ha detectado previamente la ausencia de tensión. En el caso de tableros de MT que no tengan seccionadores de puesta a tierra, cuando se coloquen tierras portátiles es OBLIGATORIO el uso de descargador con su conexión ajustada a tierra previa a colocar tierras portátiles. Las puestas a tierra deberán colocarse lo más próximas y visibles que fueran posibles a la zona de trabajo. SEÑALIZACIÓN PUESTO A TIERRA: Las instalaciones y/o equipos puestos a tierra deberán señalizarse con carteles con la leyenda “TIERRAS COLOCADAS”. Los mismos se deberán colocar en el comando local y en el remoto del aparato que garantiza el corte visible y/o efectivo (seccionador o interruptor extraible) que ha sido bloqueado y trabado, con esta señalización se advierte que existen tierras colocadas entre el aparato de corte visible y/o efectivo y la Zona de Trabajo.
• 5ª Regla: DELIMITACIÓN DE LA ZONA DE TRABAJO: Con esta señalización se advierte la prohibición de trabajo y la presencia de tensión. Como se aclaró en el punto 5 de esta reglamentación, la zona de trabajo es aquella parte de la instalaciones y/o equipos, donde se han cumplido las cuatro reglas precedentes, asegurándose que en todos los puntos por donde se pueda recibir tensión han sido efectuados y verificados: los cortes visible y/o efectivos, los mismos se han bloqueado, trabado y señalizado y se ha puesto entre tierras la mencionada Zona de Trabajo. La delimitación podrá realizarse por medio de cadenas de seguridad y/o vallados, a efectos que el personal que va a realizar la tarea se mantenga dentro del perímetro establecido, debiendo contarse con un acceso bien identificable, para evitar errores. Queda terminantemente prohibido atravesar la delimitación a la zona de trabajo, cadena y/o vallado de seguridad, a la misma se debe acceder solo por la entrada establecida. Se deberá advertir la presencia de tensión en las instalaciones linderas a la Zona de Trabajo que se encuentren en servicio y prevenir la equivocación de realizar intervenciones sobre ellos colocándose en los mismos carteles con la leyenda “HAY TENSIÓN”. Es conveniente que todas y cada una de las medidas a aplicadas queden documentadas a fin de garantizar que se haya cumplido el cumplimiento de las 5 Reglas de Oro.
18.4.
Aspectos de seguridad a tenerse en cuenta en la realización de tareas con instalaciones en servicio
En los casos en que existan condiciones especiales de seguridad a tenerse en cuenta durante la realización de las tareas, se recomienda que las mismas estén debidamente documentadas (a través de una Restricción Operativa – RO), en la cual se detallan las restricciones o condiciones que deben respetarse por quienes ejecuten una tarea como ser: las limitaciones al desplazamiento del personal por la E.T., las limitaciones al
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movimiento de medios de transporte y/o elevación (camiones, grúas, hidroelevadores, etc.), las limitaciones al uso herramientas que en su manipulación puedan acortar distancia eléctrica hacia partes activas que se encuentren energizadas, y toda otra circunstancia que obligue a tomar precauciones especiales durante la ejecución de los trabajos. Este documento debería contar con la firma del Responsable de Trabajo, notificándose y aceptando las condiciones especiales de seguridad, así como la firma del RE que autoriza a trabajar. Este documento podrá tener carácter transitorio o bien permanente, en este último caso para el personal que deba cumplir tareas rutinarias en la ET (limpieza, lectura de medidores, trabajos en equipos de comunicación, etc.)
Uso de los elementos de seguridad
18.5.
Deberá tenerse en consideración lo establecido en el Decreto 911/96 y la resolución 896/99 de la Secretaria de Industria, Comercio y Minería Donde se especifican los requisitos esenciales para los EPP y su comercialización el país.
18.5.1.
Elementos de seguridad - Definición
Conjunto de elementos y/o aparatos necesarios para la protección de las personas y de las instalaciones durante la ejecución de tareas en instalaciones de Baja, Media y Alta Tensión.
18.5.2.
Obligación de uso
Son de uso obligatorio de todo el personal, propio o contratado, que ejecuten tareas en el ámbito de las EE.TT. Dicha obligatoriedad está indicada en la instrucción de uso de cada elemento de acuerdo a la actividad o el medio en que se desarrolle (Anexo B).
18.5.3.
Clasificación
Los elementos de seguridad se dividen en:
•
Elementos de Protección Personal (EPP)
•
Elementos de Seguridad Colectivos (ESC)
18.5.3.1.
