Normalizacion de La Bahia I y II SE Independencia

REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA

MINISTERIO DEL PODER POPULAR PARA LA DEFENSA

UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL POLITÉCNICA

DE LA FUERZA ARMADA NACIONAL

NÚCLEO ARAGUA

NORMALIZACION DE LA BAHIA I Y II DE LA SUBESTACION

INDEPENDENCIA (34,5/13,8 KV) DE CORPOELEC ZONA

ARAGUA

Autores:

Kleyderman José Cárdenas Marquez

Saúl Andrés Silva Castillo

Tutor Industrial: Ing. Rubén. Hernández

Tutor Académico: Ing. Enrique Gavorskis

MARACAY, ENERO 2014

i





NÚCLEO ARAGUA

Fecha: 17/01/2014

APROBACIÓN DEL TUTOR ACADÉMICO

Señor Coordinador de la Carrera de Ingeniería Eléctrica, mediante la presente

comunicación hago de su conocimiento que ante la solicitud realizada por los Bres.

Kleyderman José Cárdenas Márquez y Saúl Andrés Silva Castillo, apruebo el

Informe de Pasantía Industrial titulado: NORMALIZACION DE LA BAHIA I Y II

DE LA SUBESTACION INDEPENDENCIA (34,5/13,8 KV) DE CORPOELEC

ZONA ARAGUA.

.

Ing. Enrique Gavorskis

C.I. 16.405.856

ii





NÚCLEO ARAGUA

Fecha: 17/01/2014

APROBACIÓN DEL TUTOR INDUSTRIAL

Señor Coordinador de la Carrera de Ingeniería Eléctrica, mediante la presente

comunicación hago de su conocimiento que ante la solicitud realizada por los Bres.,

Kleyderman José Cárdenas Márquez y Saúl Andrés Silva Castillo, apruebo el

Informe de Pasantía Industrial titulado: NORMALIZACION DE LA BAHIA I Y II

DE LA SUBESTACION INDEPENDENCIA (34,5/13,8 KV) DE CORPOELEC

ZONA ARAGUA.

Ing. Rubén Hernández

C.I. 11.501.900

iii





NÚCLEO ARAGUA

Fecha: 17/01/2014

APROBACIÓN DEL COMITÉ EVALUADOR

Quienes suscriben, Miembros del Jurado Evaluador designado por el Consejo

Académico de la Universidad Nacional Experimental Politécnica de la Fuerza Armada

Nacional (UNEFA), para evaluar la presentación y el Informe de la Pasantía Industrial

presentado por los Bachilleres: Kleyderman José Cárdenas Márquez y Saúl Andrés,

bajo el título de NORMALIZACION DE LA BAHIA I Y II DE LA SUBESTACION

INDEPENDENCIA (34,5/13,8 KV) DE CORPOELEC ZONA ARAGUA, a los fines

de cumplir con el último requisito académico para obtener el Título de Ingeniero

Electricista, dejan constancia de que el Informe se consideró APROBADO.

En fe de lo cual se deja constancia en Maracay, a los diecisiete días del

mes de enero del 2013.

Ing. Rubén Hernández

C.I.11.501.900 Ing. Enrique Gavorskis

C.I. 16.405.856

iv

DEDICATORIA

Dedico mi Proyecto a Dios Todopoderoso

A mi Madre Dulce

A mi Padre José Luis

A mi Hermano Javier

A mi querida y especial Abuela Flor

A todos los que brindaron su gran apoyo en el desarrollo de esta Obra

Kleyderman Cárdenas

v

DEDICATORIA

Dedico mi proyecto y toda la obra de mis manos solo a Dios todopoderoso.

vi

AGRADECIMIENTOS

Agradezco a dios primeramente y a mi familia por darme todo el apoyo en el

desarrollo de mi proyecto.

Al equipo del laboratorio de mantenimiento especialidad de la empresa CORPOELEC

Al Ingeniero Rubén Hernández Vera por su gran apoyo, en todo el desarrollo de

nuestro proyecto.

Al señor Rafael Sarmiento por su paciencia y calidad de enseñanza, practica lo cual lo

hace resaltar.

Muy Agradecido con mis profesores de la UNEFA especialmente al profesor Luis

Cedeño por su profesionalidad.

Al Profesor Enríquez Gavorskys por ser mi tutor académico y al aporte de

conocimientos teóricos en sus clases lo cual ayudo al desarrollo de este proyecto..

A todas aquellas personas que directa o indirectamente ayudaron al desarrollo de esta

obra.

vii

AGRADECIMIENTOS

viii





NÚCLEO ARAGUA

NORMALIZACION DE LA BAHIA I Y II DE LA SUBESTACION

INDEPENDENCIA (34,5/13,8 KV) DE CORPOELEC ZONA

ARAGUA

Autores:

Kleyderman Cárdenas

Saúl Silva

Tutor Industrial: Ing. Rubén. Hernández

Tutor Académico: Ing. Enrique Gavorskis

Fecha: 17 de Enero del 2014

RESUMEN

La presente investigación tiene como objetivo principal elaborar una “Propuesta de

Normalización De La Bahía I Y II De La Subestación Independencia de 34,5/13,8 KV de

Corpoelec Zona Aragua” la cual es tipo radial I a partir del estudios de las subestaciones

no atendidas en la zona Aragua. Dicha propuesta consiste en normalizar los pórticos

tanto en su entrada como en sus salidas apegándose a la normativa CADAFE existente,

además surge la necesidad de diseñar un enlace de barras entre las bahías el cual será de

tipo subterráneo adicionando todo el equipo necesario que permita la puesta en marcha

de las nuevas condiciones de operación de la subestación independencia.

Palabras claves: Sistema de potencia, Subestaciones, Normas C.A.D.A.F.E

ix

INDICE Pag

INTRODUCION ................................................................................................................................ 1

1.2 Objetivos.................................................................................................................................. 7

1.2.1 Objetivo General .................................................................................................................. 7

1.2.2 Objetivo Específicos ............................................................................................................. 7

1.3 Justificación............................................................................................................................. 8

1.4 Alcance .................................................................................................................................... 9

1.5 Limitaciones .......................................................................................................................... 10

2.1 Descripción de la Empresa ................................................................................................... 11

2.1.1 Nombre ............................................................................................................................... 11

2.1.2 Ubicación ............................................................................................................................ 11

2.2 Reseña Histórica ................................................................................................................... 12

2.2.1 Misión ................................................................................................................................. 14

2.2.2 Visión .................................................................................................................................. 14

2.3 Estructura Organizativa ...................................................................................................... 15

2.3.1 Objetivo de la Dirección General Regional de Comercialización y Distribución: ........ 15

2.3.2 División donde se Realizaron las Pasantías ...................................................................... 16

2.3.4 Plan de actividades propuesto ........................................................................................... 17

2.3.4.5 Plan de actividades realizadas........................................................................................ 20

3.1 Antecedentes ......................................................................................................................... 25

3.2 Fundamentos Teóricos ......................................................................................................... 26

3.2.1 Sistema de Potencia ........................................................................................................... 26

3.2.2 Sistema de Generación ...................................................................................................... 27

3.2.3 Sistema de Transmisión ..................................................................................................... 28

3.2.4 Sistema de Distribución ..................................................................................................... 29

3.2.5 Consideraciones Generales de los Sistemas de Distribución Adoptados por

CORPOELEC ............................................................................................................................. 31

3.2.6 Subestaciones Eléctricas .................................................................................................... 32

3.2.7 Subestaciones Eléctricas no Atendidas ............................................................................. 34

3.2.8 Subestaciones Normalizadas por CORPOELEC ............................................................ 36

3.2.9 Especificaciones Técnicas Normalizadas.......................................................................... 37

3.2.9.1 Partes de una Subestación Radial I Tensiones de 115 kV ............................................ 37

3.2.9.2 Partes de una Subestación Radial I Tensión de 13.8 kV .............................................. 37

x

3.2.9.3 Partes de una Subestación Radial I Tensión de 34.5 kV ............................................. 37

3.2.9.4 Partes de una Subestación Radial I Tensión de 24 kV: ................................................ 38

3.2.9.5 Partes de una Subestación Radial ll Tensión de 34.5 kV.............................................. 38

3.2.9.6 Partes de una Subestación Radial ll Tensión de 13.8 kV.............................................. 38

3.2.9.7 Partes de una Subestación Nodal Tensión de 400 kV ................................................... 39

3.2.9.8 Partes de una Subestación Nodal I Tensión de 230 kV ................................................ 39

3.2.9.9 Partes de una Subestación Nodal II Tensión de 115 kV ............................................... 39

3.2.9.10 Partes de una Subestación Nodal II Tensión de 34.5 kV ............................................ 40

3.2.9.11 Partes de una Subestación Nodal II Tensión de 13.8 kV ............................................ 40

3.2.9.12 Partes de una Subestación Nodal III Tensión de 115 kV ........................................... 40

3.2.9.13 Partes de una Subestación Nodal III Tensión de 34.5 kV .......................................... 41

3.2.9.14 Partes de una Subestación Nodal III Tensión de 13.8 kV .......................................... 41

3.3 Topología de los Sistemas de Potencia Adoptados por CORPOELEC ............................. 42

3.3.1 Sistema Radial.................................................................................................................... 42

3.3.2 Sistema en Anillo................................................................................................................ 43

3.3.3 Sistema red o malla ............................................................................................................ 45

3.4 Diagrama Unifilar en Subestaciones Eléctricas .................................................................. 46

3.4.1 Simbología Normalizada. .................................................................................................. 47

3.5 Bahía o módulo de conexión de una subestación eléctrica ................................................. 48

3.6 Descripción Técnica y Equipo de una Subestación Eléctrica 34,5/13,8 kV ...................... 49

3.6.1Coordinación de Aislamiento ............................................................................................. 49

3.6.2Distancias Dieléctricas ........................................................................................................ 52

3.6.3 Distancias a Utilizar en los Diseños en Base a las Distancias Dieléctricas. .................... 52

3.7 Distancias de Seguridad ....................................................................................................... 56

3.7.1 Distancia de Fase a Tierra Mínima Basada en la Dimensión Física de Referencia de un

Operador. .................................................................................................................................... 56

3.7.2 Distancia de Seguridad Vertical para Circulación de Personal ..................................... 57

3.7.3 Distancia Horizontal para Circulación de Personal ........................................................ 58

3.7.4 Distancia de seguridad vertical para circulación de vehículos ....................................... 59

3.7.5 Distancia de Seguridad Horizontal para Circulación de Vehículos ............................... 59

3.8 Barras Colectoras ................................................................................................................. 59

3.9 Conductores Normalizados .................................................................................................. 60

3.9.1 Conductor ACSR ............................................................................................................... 60

3.9.2 Conductor AAC ................................................................................................................ 61

xi

3.9.3 Conductores desnudos de Cobre....................................................................................... 62

3.9.4 Conductores Rígidos de aluminio ..................................................................................... 64

3.9.5 Conductores Rígidos de Cobre ......................................................................................... 65

3.10 Dimensionamiento de barras ............................................................................................. 65

3.10.1 Parámetros de selección .................................................................................................. 65

3.10.2 Ubicación de las barras ................................................................................................... 65

3.10.3 Expansión futura de la subestación ................................................................................ 66

3.10.4 Selección del conductor ................................................................................................... 66

3.10.5 Carga del viento ............................................................................................................... 66

3.10.6 Capacidad del aislador .................................................................................................... 66

3.10.7 Longitud del vano ............................................................................................................ 67

3.10.8 La flecha y tensión mecánica ........................................................................................... 67

3.10.9 Variaciones de temperatura. ........................................................................................... 67

3.10.10 Derivación de cargas ...................................................................................................... 67

3.11 Condiciones de Diseño Eléctrico de Barras ...................................................................... 68

3.11.1 Capacidad de corriente.................................................................................................... 68

3.11.1.1 Modelo Westinghouse ................................................................................................... 68

3.11.1.2 Modelo Clásico .............................................................................................................. 71

3.11.2 Elección Final del Conductor para barras tendidas o rígidas ...................................... 73

3.12 Condiciones de diseño mecánico de barras según norma NS-P-240 .............................. 74

3.12.1 Calculo mecánico por esfuerzos de cortocircuito .......................................................... 75

3.12.2 Esfuerzo debido al viento ................................................................................................ 76

3.12.3 Tensión horizontal ejercida sobre pórticos o estructuras ............................................. 77

3.13 Aisladores Para Barras Colectoras .................................................................................... 79

3.14 Clasificación de aisladores según las condiciones ambientales ........................................ 80

3.15. Selección de aisladores ....................................................................................................... 80

3.16 Calculo mecánico de aisladores tipo disco ........................................................................ 81

3.17 Calculo del numero de Aisladores (Método Campo o Empírico) .................................... 81

3.18 Especificaciones Técnicas de Aisladores de Porcelana según Norma 3.3 CADAFE ...... 82

3.19 Aisladores poliméricos de suspensión ................................................................................ 86

3.20 Transformadores de medida y protección ........................................................................ 88

3.20.1 Transformadores de Potencial ........................................................................................ 88

3.20.2 Tipos de transformadores de potencial .......................................................................... 89

xii

3.21 Especificación de transformadores de potencia en subestaciones eléctricas según norma

ANSI C57.13................................................................................................................................ 89

3.21.1 Carga o Burden para Transformador de Medición ...................................................... 89

3.22 Clasificación de los Transformadores de Tensión Según su Exactitud bajo la Norma

ANSI C57.13................................................................................................................................ 90

3.23 Especificaciones Técnicas de Transformadores de Potencial según Norma 20.3

CADAFE ..................................................................................................................................... 92