Elementos de protección personal (EPP)
Son aquellos elementos de protección de uso exclusivo de cada trabajador que conforman su indumentaria y equipamiento de uso habitual y personal. Constituyen la última barrera entre el operario y el peligro, actúan reduciendo o eliminando sus consecuencias. El trabajador es el responsable de cuidarlos, higienizarlos e informar a su superior en caso de deterioro o extravío de alguno de ellos. Los elementos de protección personal se ha agrupado según las partes del cuerpo que protegen de acuerdo al siguiente detalle: •
Protección de cabeza, rostro, ojos y oídos
•
Protección de las vías respiratorias
•
Protección de las manos
•
Protección de los píes
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•
Indumentaria
•
Varios
18.5.3.1.1
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Protección de cabeza, rostro, ojos y oídos
La componen los siguientes elementos: •
Casco de seguridad
Su función es la de proteger la cabeza frente a los riesgos de choque, golpes, caídas o proyección de objetos, ataque de agentes externos tanto líquidos como sólidos y descargas eléctricas en Baja Tensión. Es de uso obligatorio en maniobras de alta, media y baja tensión, debido a sus condiciones dieléctricas, en toda zona de trabajo de la E.T., ya sea de obra o de mantenimiento, y en general en todos los trabajos que se realicen a distinto nivel. Será de uso obligatorio también al circular por las playas de maniobra de media y alta tensión. El modelo de casco con visera reducida se utilizará en trabajos en altura que requieran tener amplio campo de visión. Respecto a su conservación, el arnés debe cambiarse cuando presente cortes o roturas. Debe evitarse la exposición indebida y prolongada a los rayos solares que deterioran su composición química. (por ejemplo, llevándolos en la bandeja trasera del automóvil). •
Mascara parallama
su función es la de proteger el rostro y pecho del trabajador ante eventuales deflagraciones de origen eléctrico. Es de uso obligatorio en tareas o situaciones donde haya riesgo de un cortocircuito o arco eléctrico con generación de gran cantidad de calor, por ejemplo en trabajos con tensión en baja tensión en cajas tomas, cajas esquineras, buzones, tableros en general, inspecciones, investigación de medidores, etc. Respecto a su conservación, para no perjudicar la visión se deberá poner especial atención en el resguardo del visor de la mascara, guardándolas en lugares adecuados para evitar roces contra herramientas o materiales que puedan provocar deterioros o ralladuras. •
Protector Facial
Su función es la de proteger de los riesgos ocasionados por salpicaduras o impacto de partículas. Es de uso obligatorio en trabajos donde exista la posibilidad de la proyección de sólidos o salpicaduras con líquidos corrosivos o a temperatura, etc. Deben ser protegidas adecuadamente para evitar su deterioro, evitándose el roce con herramientas o materiales que puedan dañar o rayar el visor. •
Careta para soldadura eléctrica
Su función es la de proteger de los riesgos ocasionados por soldadura eléctrica. Es de uso obligatorio en trabajos de soldadura eléctrica y corte. Debe utilizarse con cristales inactínicos adecuados al tipo de electrodo empleado. Para su correcta conservación debe limpiarse únicamente con agua jabonosa para no disminuir su visibilidad, cuidando de mantener el dispositivo de la mirilla en buen estado de funcionamiento. La pantalla debe guardarse libre de polvo en un lugar seco y dentro de la bolsa adecuada. •
Antiparra para soldadura autógena
Su función es la de proteger de los riesgos ocasionados por soldadura y/o corte oxiacetilénico. Es de uso obligatorio en trabajos de soldadura y/o corte oxiacetilénico. Las antiparras deben limpiarse únicamente con agua jabonosa y secarse con una gamuza y guardarse en un lugar seco dentro de una funda apropiada. •
Lentes de seguridad de policarbonato tonalizados oscuros / de policarbonato incoloros
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Su función es la de proporcionar una eficaz protección ocular frente a riesgos de impactos de objetos, partículas sólidas o gases a presión. Por su forma anatómica, otorgan una adecuada protección lateral de los ojos. Son de obligatorio en trabajos donde se efectúen maniobras de Media y Alta Tensión como por ejemplo: conexión y desconexión de interruptores o carros de prueba, en maniobras locales manuales o eléctricas de aparatos de corte de Media y Alta Tensión, colocación de puesta a tierra mecánicas o portátiles, detección de tensión en media y alta tensión, apertura y cierre de seccionadores, inserción y extracción de interruptores de media tensión, inspecciones de instalaciones. También deben utilizarse obligatoriamente en aquellos trabajos con riesgos de proyección de partículas provenientes de máquinas, herramientas o equipos tales como: amoladoras, limadoras, tornos, compresores, etc. Los incoloros son de uso interior o exterior y los tonalizados de uso exterior cuando las condiciones lo requieran. Respecto a la conservación, deben limpiarse con agua jabonosa y secarse con una gamuza para evitar que se rayen, y guardarse en un lugar seco dentro de una funda apropiada. Se recomiendan los incoloros para trabajos en interior y nocturnos mientras que, los tonalizados oscuros se utilizarán durante el día al aire libre. •
Protector auditivo
Su función es la de proteger de los riesgos ocasionados por los ruidos ambientales. Es de uso obligatorio en trabajos que impliquen la exposición a ruidos superiores a 90 dB. Deben ser verificados antes de su uso. Deben estar en buen estado de limpieza y guardarse en lugar adecuado.
18.5.3.1.2
Protección de las vías respiratorias
-Máscara completa bifiltro su función es la de proteger de los riesgos ocasionados por un siniestro durante la evacuación. Su uso es obligatorio en caso de evacuación rápida en locales situados en el interior del edificio de la E.T. que sean invadidos por el humo, donde la concentración de oxígeno sea superior al 17% utilizando los filtros adecuados a este fin. También es obligatorio su uso en trabajos en ambientes con contaminantes gaseosos, neblinas o polvos que resulten irritantes de la vista, siempre que el nivel de oxígeno presente sea superior al 18%. Los filtros/cartuchos a utilizar deben ser los apropiados para gases o vapores, o polvos, neblinas y humos presentes, pudiéndose combinar las alternativas anteriores. Las máscaras deben ser verificadas antes de su uso, revisando que los filtros/cartuchos estén en condiciones y no se encuentren vencidos, y que la máscara se ajuste bien al rostro. La máscara debe estar en buen estado de higiene y limpiarse con agua luego de su utilización. Deberá conservarse en la funda y caja original alejándola de cualquier fuente de calor y evitando golpearla, conservándose en lugar adecuado. -Mascarilla antipolvo Su función es la de proteger de los riesgos ocasionados por ambientes con polvos, neblinas y humos metálicos. Su uso es obligatorio cuando se deba efectuar tareas se deba permanecer en ambientes con polvo en suspensión, neblinas o pulverización generada por medios mecánicos. También en tareas de soldadura y protección contra partículas y humos de plomo. Deben estar en buen estado de limpieza y guardarse en lugar adecuado. -Barbijo descartable Su función es la de proteger de los riesgos ocasionados por ambientes polvorientos. Su uso es obligatorio cuando se deba efectuar tareas se deba permanecer en ambientes polvorientos. Deben estar en buen estado de limpieza y guardarse en lugar adecuado.
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18.5.3.1.3
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Protección de las manos
-Guante dieléctrico para BT (Flocado) Su función es la de proteger al trabajador en contactos eléctricos directos cuando realiza tareas con tensión sobre las instalaciones de Baja Tensión de la E.T. Es de uso obligatorio en tareas con tensión en baja tensión, colocación y extracción de fusibles, maniobras en aparatos de BT, etc. Antes de su empleo se deberá comprobar la ausencia de poros, perforaciones o cortes no visibles, así como que esté exento de humedad, grasa, disolvente o cualquier otra sustancia que altere su propiedad aislante. Para su conservación se los limpiará con agua y jabón secándolos luego con un paño suave y seco. Deben ser protegidos de roces y golpes, se los mantendrá secos rociándolos con talco y se los colocará en una funda. -Guantes de nitrilo Su función es la de proteger las manos de los riesgos ocasionados por la utilización de aceites, solventes, pinturas etc., por lo que son de uso obligatorio al trabajarse con solventes, soluciones ácidas, álcalis, DPC, pinturas, aceites, etc. Deben ser verificados antes de su uso, comprobando que no se encuentren rotos o deteriorados. Deben estar en buen estado de limpieza y guardarse en lugar adecuado. -Guante de Algodón Su función es la de absorber la humedad de las manos con el objeto que el guante dieléctrico mantenga sus propiedades. Es de uso obligatorio debajo de los guantes dieléctricos. Para una correcta limpieza de los mismos se los debe lavar con agua jabonosa. -Guante de cuero de puño corto para uso general Protegen las manos en tareas de manipulación de materiales. Son de uso obligatorio en trabajos de manipulación de materiales que puedan producir cortes, pinchazos, o abrasión como hierros, postes, piedras, cables, embalajes, maderas, vidrios, ladrillos, etc. Deben conservarse limpios y secos, sin roturas ni descosidos, evitando que se impregnen de agua, grasas, pinturas, aceites o cualquier tipo de líquidos que modifiquen su estado original que pueden dificultar su uso. -Guante de cuero para soldadura Su función es la de proteger de los riesgos ocasionados por soldadura en la zona de las manos. Es de uso obligatorio en todo trabajo de soldadura eléctrica y/o corte oxiacetilénico. Deben conservarse limpios y secos, sin roturas ni descosidos, evitando que se impregnen de agua, grasas, pinturas, aceites o cualquier tipo de líquidos que modifiquen su estado original que puedan dificultar su uso. -Guante de terrycloth algodón Su función es la de proteger de los riesgos ocasionados por el manipuleo de elementos cortantes, por lo que son de uso obligatorio en todo trabajo que implique la manipulación de elementos cortantes o filosos, chapas, vidrios, etc. Deben conservarse limpios y secos, sin roturas ni descosidos, evitando que se impregnen de agua, grasas, pinturas, aceites o cualquier tipo de líquidos que modifiquen su estado original que puedan dificultar su uso. -Guante de cuero vaqueta para protección mecánica de guante dieléctrico Su función es la de proteger al guante dieléctrico. Tiene un cuero más fino que el guante de cuero común de uso general que permite obtener una mayor sensibilidad para la realización de las tareas. Es de uso obligatorio en aquellos trabajos en los cuales se puedan llegar a deteriorarse los guantes dieléctricos. Deben conservarse limpios y secos, sin roturas ni descosidos, evitando que se impregnen de agua, grasas, pinturas, aceites o cualquier tipo de líquidos que modifiquen su estado original que puedan dificultar su uso.