3.24 Especificación de transformadores de corriente en subestaciones eléctricas según

norma ANSI C57.13 ................................................................................................................... 94

3.24.1 Carga o Burden para transformador de corriente ........................................................ 95

3.25 Clasificación de los Transformadores de Corrientes para Medición Según las Normas

ANSI C57.13 e IEC185 ............................................................................................................... 96

3.26 Clasificación de los Transformadores de Corrientes para Protección Según Norma

ANSI 57.13 IEC 185.................................................................................................................... 98

3.27 Especificaciones Técnicas de Transformadores de Corriente según Norma 20.1

CADAFE ..................................................................................................................................... 99

3.28 Transformadores de Potencia .......................................................................................... 102

3.28.1Características generales ................................................................................................ 105

3.28.2 Potencia Nominal ........................................................................................................... 107

3.29 Especificaciones técnicas de Transformadores de Potencia según Norma 23.1 CADAFE

.................................................................................................................................................... 108

3.30 Relevadores (Relés) ........................................................................................................... 111

3.30.1 Tiempo de operación de los relevadores ....................................................................... 112

3.31 Usos de relevadores de sobre corriente en subestaciones eléctricas según su

característica inversiva ............................................................................................................. 112

3.32 Identificación de relevadores para protección según normativa ANSI ........................ 113

3.33 Aplicación de relevadores en subestaciones .................................................................... 116

3.33 1 Protección del transformador de potencia ................................................................... 116

3.33.2 Protección de buses y Líneas de distribución ............................................................... 117

3.34 Reconectadores ................................................................................................................. 118

3.34.1 Funcionamiento de un reconectador ............................................................................ 118

3.34.2 Características generales ............................................................................................... 119

3.34.3 Características técnicas y eléctricas .............................................................................. 119

3.34.4 Mecanismos de operación .............................................................................................. 121

3.34.5 Ubicación ........................................................................................................................ 121

3.35 Reconectadores utilizados por CADAFE ........................................................................ 122

xiii

3.36 Fusibles .............................................................................................................................. 126

3.36.1 Tipos de fusibles en subestaciones eléctricas................................................................ 126

3.37 Especificaciones técnicas de fusibles tipo K según Norma 2.1 CADAFE ..................... 127

3.38 Seccionadores .................................................................................................................... 129

3.38.1 Tipos de Seccionadores en Media Tensión .................................................................. 130

3.38.2 Características Eléctricas Generales ............................................................................ 131

3.39 Especificaciones técnicas de seccionadores según Normas 5.1-5.2 CADAFE ............... 131

3.39.1 Seccionadores Monopolares .......................................................................................... 131

3.39.2 Seccionadores Tripolares .............................................................................................. 134

3.40 Apartarrayos ..................................................................................................................... 138

3.40.1 Clases de Pararrayos ..................................................................................................... 138

3.40.2 Características de diseño ............................................................................................... 139

3.40.2.1 Características Eléctricas Generales ......................................................................... 139

3.41 Especificaciones técnicas de apartarrayos según Normas 8.1 CADAFE ...................... 140

3.42 Interruptores de Potencia................................................................................................. 142

3.42.1 Clasificación de los interruptores ................................................................................. 143

3.43 Especificaciones Técnicas de Interruptores Trifásicos Según Norma 13.1 CADAFE . 145

3.44 Equipos de Servicios Auxiliares ....................................................................................... 150

3.44.1Transformadores de distribución .................................................................................. 150

3.44.2 Características de Instalación ....................................................................................... 154

3.45 Sistema de Iluminación .................................................................................................... 154

3.46 Sistemas de Corriente Continúa ...................................................................................... 156

3.47 Estructuras Metálicas (Pórticos) ..................................................................................... 157

3.47.1 Tramos de pórticos de subestaciones no atendidas ..................................................... 158

3.48 Sistema de puesta a tierra ................................................................................................ 159

3.48.1 Criterios Normalizados para el Diseño y Análisis de Sistemas de Tierra .................. 160

3.48.2 Conexión de Equipos a la Malla ................................................................................... 162

3.49 Bases Legales ..................................................................................................................... 163

3.50 Glosario de Términos ....................................................................................................... 165

4.1 Tipo de Investigación ......................................................................................................... 170

4.2 Diseño de la investigación ................................................................................................... 171

4.3 Técnica para la recolección de datos ................................................................................. 172

4.4 Fases de la Investigación .................................................................................................... 173

5.1 Descripción de la Subestación Eléctrica Independencia .................................................. 175

xiv

5.2 Unifilar subestación independencia ................................................................................... 176

5.2.1 Transformador de Potencia ............................................................................................ 176

5.2.2 Reconectadores ................................................................................................................ 176

5.3 Descripción de las bahías de la subestación independencia ............................................. 178

5.3.1 E quipo de la Bahía I .................................................................................................... 179

5.3.2 Equipo de la Bahía II ....................................................................................................... 185

5.4 Demanda Máxima Solicitada a los Transformadores ...................................................... 189

5.5 Calculo del Factor de Utilización del Transformador Caivet. ......................................... 195

5.6 Niveles de Cortocircuito de la Subestación Independencia. ............................................ 197

5.7 Calculo de niveles de cortocircuito de la subestación Independencia ............................. 198

5.7.1 Redes de Secuencia .......................................................................................................... 202

6.1. Cálculo de Conductores ..................................................................................................... 210

6.1.1 Barras flexibles ................................................................................................................ 210

6.1.2 Condiciones Previas al cálculo de barras flexibles ........................................................ 210

6.1.3 Calculo por Capacidad de corriente ............................................................................... 211

6.1.4 Calculo por Capacidad de Cortocircuito ....................................................................... 213

6.1.5 Esfuerzos por cortocircuito ............................................................................................. 215

6.1.6 Esfuerzo debido al viento. ............................................................................................... 217

6.2 Diseño de enlace de barras ................................................................................................. 219

6.2.1 Bancada Preliminar ......................................................................................................... 220

6.3 Calculo por Caída de Tensión ............................................................................................ 221

6.4 Calculo de Distancias de Seguridad................................................................................... 223

6.4.1 Distancia de seguridad entre líneas vivas ....................................................................... 223

6.4.2 Distancia de línea a tierra. ............................................................................................... 224

6.4.3 Altura de equipos sobre el nivel del suelo. ..................................................................... 225

6.4.4 Altura de conductores flexibles sobre el suelo. .............................................................. 226

6.4.5 Esfuerzos mecánicos experimentados por las estructuras ............................................ 227

6.5 Normalización del Equipo de la Bahía I ............................................................................ 231

6.6 Normalización del Equipo de la Bahía II .......................................................................... 238

6.7 Enlace de Barras ................................................................................................................. 247

6.8 Diagrama Unifilar Actualizado.......................................................................................... 247

6.9 Equipo total a utilizar en la normalización ....................................................................... 250

7.1 Recomendaciones ................................................................................................................ 252

Conclusiones.............................................................................................................................. 255

xv

Anexos ....................................................................................................................................... 257

xvi

ÍNDICE DE TABLAS

Pág.

Tabla 1.: Ubicación de la empresa CORPOELEC en el estado Aragua 11

Tabla 2.: deberes y responsabilidades a desarrollar 19

Tabla 3.: Actividades realizadas 20

Tabla 4.: Niveles de tensión asociados a la transmisión de energía eléctrica

en Venezuela

29

Tabla 5.: Niveles de tensión normalizados para circuitos de distribución

primarios.

30

Tabla 6.: Tensiones Normalizadas en baja tensión según normativa

COVENIN 159-2005 para el servicio Monofásico.

30

Tabla 7.: Tensiones Normalizadas en baja tensión según normativa

COVENIN 159-2005 para el servicio Trifásico.

31

Tabla 8.:Subestaciones eléctricas Atendidas del estado Aragua 34

Tabla 9.: Simbología normalizada en el uso de diagramas unifilares 48

Tabla 10.: Valores normalizados de tensiones entre fases 52

Tabla 11.: Distancias mínimas entre fases para barras rígidas 53

Tabla 12.: Distancia mínima entre fases para barras 53

Tabla 13.: Distancias de seguridad para instalaciones exteriores 55

Tabla 14.: Características mecánicas y eléctricas de los conductores ACSR

desnudos

61

Tabla 15.: características mecánicas y eléctricas de los conductores ACC . 61

Tabla 16.: Características mecánicas y eléctricas de los conductores

desnudos de cobre

62

Tabla 17.: Características mecánicas y eléctricas de los Conductores

Rigidos de aluminio.

64

Tabla 18.: Características mecánicas y eléctricas de los Conductores

Rígidos de Cobre.

65

Tabla 19.: Coeficientes de emisividad de conductores 70

Tabla 20.: Valores habituales de Ft para conductores de aluminio. 72

Tabla 21.: Constante K y temperaturas de operación de los materiales 73

Tabla 22.: Temperaturas de operación normalizadas en el cálculo de

cortocircuitos

73

Tabla 23.: Calibres primarios Normalizados en redes de distribución según

Norma CADAFE 53-87.

74

Tabla 24.: Número mínimo de aisladores tipo estándar de 25.4 cm de

diámetro x14,6 cm de altura tipo suspensión formando cadenas

81

Tabla 25.: Condiciones de servicio para el uso de aisladores de porcelana

según norma 3.3 CADAFE

82

Tabla 26.: Condiciones ambientales de diseño para aisladores de porcelana 83

Tabla 27.: Características Técnicas Dieléctricas Aisladores Tipo Espiga. 84

Tabla 28.: Características Mecánicas y físicas de aisladores tipo espiga. 85

Tabla 29.: Características Técnicas Dieléctricas Aisladores Tipo 85

xvii

Suspensión

Tabla 30.: Características Mecánicas y físicas de Aisladores Tipo

Suspensión.

86

Tabla 31.: Características Técnicas Dieléctricas Aisladores Poliméricos. 87

Tabla 32.: Características Mecánicas y físicas de Aisladores Polimericos 88

Tabla 33.: Consumo en VA de diferentes aparatos 90

Tabla 34.: Valores normalizados de burden o carga para transformadores de

potencia según norma ANSI C57.13.

91

Tabla 35.: Clase de precisión de transformadores de tensión 92

Tabla 36.: Condiciones de servicio para el uso de transformadores de

potencial según Norma 20.3 CADAFE.

93

Tabla 37.: Condiciones ambientales de diseño para transformadores de


93

Tabla 38.: Características técnicas dieléctricas de transformadores de


94

Tabla 39.: Consumo en VA de diferentes aparatos 95

Tabla 40.: Clase de precisión para transformadores de corriente según

norma ANSI C57.13

96


corriente según Norma ANSI C57.3

97

Tabla 42.: Clase de precisión de transformadores de corriente para

instrumentos de medición (Norma IEC 185), corriente de 5A en el

secundario.

98


corriente según Norma ANSI C57.3

99

Tabla 44.: Condiciones de servicio para transformadores de corriente según

Norma 20.1 CADAFE.

100

Tabla 45.: Condiciones ambientales indicadas para transformadores de

corriente según Norma 20.1 CADAFE.

100

Tabla 46.: Características técnicas Dieléctricas de transformadores de

corriente según Norma 20.1 CADAFE.

101

Tabla 47.: Características técnicas de capacidad para transformadores de

corriente segun Norma 20.1 CADAFE.

101

Tabla 48.: Corrientes nominales primarias en transformadores de corriente

según Norma 20.1 CADAFE.

101

Tabla 49.: Corriente nominal secundaria para transformadores de corriente

bajo Norma 20.1 CADAFE.

102

Tabla 50.: Transformadores de corriente normalizados bajo Norma 20.1

CADAFE

102

Tabla 51.: Sistemas de refrigeración típicos de transformadores de potencia

Fuente: Norma CADAFE 23.1

106

Tabla 52.: Potencia nominal en diferentes etapas de refrigeración 107

Tabla 53.: Potencia nominal en diferentes etapas de refrigeración para

transformadores de 3,750 KVA a 12,500 KVA.

107

Tabla 54.: Condiciones ambientales indicadas para transformadores de

potencia según Norma 23.1 CADAFE.

108

Tabla 55: Nivel de aislamiento de arrollado primario de 34.5 y 13.8 Kv en

trafos de 10 MVA

109

xviii

Tabla 56.: Nivel de aislamiento de arrollado secundario de 34.5 y 13.8 Kv

en trafos de 10 MVA .

109

Tabla 57.: Niveles de amperaje típicos en trafos de potencia de 34,5/13,8

kV .

110

Tabla 58.: Tensión de Cortocircuito en tomas de transformadores de

10MVA .

111

Tabla 59.: Campo de regulación de tensión en transformadores de 10MVA. 111

Tabla 60.: Identificación de relevadores para protección según normativa

ANSI

115

Tabla 61.: Sufijos aplicados a relevadores en subestaciones eléctrica según

norma ANSIC37.2.

115

Tabla 62.: Características técnicas y eléctricas Reconectadores. 120

Tabla 63.: Parámetros básicos de operación Reconectador NOJA Power. 123

Tabla 64.: Capacidades de voltaje de Reconectadores COOPER NOVA 124

Tabla 65: Capacidades de corriente de Reconectadores COOPER NOVA. 124

Tabla 66.: Capacidades de corriente de Reconectadores GVR. 125

Tabla 67.: Condiciones de servicio para el uso de aisladores de fusibles

según norma 2.1 CADAFE.

128

Tabla 68.: Corriente de fusión para fusibles tipo K Fuente norma 2.1

CADAFE.