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-Guante para maniobras en MT y AT
Clase
Tensión kV
2
13,2
4
33
Su función es la de establecer un segundo escalón de seguridad para efectuar maniobras en la red de media tensión. Son de uso obligatorio en maniobras y/o detección de tensión de instalaciones de MT, inserción y extracción de interruptores, colocación de puestas a tierras en MT y AT, etc., por ser complemento de aislamiento de las pértigas. Antes de su uso, deben ser verificados para asegurarse que los mismos estén en buen estado y no presenten signos de roturas, desgarros o agujeros, por pequeños que sean. Todo guante que presente un defecto debe ser descartado. Siempre deberán emplearse guantes de protección mecánica sobre los mismos, con el fin de protegerlos. Estos guantes deben conservarse limpios y secos, limpiándoselos con agua y jabón y secándolos luego con un paño suave y seco. Deben ser protegidos de roces y golpes, se los mantendrá secos rociándolos con talco y se los colocara en una funda. -Guante de kevlar acolchado Su función es la de proteger las manos de los efectos del calor. Es de uso obligatorio en tareas donde se necesite manipular objetos calientes o cuando se realicen trabajos o maniobras con riesgo de arco eléctrico. Deben conservarse limpios, secos y sin roturas.
18.5.3.1.4
Protección de los pies
-Botas para lluvia media caña Su función es la de evitar resbalones y contacto con líquidos a los trabajadores y golpes por objetos para lo cual poseen puntera de acero, suela reforzada y antideslizante. Son de uso obligatorio en todos aquellos trabajos donde existan líquidos en pisos que exponen a riesgos de caída a los trabajadores, por ejemplo pozos, túneles, sótanos, vía publica con cierto nivel de agua. Para conservarlas en buen estado, se deberán limpiar periódicamente de polvo, barro o grasas y protegerlas lavándolas con agua y jabón. -Zapato de seguridad Su función es la de evitar daños en los pies de los trabajadores, para lo cual poseen puntera de acero aislada , suela reforzada y antideslizante. Son de uso obligatorio en maniobras y colocación de medidas de seguridad en AT y MT y/o en todos aquellos trabajos donde exista riesgo de caída de objetos, golpes, aplastamiento, aprisionamiento de pies y tropiezos con aristas agudas en general. Forma parte de la indumentaria básica de trabajo. Para conservarlos en buen estado, se deberán limpiar periódicamente de polvo, barro o grasas y protegerlos de la humedad mediante el uso de pomadas protectoras de cueros. -Botines de seguridad Su función es la de evitar daños en los pies y tobillos de los trabajadores, para lo cual poseen puntera de acero, suela reforzada y antideslizante. Son de uso obligatorio en todos aquellos trabajos donde exista riesgo de caída de objetos, golpes, aplastamiento, aprisionamiento de pies y tropiezos con aristas agudas en general y lesión del talón. Para conservarlos en buen estado, se deberán limpiar periódicamente de polvo, barro o grasas y protegerlos de la humedad mediante el uso de pomadas protectoras de cueros.
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18.5.3.1.5
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Indumentaria
La constituyen las siguientes prendas, que serán de provisión obligatoria: - Campera con abrigo desmontable - Camisa - Pantalones verano - Pantalones invierno - Capa Es recomendable que la provisión se complete con las siguientes prendas: - Traje impermeable - Buzo invierno - Chomba verano - Mameluco verano - Mameluco invierno
18.5.3.1.6
Varios
-Arnés de seguridad Su función es la de proteger de los riesgos de caídas en alturas. Es de uso obligatorio en trabajos sobre hidroelevadores, torres, transformadores de potencia, etc. Deben ser verificados antes de su uso, comprobando que las argollas o anillos no se encuentren deformados, así como las hebillas pasacinto, costuras y eventuales deshilachamientos de las correas. Se debe poner especial atención en la elección del punto de anclaje al que se debe sujetar la cuerda de amarre, el que debe ofrecer inequívocas condiciones de seguridad. y debe estar por encima de la argolla dorsal. Respecto a su conservación, se debe limpiar periódicamente con agua y jabón neutro y guardarse en lugar fuera del alcance de la humedad y rayos ultravioleta.