129

Tabla 69.: especificaciones del sistema para seccionadores monopolares 131

Tabla 70.: Condiciones ambientales de diseño seccionadores monopolares 132

Tabla 71.: Características Técnicas dieléctricas seccionadores monopolares 133

Tabla 72.: Características de capacidad de seccionadores monopolares. 134

Tabla 73: especificaciones del sistema para seccionadores tripolares 134

Tabla 74.: Condiciones ambientales para seccionadores tripolares 135

Tabla 75.: Caracteristicas dielectricas para seccionadores tripolares 136

Tabla 76.: Caracteristicas de capacidad para seccionadores tripolares 137

Tabla 77.: especificaciones del sistema para apartarrayos 140

Tabla 78.: Condiciones ambientales para apartarrayos 141

Tabla 79.: Características técnicas dieléctricas para apartarrayos 141

Tabla.80.: Características de capacidad para apartarrayos 142

Tabla 81.: Características de protección para apartarrayos 142

Tabla 82.: especificaciones del sistema para interruptores de potencia

trifásicos

145

Tabla .83: Condiciones ambientales para interruptores de potencia trifásicos 146

Tabla 84.: Características Dieléctricas de interruptores trifásicos . 147

Tablas 85.: Características De Capacidad para interruptores trifásicos 147

Tabla 86.: Especificaciones de Interruptores equipados con transformadores

de corriente

149

Tabla 87.: Alimentación de interruptores trifásicos mediante servicios

Auxiliares

149

Tabla 88.: Condiciones ambientales para interruptores de potencia trifásicos 151

Tabla 89.: Características eléctricas transformadores de distribución 151

Tabla 90.: Potencia nominal en transformadores de distribución 152

Tabla 91.: Tensiones nominales en transformadores de distribución 152

Tabla 92.: Regulación de tensión en devanados de transformadores de

distribución .

153

xix

Tabla 93.: Valores de impedancia en transformadores de distribución 153

Tabla 94.: Niveles de iluminaciones adecuados en bahías de subestaciones

eléctricas.

155

Tabla 95.: Tensión nominal del sistema de corriente continua 157

Tabla 96.: Valores máximos de resistencia de red de tierras en función de su

capacidad.

161

Tabla 97.: Conductores utilizados en conexiones y barras de la subestación

independencia.

179

Tabla 98.: Conductores utilizados para la alimentación en equipos de

control de la subestación independencia.

179

Tabla 99.: Datos de placa de transformador de potencia TX1 de la

Subestación Independencia

180

Tabla 100.: Datos de placa de los transformadores de Potencial de la


181

Tabla 101.: Datos de placa de los transformadores de Corriente de la


181

Tabla 102.: Datos de placa de Seccionador Monopolar 13,8 kV de la


181

Tabla 103.:Datos de placa de Seccionador Monopolar 34,5 de la


181

Tabla 104.: Datos de placa de Seccionador Tripolar 13,8 kVde la


182

Tabla 105.: Datos de placa de Seccionador Tripolar 34,5 kV de la


182

Tabla 106.: Datos de placa de Apartarrayos de 13,8 kV de la Subestación

Independencia

182


Independencia

182

Tabla 108.: Datos de placa de Reconectador GVR L1 de la Subestación

Independencia

183

Tabla 109.: Datos de placa de Reconectador NOVA COOPER Circutios

Pueblo, Playon y Comando de la Subestación Independencia

184

Tabla 110.: Datos de placa de Transformador de servicios auxiliares de la


184

Tabla 111.: Datos de placa de Fusibles tipo K en transformador de servicios

auxiliares de la Subestación Independencia

184

Tabla 112.: Datos de placa del transformador de potencia TX2 de la


185

Tabla 113.: Datos de placa de los transformadores de Corriente de la


186

Tabla 111.: Datos de placa de Seccionador Monopolar 34,5 de la


186

Tabla 115.: Datos de placa de Seccionador Tripolar 34,5 kV de la


186

Tabla 116.: Datos de placa de Reconectador GVR Entrada de líneas L1,L2

de la Subestación Independencia

187



188

xx

Tabla 118.: Demanda Máxima en kW de los circuitos pueblo, playón y

comando

189

Tabla 119.: Demanda Máxima en amperios de los circuitos pueblo, playón

y comando

191

Tabla 120.: Demanda Máxima en kilovolamperios de los circuitos pueblo,

playón y comando

193

Tabla 121.: Demanda Máxima en kilovolamperios de los circuitos pueblo,

playón y comando

196

Tabla 122.: Valores de cortocircuito de la subestación independencia 198

Tabla 123.: Resumen de la normalización de la subestación independencia 239

xxi

ÍNDICE DE FIGURAS

Pág.

Figura 1. Subestaciones atendidas y no atendidas por la región 4 Zona Aragua. 6

Figura 2.1.: Estructura organizativa CADAFE 15

Figura 2.2.: Organigrama de la División de Operación y Mantenimiento 16

Figura 3.1.: Representación de un sistema de potencia 27

Figura 3.2.: Sistema interconectado nacional 29

Figura 3.3.: Equipo de control de una subestación eléctrica no atendida. 35

Figura 3.4.: Sistema de potencia Radial 43

Figura 3.5.: Sistema de potencia en Anillo 44

Figura 3.6.: Sistema de potencia mallado. 46

Figura 3.7.: Bahía de una subestación 48

Figura 3.8.: Niveles de aislamiento en equipos de subestaciones eléctricas. 50

Figura 3.9.: Niveles de aislamiento experimentados por 51

Figura 3.9.1.: Dimensiones medias de un operador. 57

Figura 3.9.1.2 Zona de circulación y distancia de seguridad vertical para la

circulación del personal

58

Figura 3.9.1.3.: Zona de circulación y distancia de seguridad horizontal para la

circulación del personal

58

Figura 3.9.1.4.: Distancia de seguridad vertical para circulación de vehículos 59

Figura 3.9.2.: Características inversivas en relevadores de sobre corriente 113

Figura 3.9.3.: Diagrama del ciclo de trabajo de un reconectador 119

Figura 3.9.4.: Interruptor de potencia tanque muerto 144

Figura 3.9.4.1.: Interruptor de potencia tanque vivo 138

Figura 3.9.5.: Medidas referenciales en pórticos de concreto y estructurales para

subestaciones de media tensión 34,5/13,8 kV.

158

Figura 3.9.6.: Niveles en pórticos formados por vigas UPL 120 y 150 mm 159

Figura 5.: Diagrama Unifilar actual de la Subestación Independencia 177

Figura 5.1.: Descripción de las bahías de la subestación independencia 178

Figura 5.2.: Demanda en Kw del circuito pueblo 190

Figura 5.3.: Demanda en Kw del circuito playón 190

Figura 5.4.: Demanda en Kw del circuito comando 191

Figura 5.5.: Demanda en amperios del circuito playón 192

Figura 5.6.: Demanda en amperios del circuito pueblo 192

Figura 5.7.: Demanda en amperios del circuito comando 193

Figura 5.8: Demanda en KVA del circuito Pueblo 194

Figura 5.9.: Demanda en KVA del circuito Playón 194

Figura 5.10.: Demanda en KVA del circuito Comando 195

Figura 6.: Niveles en pórticos formados por vigas UPL 120 y 150 mm 231

Figura 6.1 .: Tramos de línea de la subestación independencia 232

Figura 6.2: Diagrama Unifilar propuesto en la Subestación Independencia 246

1

INTRODUCION

Las subestaciones eléctricas son un conjunto de instalaciones destinadas a

modificar y establecer niveles de tensión y derivar circuitos de potencia para facilitar

el transporte y distribución de la energía eléctrica. Hoy en día dichas instalaciones

son el pilar fundamental del sistema interconectado nacional, ya que están presentes

desde los centros de la generación eléctrica, pasando por el sistema de transmisión

que integra el sistema nodal de las líneas y llegando hasta los centros de consumo de

energía, todo esto bajo el perfil de brindar un servicio eléctrico que garantice calidad

y eficiencia al consumidor. La empresa suministradora en nuestro país de realizar

dichos procesos es la corporación eléctrica nacional CORPOELEC.

Con el pasar de los años la demanda de energía en nuestro país ha venido

experimentando grandes incrementos debido a la constante expansión de la sociedad

venezolana lo cual ha causado que la calidad y continuidad del servicio eléctrico, en

la región costera del estado Aragua se vea afectada en parte a la aplicación de planes

de administración de carga (racionamientos) en horas picos y paradas programadas

para adelantar labores de mantenimiento. Corpoelec ha venido desarrollando

esfuerzos para atender las interrupciones en el servicio de estas zonas costeras, ante la

adquisición y futura colocación de nuevos equipos de alta tensión para el sistema, los

cuales incluyen interruptores, seccionadores, transformadores de potencia,

transformadores de medición, reconectadores y Relevadores en subestaciones

eléctricas no atendidas, específicamente, Independencia la cual es una instalación que

maneja tensiones de 34.5 y 13.8 kV en sus Bahías I y II y que sus derivaciones se

asocian a la alimentación de los circuitos Pueblo, Playón y Comando.

Es por ello que la adquisición y colocación de nuevos equipos en la

subestación independencia en el menor tiempo posible, para atender a las necesidades

2

de mantener la continuidad del servicio a provocado la des actualización de los

unifilares del sistema, los cuales brindan la información necesaria para estar al tanto

de los equipos que se encuentran en operación en dicha subestación. Esto a sucedido

ya que no se han realizado estudios posteriores para normalizarla por lo que no se

cuenta actualmente con un sistema actualizado.

Los objetivos del proyecto son diversos, en primer lugar se levantara el

diagrama unifilar de la subestación debido a la colocación de nuevos equipos entre

ellos un trafo de 10MVA que sustituyo a uno de 5MVA, por lo que es necesario

actualizar los unifilares del sistema así como sus niveles de cortocircuito. Se estudia

los elementos conectados, se recolectan los datos necesarios y se realiza la

normalización de la subestación independencia la cual incluye la especificación de

todos los equipos que la integran así como el rediseño de un nuevo pórtico a

34,5/13.8 kV que brinde la posibilidad de conexión al diseñar un nuevo enlace de

barras entre la Bahía I y II.

Con el presente estudio del nuevo embarrado de la subestación se podrá

conseguir las diferentes posibilidades para la transferencia de carga entre los trafos I y

II que alimentan los circuitos de distribución a 13.8 kV que llevan por nombre

Playón, Pueblo y Comando.

El presente proyecto denominado normalización de la bahía I y II de la

subestación eléctrica Independencia a 34.5/13.8Kv en el estado Aragua se encuentra

estructurado por siete capítulos de la siguiente forma:

Capítulo I: Describe el planteamiento del problema, el objetivo general y los

objetivos específicos así como la justificación, alcance y las limitaciones del

proyecto.

3

Capítulo II: Contiene la descripción de la empresa, la reseña histórica,

estructura organizativa ubicación, geografía, misión, visión, descripción de la división

donde se realizan las pasantías, junto con el plan de actividades que describe el

desarrollo del proyecto.

Capitulo III: Aquí se describen las bases teóricas que sustentan el proyecto

incluyendo marco teórico, antecedentes, bases legales y adicionalmente un glosario

de términos referentes a la aplicación de la ingeniería eléctrica.

Capítulo IV: Se basa en la metodología empleada en esta investigación,

describe puntos importantes como el nivel y el tipo de investigación finalizando con

las fases de desarrollo.

Capítulo V: Se efectúa una descripción de la situación actual, la cual

comprende el diagnostico de las bahías de la subestación independencia, incluye toda

la información de los equipos fundamentales y estructuras principales, data del

consumo de transformadores, Nivel de carga medida por los relés principales de los

circuitos Playón, Pueblo y Comando.

Capítulo VI: Corresponde al tema central del proyecto. Normalización de las

bahías I y II de la subestación eléctrica Independencia 34.5/13.8kV Corpoelec Zona

Aragua se describen los criterios para el desarrollo del proyecto normalizando todos

los equipos basados en la normativa CADAFE, se presenta el diseño en la

herramienta computacional AUTOCAD del nuevo pórtico su análisis estructural, así

como el cálculo de distancias de diseño y seguridad para el nuevo enlace de barras.

Capítulo VII: Se incluyen las conclusiones y recomendaciones

4

CAPITULO I

EL PROBLEMA

Planteamiento del problema

Hoy en día la energía eléctrica ocupa un lugar con gran importancia siendo el

motor principal que contribuye al desarrollo económico de la sociedad venezolana,

Dada la importancia de mantener un servicio continuo e ininterrumpido para la

población en general, las empresas prestadoras del servicio eléctrico deben asegurar

un suministro confiable de energía mediante la adquisición de nuevos equipos y a la

modificación y expansión de las instalaciones eléctricas. En Venezuela, La

corporación eléctrica nacional (CORPOELEC) es la empresa encargada de

proporcionar un servicio de energía eléctrica a una gran cantidad de usuarios del

territorio nacional.

Es lógico pensar que la energía eléctrica a ocupado una posición de elevada

importancia ya que sin ella es imposible realizar tareas que involucren el uso de la

energía.

CORPOELEC Región 4, tiene la función de comercializar y distribuir la

energía eléctrica a las zonas rurales, urbanas, industriales y comerciales del estado

Aragua de manera confiable y eficiente a un costo razonable. Para ello cuenta con

grandes y pequeñas subestaciones atendidas y no atendidas, convirtiendo los niveles

de tensión y permitiendo así, que el servicio pueda ser disfrutado por los

consumidores.