18.5.3.2.
Elementos de seguridad complementarios
Son aquellos que complementan a los elementos de protección personal, constituyendo barreras para las posibles consecuencias de un accidente y permitiendo la neutralización del riesgo en el propio origen. Su uso lo determina el tipo de actividad o el medio en que se desarrolle. Se recomienda su ubicación en un lugar determinado e identificado. La provisión de estos elementos será por equipo de trabajo y sus miembros deberán responsabilizarse de su buen estado, conservación y pedido de reposición. De acuerdo a la acción a realizar se los clasifica de la siguiente manera: 1.- Traba y bloqueo 2.- Verificación ausencia de tensión 3.- Puesta a tierra portátil
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4.- Señalización 5.- Delimitación 6.- Colocación de medidas de seguridad en MT y AT 7.- Manejo de herramientas eléctricas portátiles 8.- Trabajos en altura 9.- Elementos contra incendios
18.5.3.2.1
ELEMENTOS DE TRABA Y BLOQUEO
Candados de Seguridad: Se utilizan para realizar la traba de aparatos de corte o seccionamiento de BT, MT, AT y válvulas en general. Su uso es imprescindible en el cumplimiento de la 2da regla de oro (trabado de los aparatos de corte). Deben conservarse limpios y evitar ser golpeados. Multiplicador de Candados: También se utiliza para el cumplimiento de la 2da regla de oro Permite que varios equipos de trabajo participen en la traba de un aparato de corte garantizando que el equipo donde se esté trabajando no sea energizado hasta tanto se hayan terminado todas las taras y los responsables de trabajo retirado sus candados.
18.5.3.2.2
VERIFICACION AUSENCIA DE TENSIÓN
•
Pértigas para detectores de tensión: Se utilizan para la detección de tensión en instalaciones de media o alta tensión. Las pértigas deben permanecer guardadas en su correspondiente estuche y debe limpiarse con franela siliconada luego de su utilización.
•
Detector de tensión unipolar acústico acoplable a pértiga de maniobra a través de encastre a rosca: Permite la verificación de la presencia de tensión en MT y AT. Para ello el aparato emite una señal que puede ser luminica o bien luminica y sonora (bocina piezoeléctrica de un nivel sonoro de 70 db).
19.
PRUEBAS Y PUESTA EN SERVICIO
El objetivo de las pruebas y la puesta en servicio de una Instalación dentro de una ET o de toda la ET es asegurarse el correcto funcionamiento de la misma para garantizar la seguridad de la operación, del personal, de terceros y de las instalaciones.
19.1.
Rutina de ensayos y controles
Serán controlados todas las instalaciones de la subestación teniendo en cuenta las siguientes premisas: •
Las condiciones de la red de puesta a tierra de la subestación de acuerdo con lo indicado en el Capítulo correspondiente, incluyendo las conexiones del equipamiento, los hilos de guarda, las pantallas y armaduras de los cables, las cañerías metálicas y los pararrayos.
•
Inspección visual del montaje de todo el equipamiento y su conexionado de potencia.
•
Inspección visual de tableros y armarios y de los elementos contenidos en ellos.
•
Control de las funciones de protección, alarma, señalización, control, telecontrol y medición.
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19.2.
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Planillas de control
Cuando se inicien las pruebas para la puesta en servicio de una instalación se asegurará el retiro del personal de montaje de cada sector controlado, de manera que no sea posible trabajar sobre una instalación ya inspeccionada. El control realizado se indicará en planillas que deben tener en cuenta los siguientes aspectos, de acuerdo con lo indicado en el punto anterior:
19.2.1.
Planillas para el control de la red de puesta a tierra
Este punto se encuentra en estudio por la Comisión de EETT.
19.2.2.
Planillas para el control visual del equipamiento.
Este punto se encuentra en estudio por la Comisión de EETT.
19.2.3.
Planillas para la inspección visual de tableros y armarios.
Este punto se encuentra en estudio por la Comisión de EETT.
19.2.4.
Planillas para el control de los ensayos
Realizados sobre los circuitos de protección, alarma, señalización, control, telecontrol y medición. En estas deben indicarse claramente las curvas relevadas de los instrumentos de medición y protección, los valores medidos, los ajustes establecidos, y el tiempo total de operación del sistema de protección, desde la detección de la falla hasta la apertura del interruptor y todo otro valor que se juzgue relevante. Deben indicarse, además, los enclavamientos controlados y su grado de redundancia (mecánicos, eléctricos, neumáticos y electrónicos por medio de programación, cuando corresponda). De la misma manera deben controlarse las llaves conmutadoras que transfieren el comando de los equipos de un nivel a otro de la instalación o del centro de telecontrol cuando lo hubiera.
19.2.5.
Listados de las alarmas y señalizaciones en la sala de comando y el eventual centro de telecontrol
Este punto se encuentra en estudio por la Comisión de EETT.
19.2.6.
Cualquier otra planilla o listado que se juzgue necesario
Este punto se encuentra en estudio por la Comisión de EETT.
19.3.
Acta de entrega de instalaciones
Finalizada la etapa de Pruebas y Puesta en Servicio se redactará un acta donde se indicará la fecha y condiciones en que el responsable del Area de Operación recibe las instalaciones del responsable de la ejecución de la obra (interno o externo)
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Α.1. Α.2.
ANEXO A: PROCEDIMIENTO DE CÁLCULO DE CORRIENTE Y TENSIONES, EXTRACTADO DE LA IEEE STD 80-2000.
A.2.1.
Corriente simétrica de la red de puesta a tierra
Es la porción de corriente simétrica de falla a tierra que fluye entre la red de puesta a tierra y el suelo circundante. Se la expresa de la siguiente forma:
Ig =Sf ×If
(A1)
I f = 3 ⋅I0
(A2)
Donde: Ig :
Corriente simétrica que se deriva hacia la red de puesta a tierra en amperes
If:
Corriente simétrica de falla a tierra en amperes
I0 :
Corriente de falla de secuencia cero en amperes
A.2.2.
Corriente máxima de malla
Se define como: IG =D f ⋅Ig
(A3)
Donde: IG
Corriente máxima de malla
Df
Factor de reducción de debido a la duración de la falla tf
Con este factor se tiene en cuenta el efecto de la componente continua de la corriente de falla a tierra y se define de la siguiente forma:
− 2⋅ t f T a = 1 + 1 − Df e Ta tf
(A4)
Donde:
Ta
Constante de tiempo de la componente continua de la corriente de falla en segundos (
Ta = X / ω ⋅ R ).
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X/R
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Indica el grado de decaimiento de la onda real de corriente respecto a la onda de corriente
simétrica. Matemáticamente el valor de la corriente de falla puede dividirse en dos partes, una componente de corriente alterna simétrica y una componente unidireccional de corriente continua.
tf
Tiempo de duración de la corriente de falla
Nota: Para mayor detalle en su determinación podrá emplearse la metodología de cálculo descripta en IEEE std.80-2000 o programas de computación debidamente probados.
A.2.3.
Cálculo de la tensión de malla
La tensión de malla (una forma de tensión de contacto) representa el mayor voltaje posible de contacto que puede encontrarse dentro del sistema de puesta a tierra de la E.T. y por consiguiente, debe ser menor que el voltaje de contacto tolerable para que el sistema de puesta a tierra resulte seguro. El valor de la tensión de malla se obtiene del producto de un factor de geometría K m, un factor de corrección Ki que considera algunos errores introducidos en la hipótesis asumidas en K m, la resistividad del suelo (ρ) y la corriente drenada a tierra por unidad de longitud de el conductor de la red de puesta a tierra (I G/LM).
Em =
ρ ⋅ Km ⋅ Ki ⋅ IG LM
[V]
(A5)
Donde: Resistividad del suelo en Ω-m Km
Factor de espacio para voltaje de malla, método simplificado
Ki
Factor de espacio de la geometría de la malla, método simplificado
IG
Corriente máxima de malla que fluye entre la red de puesta a tierra y la tierra circundante (incluye la componente de corriente continua) en ámperes.
LM
Longitud efectiva (LC + LR) del voltaje de malla en metros
LC
Longitud total de los conductores de la malla de puesta a tierra en metros
LR
Longitud de los electrodos profundos en metros
El factor de geometría tiene la siguiente expresión:
2 1 D2 h Kii 8 ( D+ 2⋅h) = ⋅ ln + − + ⋅ ln Km 2 ⋅ π 16 ⋅ h ⋅ d 8 ⋅ D ⋅ d 4 ⋅ d Kh π ⋅ ( 2 ⋅ n − 1) Donde: D
Espacio entre conductores paralelos en metros
d
Diámetro de los conductores de la malla en metros
(A6)
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h
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Profundidad de los conductores de la malla de tierra en metros
n Factor de geometría compuesto por los factores n a, nb, nc y nd (número efectivo de conductores en paralelo en una malla) Kh
Factor de corrección que resalta los efectos de la profundidad de la malla, método simplificado
Kii Factor de corrección que tiene en cuenta los efectos de los conductores internos en las esquinas de la malla, método simplificado Para mallas con electrodos de profundidad a lo largo del perímetro o en las esquinas de la malla, resulta: Kii = 1 Para mallas que no poseen electrodos de profundidad o con algunos pocos electrodos no localizados en las esquinas o en el perímetro:
K ii =
1
(2⋅n)
Kh = 1 +
(A7)
2 n
h h0
h0 = 1 metro (profundidad de referencia para la malla) (A8)
El número efectivo de conductores en paralelo en una malla dada, n, puede obtenerse tanto para una malla de forma rectangular o irregular y representa el número de conductores en paralelo de una malla rectangular equivalente:
n = na ⋅ nb ⋅ nc ⋅ nd
(A9)
Donde:
na =
2 ⋅ LC
(A10)
LP
nb = 1
Para mallas cuadradas
nc = 1
Para mallas cuadradas y rectangulares
nd = 1
Para mallas cuadradas, rectangulares y de forma en L
Para otros casos:
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nb =
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Lp 4⋅ A
(A11)
0. 7 ⋅ A ⋅ x y
L x ⋅L y L L = nc A
nd =
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(A12)
Dm 2 2 Lx + Ly
(A13)
LC
Longitud total del conductor horizontal en la malla horizontal en metros
Lp
Longitud perimetral de la malla en metros
A
Área de la malla en metros cuadrados
Lx
Longitud máxima de la malla en la dirección x en metros
Ly
Longitud máxima de la malla en la dirección y en metros
Dm
Distancia máxima entre dos puntos cualquiera dentro de la malla en metros.