5

La población correspondiente a la región costera del estado Aragua

específicamente Ocumare de la costa, ha venido experimentando un incremento de la

demanda de energía, en vista de esta situación CORPOELEC se ha visto en la

necesidad de desarrollar proyectos de gran relevancia e importancia, que constituyan

satisfacer la demanda energética creciente, ya que el objetivo principal del sistema

eléctrico de potencia es garantizar un alto nivel de la continuidad y suministro de

energía y ante la causa de condiciones de falla, evitar y minimizar los tiempos y la

magnitud de cortes y racionamientos del servicio.

Por lo que es necesario hacer uso de la adquisición de nuevos equipos y

dispositivos capaces de actuar bajo los nuevos indicios de carga que ha venido

adquiriendo la subestación independencia.

Cabe acotar que las interrupciones en el servicio no solo se acompañan

llamando causantes a fallas en los sistemas de protección, sino que una parte

importante que se ha dejado a un lado, es la inspección y normalización de las

estructuras metálicas denominadas en las subestaciones como Pórticos, los cuales

tienen la finalidad de recibir las líneas de llegada y derivar las de salida de los

circuitos de distribución de la zona costera, específicamente a los atendidos por la

subestación eléctrica independencia (Pueblo, Playón y comando).

Informes recientes indican que constantes apagones son causados por la

demanda en crecimiento, este aumento de carga a contribuido al deterioro y daños de

los equipos de la subestación independencia, ante la aparición de puntos calientes en

dispositivos de acción mecánica como lo son seccionadores bipolares y tripolares,

explosión de aisladores en cadenas de amarre y suspensión, así como el contorneo de

pararrayos, todo esto sumado es fiel causante de la alteración de la continuidad y la

calidad de energía en la zona costera.

6

CADAFE Región 4 Zona Aragua posee 25 subestaciones atendidas y no

atendidas diferenciándose una de otra por sus niveles de operación, número de

equipos, dimensiones físicas y permanencia de personal de maniobras tal como se

muestra en el siguiente esquema:

Figura 1.: Subestaciones atendidas y no atendidas por la región 4 Zona Aragua.

Fuente: Departamento de Planificación CORPOELEC (2013).

Dentro del conjunto de subestaciones no atendidas la subestación

independencia se encuentra ubicada vía el playón, al frente de la estación de servicio,

la cual tiene una capacidad instalada de 20 MVA con los niveles de tensión 34.5/13.8

kV dividida en dos bahías, la subestación cuenta con 1 línea de llegada a 34.5 kV

proveniente de la subestación santa clara, dicha línea alimenta a dos transformador de

potencia de 10 MVA a través de los reconectadores GVR, los trafos alimentan cada

uno a una barra de 13.8 kV, y dichas barras alimentan a los circuitos Pueblo, Playón y

comando a través de los reconectadores COOPER.

7

Una inspección reciente a la subestación independencia indica que solo uno de

sus pórticos el cual corresponde a la bahía I deriva los circuitos Pueblo, playón y

comando, y el siguiente se encuentra en estado inoperativo, debido a que no se a

recurrido a una normalización de los elementos que conforman la estructura metálica.

Adicional a esto actualmente en la subestación se presenta el problema de

transferencia de carga debido a que solo uno de los dos trafos existentes de 10MVA

correspondiente a la BAHIA II está recibiendo la carga de los circuitos Playón y

Pueblo, y el primer trafo tiene transferido el circuito comando, ya que no existe un

enlace de barras que permita transferir la carga entre los dos transformadores, por ello

surge la iniciativa de diseñar, basado en los unifilares de la subestación un enlace de

barras bajo la configuración del embarrado (BARRA SIMPLE SECCIONADA) que

permita la correcta transferencia de carga. Esto pretende el rediseño de un nuevo

pórtico a 34.5/13.8 kV que brinde la opción de conexión entre las dos BAHIAS que

ante una interrupción del servicio o por funciones de mantenimiento permita

transferir la carga, sin dejar fuera a los circuitos Pueblo, Playón y Comando.

1.2 Objetivos

1.2.1 Objetivo General

Normalización de la Bahía I y II de la subestación Independencia 34.5/13.8

kV Corpoelec Zona Aragua, Región 4.

1.2.2 Objetivo Específicos

Describir el sistema eléctrico de la subestación Independencia

Actualizar el diagrama unifilar de la Subestación Eléctrica Independencia

Realizar la normalización de la Subestación Eléctrica ante el uso de la

normativa empresarial para el diseño de subestaciones eléctrica de la empresa

CORPOELEC.

8

Diseño del nuevo enlace de barras de la subestación eléctrica Independencia a

34,5/13.8 kV

Rediseño del pórtico de la subestación eléctrica Independencia a 34.5/13.8 kV

1.3 Justificación

Ante el crecimiento de la población correspondiente en la región costera del

estado Aragua lo cual se traduce en aumento de la demanda de energía, la

corporación eléctrica nacional CORPOELEC se ve en la necesidad de optar por la

adquisición de nuevos equipos asociado a inversiones que ofrezcan un mejoramiento

en las protecciones eléctricas de los circuitos principales y sus derivados de las

subestaciones eléctricas no atendidas.

Esto conlleva a la compra de los relés electrónicos NOJA Power, PANACEA Y

COOPER los cuales funcionan en conjunto con reconectadores, partiendo que estos

contienen elementos de medición el cual al detectar una falla en un circuito al que

esta acoplado este acontecimiento se registra en el relé y automáticamente se procede

a efectuar maniobras de apertura y cierre bajo un cierto tiempo, a pesar de que estos

equipos se mantienen operando, el sistema ha venido presentando fallas constantes.

Para lidiar con esto en lo que se refiere en los circuitos Pueblo, Playón y

Comando los cuales son alimentados por la Subestación eléctrica independencia Se

necesita el rediseño del pórtico de la bahía II a 34.5/13.8KV que permita la

implementación del nuevo enlace de barras para poder alimentar la carga con los dos

transformadores existentes a 10MVA cada uno y evitar la sobrecarga de los circuitos

de distribución lo cual afecta directamente a los equipos de protección, todo esto para

garantizar la continuidad del servicio y evitar que la población de Ocumare de la

costa y sus cercanías se ven afectadas por la falta de holgura y selectividad de los

equipos.

9

La nueva colocación de equipos entre ellos relés, dispositivos de medición y

protección, conlleva a la actualización de los diagramas unifilares de la subestación

independencia ya que actualmente los existentes no cuentan con el nuevo trafo de 10

MVA energizado en el presente año.

El presente proyecto brinda la oportunidad ante el aporte de ideas y la

aplicación de conocimiento adquiridos durante la formación universitaria. Además

conlleva a el desarrollo de soluciones y es un basamento para futuros proyectos

relacionados con el diseño de embarrado y normalización de las subestaciones todo

esto con la finalidad de que la corporación eléctrica nacional CORPOELEC región 4

zona Aragua, garantice un suministro eficiente, constante y optimo a la población de

Ocumare de la costa.