El factor de irregularidad Ki se expresa como sigue:
Ki = 0.644 + 0.148 ⋅ n
(A14)
La longitud de conductor efectivamente enterrado está dada por:
LM = LC + LR
[m]
(A15)
Donde: LR
Longitud total de todos los electrodos de profundidad en metros
Cuando las mallas tienen electrodos de profundidad en las esquinas, o bien a lo largo del perímetro o en cualquier lugar de la malla, la longitud efectiva de conductor enterrado estará dada por:
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L r LM = LC + 1.55 + 1.22 2 2 ⋅ LR Lx + Ly
[m]
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(A16)
Donde: Lr
Longitud de uno de los electrodos de profundidad de las esquinas en metros
A.2.4.
Tensión de paso (Es)
La tensión de paso del sistema de puesta a tierra tiene que ser menor que la tensión de paso tolerable para lograr estándares de seguridad. El valor de tensión de paso se obtienen como un producto del factor de geometría K s, el factor de corrección Ki, la resistividad del suelo (ρ) y la corriente drenada a tierra por unidad de longitud del conductor de la red de puesta a tierra (IG/LS).
Es =
ρ ⋅ K s ⋅ Ki ⋅ IG LS
Resistividad del suelo en
[V]
(A17)
Ω ⋅m
Ks
Factor de espacio para voltaje de paso, método simplificado
Ki
Factor de espacio de la geometría de la malla, método simplificado
IG Corriente máxima de malla que fluye entre la red de puesta a tierra y la tierra circundante (incluye la componente de corriente continua) en amperes. LS
Longitud efectiva (LC + LR) de malla en metros
Para mallas con o sin electrodos de profundidad, la longitud efectiva del conductor enterrado está dada por:
LS = 0.75 ⋅ LC + 0.85 ⋅ LR
[m]
(A18)
Donde: LC
Longitud total de los conductores de la malla de puesta a tierra en metros
LR
Longitud de los electrodos profundos en metros
Para estas profundidades que vayan entre 0.25m ≤ h ≤ 2.5m , Ks se expresa como:
Ks =
1 1 1 1 + + (1 − 0.5n−2 ) π 2 ⋅ h D + h D
(A19)
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Donde: D
Espacio entre conductores paralelos en metros
h
Profundidad de los conductores de la malla de tierra en metros
n Factor de geometría compuesto por los factores na , nb , nc y nd (número efectivo de conductores en paralelo en una malla)
A.2.5.
Máximo potencial de tierra (GPR – Ground Potential Rise)
Esta tensión está dada por:
V GPR = IG ⋅ Rg
[V]
(A20)
donde:
V GPR
Máximo potencial de tierra en volts
IG
Máxima corriente drenada a tierra por la malla en amperes
Rg
Resistencia de la malla de puesta a tierra en Ω
1 1 1 ⋅ 1 + Rg = ρ ⋅ + LT 20 ⋅ A 1 + h ⋅ 20 / A
[Ω]
(A21)
Donde: h
Profundidad de la malla en metros
A
Área ocupada por la malla de puesta a tierra en metros cuadrados
LT
Longitud de conductor enterrado en metros
ρ
Resistividad del suelo en
Ω ⋅m
Esta ecuación es válida para redes de puesta a tierra sin electrodos profundos. Para determinar el valor total de la resistencia de puesta a tierra en suelos homogéneos con red de puesta a tierra y electrodos profundos se emplean las ecuaciones de Schwarz. Se consideran para el cálculo la resistencia de la red, de los electrodos profundos y la resistencia mutua. Resistencia total del sistema de puesta a tierra
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2 R 1 ⋅ R2 − Rm Rg = R1 + R2 − 2 ⋅ Rm
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[Ω]
(A22)
Resistencia de la malla de puesta a tierra:
R1 =
ρ 1 2 ⋅ Lc k1 ⋅ Lc ln + − k 2 [Ω] π ⋅ Lc a' A
(A23)
Donde:
ρ1
Resistividad del suelo que cubre la malla de puesta a tierra en
Lc
Longitud de todos los conductores de la malla en metros
Ω ⋅m
a ⋅ 2 ⋅ h para conductores enterrados a una profundidad h en metros
a’
2⋅a
Diámetro del conductor en metro
A
Área cubierta por los conductores de la malla en m 2
k1, k 2
A.2.5.1.
Coeficientes que se obtienen de los gráficos 8.23.5.1 y 8.23.5.2
Gráfico A.2.5.1. Coeficiente k1 de la formula de Schwarz
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Coeficiente k 1 de las formulas de Schwarz 1,45
Coeficiente k
1
1,35 1,25 Curva A
1,15
Curva B Curva C
1,05 0,95 0,85 1
2
3
4
5
6
7
8
Largo/Ancho del Área de la m alla
Curva A – Para profundidad h = 0 Curva B – Para profundidad h = 1/ 10 ⋅ A Curva C – Para profundidad h = 1/ 6 ⋅ A
A.2.5.2.
Gráfico 8.23.5.2. Coeficiente k2 de la formula de Schwarz
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Coeficiente k2 para las formulas de Schawarz
Coeficiente k2
6,5 Curva A
5,5
Curva B Curva C
4,5
3,5 1
2
3
4
5
6
7
8
Largo/Ancho del Área de la malla
Curva A – Para profundidad h = 0 Curva B – Para profundidad h = 1/ 10 ⋅ A Curva C – Para profundidad h = 1/ 6 ⋅ A Resistencia de todos los electrodos profundos
R2 =
ρa 2π ⋅ n R ⋅ L R
4 ⋅ LR 2k ⋅ L − 1+ 1 R ln A b
(
)
2 nR − 1
[Ω]
(A24)
Donde:
LR
Longitud promedio de un electrodo profundo en metros
2 ⋅b
Diámetro del electrodo profundo en metros
nR
Cantidad e electrodos profundos en el área A
ρa
Resistividad del suelo aparente es la vista por el electrodo profundo en
Ω ⋅m
Resistencia mutua entre los conductores de la malla de puesta a tierra y los electrodos profundos
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Rm =
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ρ a 2 ⋅ Lc k1 ⋅ Lc ln + − + 1 k2 π ⋅ Lc LR A
[Ω]
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(A25)
Estas ecuaciones son válidas para un suelo de dos capas. La resistividad aparente se define como:
ρ a = LR ( ρ 1 ⋅ ρ 2 ) / ( ρ 2 ⋅ ( H − h) + ρ 1 ( LR − H + h) )
[ Ω ⋅ m ](A26)
H
Espesor de la capa de suelo superior en metros
ρ2
Resistividad del suelo desde la profundidad H para abajo en
Ω ⋅m
Cuando el producto IGGRg resulta menor que la tensión de contacto tolerable, no existe peligro de fibrilación ventricular para las personas en cualquier caso analizado. Si por el contrario dicho producto es superior se debe tener especial atención en los cálculos y el diseño de la malla de puesta a tierra para la determinación de las tensiones de transferencia, de contacto y de paso. Nota: Para mayor detalle en la determinación de los valores de corriente de malla, tensiones de malla y de contacto y el GPR podrán ser utilizados programas de computación debidamente probados .
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Α.3. Α.4.
ANEXO B: CÁLCULO DE LA DISTANCIA DE IMPACTO “S” PARA EL MODELO ELECTROGEOMÉTRICO SEGÚN LA NORMA IEEE STD 9981996
La corriente crítica Is (los rayos con una magnitud de corriente inferior a la crítica no serán atraídos por el hilo de guardia o pararrayos) se calcula como:
IS =
1.1BIL ZS / 2
[1]
Donde: BIL:
Nivel Básico de Aislación al Impulso de la cadena de aisladores [kV].
Is:
Corriente de impacto del rayo permisible [kA].
Zs:
Impedancia de Impulso del conductor por el que pasa la corriente de descarga del rayo [Ω].
Existen casos especiales en que la onda de impulso no se divide en 2 (por ejemplo, si el impacto del rayo se produce sobre el final de un conductor radial). En estos casos, deberá considerarse la Zs total y no dividida por 2 en la ecuación [1]. Otros casos especiales pueden verse en el punto 5.2.2.1 de IEEE Std 998-1996. La Zs deberá calcularse para cada altura de barras, para cada tipo de conductor de barras y, en el caso de que existan distintos niveles de tensión en una misma Estación, para cada unos de ellos.
Los valores de I