1.4 Alcance

En las subestaciones eléctricas no atendidas de la región costera del estado

Aragua todo el equipo resulta ser de gran importancia, Las estructuras metálicas

denominadas pórticos contienen toda la aparenta respectiva para la alimentación de

los circuitos de distribución, entre los elementos resaltantes destacan los equipos de

protección., como reconectadores los cuales son controlados por relés electrónicos,

poseen gran variedad de funciones que permiten realizar una buena coordinación a la

hora de la detección de fallas en líneas de distribución.

Estos equipos al ser de nueva adquisición por la empresa corpoelec necesitan

ser utilizados inmediatamente en donde existan nuevos circuitos de distribución, y al

ser independencia una subestación la cual alimenta en gran parte a los consumidores

de la zona costera, esta tiene en marcha la construcción de tres nuevas salidas en la

bahía número dos, brindando mayor calidad de energía para las líneas de 13,8 kV lo

cual repercute directamente en poder holgar la capacidad de transformadores de

potencia, en donde actualmente existen dos a 10 MVA.

10

Todo esto radica en conocer el equipo con el cual cuenta la subestación, ya que

cada uno tiene funciones específicas, por lo que es necesario apegarse a la normativa

existente suministrada por la empresa corpoelec, para realizar una normalización de

las bahías de independencia.

Para lograr dicha normalización de los circuitos Pueblo, Playón y comando se

regirá bajo una serie de actividades las cuales como primera instancia comprende la

adquisición y recolección de datos entre ellos el diagrama unifilar de la subestación y

los circuitos bajo su mando así como sus demandas máximas

Con toda esta información conlleva a la búsqueda de toda la especificación

técnica de los equipos de protección, medición, seccionamiento de la S/E

Independencia que servirá para la actualización de los diagramas unifilares, el

rediseño del pórtico a 34.5kV y 13.8 kV el cual contendrá el nuevo enlace de barras

en configuración barra simple seccionada.

1.5 Limitaciones

Durante el desarrollo del proyecto en la subestación eléctrica independencia no

fue posible leer la placa de características del transformador numero dos a 10MVA

por lo que se consultó ante el uso de la documentación existente.

El diseño de la red de tierras fue pospuesto ya que este se realizaría si se

presentaban anormalidades en las conexiones exotérmicas de la malla y los valores de

resistencia a tierra fueran sido mayores a 1 Ω lo cual no sucedió.

11

CAPITULO ll

Marco Empresarial

2.1 Descripción de la Empresa

2.1.1 Nombre

CORPOELEC (Corporación Eléctrica Nacional) es una sociedad anónima

gubernamental encargada del sector eléctrico de la República Bolivariana de

Venezuela.

2.1.2 Ubicación

País Venezuela

Estado Aragua

Ciudad Maracay

Dirección

Calle Mariño, sur Nº 45-A casco

central, frente a antiguo Telares

Maracay

Teléfono (0243) 2311336

Tabla 1.: Ubicación de la empresa CORPOELEC en el estado Aragua

12

2.2 Reseña Histórica

En octubre del año 1.958 se formó la Compañía Anónima de Administración y

Fomento Eléctrico (CADAFE), la empresa eléctrica del Estado Venezolano que desde

1.959 entró a servir a más del noventa por ciento del territorio nacional. CADAFE, es

la empresa eléctrica del Estado Venezolano, que ha servido durante 43 años a

ciudades y zonas rurales con el lema: "CADAFE llega donde VENEZUELA llega".

Luego se generó la idea de la creación de unas empresas filiales de comercialización

y distribución iniciándose así los estudios de reorganización y regionalización en el

año 1.980 y siendo en 1.990 cuando se emprendió el proceso para lograrlo.

A mediados de 1.991, CADAFE ya había descentralizado sus Actividades de

distribución y comercialización en cuatro empresas regionales tales como: CADELA,

ELEORIENTE, ELEOCCIDENTE, ELECENTRO y DESURCA.

El 22 de Febrero de 1.991 se creó la Electricidad del Centro (ELECENTRO);

estableciéndose como objetivo la distribución y comercialización de la energía

eléctrica, a fin de cumplir con las exigencias del proceso de desarrollo eléctrico. Es

una empresa de servicios que se dedica a distribuir, generar y comercializar energía

eléctrica a las regiones que comprenden su radio de influencia: Aragua,

Miranda,Guárico, Apure y Amazonas.

ELECENTRO Se destaca hoy por hoy, como un gran potencial en distribución

y comercialización, ya que cuenta con todas las características necesarias para ese

sitial, y que hacen posible el crecimiento de la empresa. Luego de la fusión (según

gaceta oficial 37.253 de fecha 3 de agosto del 2.001) de CADAFE con su filial paso a

llamarse CADAFE REGION 4, solo se encarga de los Estados Aragua y Miranda.

13

En el marco de la reorganización del sector eléctrico nacional, y con la finalidad

de mejorar la calidad del servicio en todo el país, maximizar la eficiencia en el uso de

las fuentes primarias de producción de energía, la operación del sistema y redistribuir

las cargas y funciones de las actuales operadoras del sector, el Ejecutivo Nacional, a

través del Decreto-Ley N° 5.330, de fecha 2 de mayo de 2.007, publicada en la

Gaceta Oficial de la República Bolivariana de Venezuela N° 38.736 del 31 de

julio de 2.007, ordena la creación de la sociedad anónima Corporación Eléctrica

Nacional S.A.

La Corporación Eléctrica Nacional es una empresa operadora estatal encargada

de la realización de las actividades de generación, transmisión, distribución y

comercialización de potencia y energía eléctrica, adscrita al Ministerio del Poder

Popular para la Energía y Petróleo. Según este decreto, CORPOELEC se encuentra

conformada por las siguientes empresas de generación, transmisión, distribución y

comercialización de energía eléctrica:

Electrificación del Caroní, C.A. (EDELCA)

Energía Eléctrica de Venezuela, S.A. (ENELVEN)

Empresa Nacional de Generación, C.A. (ENAGER)

Compañía de Administración y Fomento Eléctrico, S.A. (CADAFE)

Energía Eléctrica de la Costa Oriental del Lago, C.A. (ENELCO)

Energía Eléctrica de Barquisimeto, S.A (ENELBAR)

Sistema Eléctrico del Estado Nueva Esparta, (SENECA)

Estas empresas deberán en los próximos tres años a partir de la entrada en

vigencia del Decreto-Ley N° 5.330, fusionarse en una persona jurídica única; las

mismas deberán transferir en dicho lapso todos sus activos y pasivos a la

Corporación.

14

La organización territorial de la actividad de distribución de potencia y energía

eléctrica está definida por las siguientes regiones operativas:

Región Nor- Oeste: Estados Zulia, Falcón, Lara y Yaracuy.

Región Nor- Central: Estados Carabobo, Aragua, Miranda, Vargas y Distrito

Capital

Región Oriental: Estados Anzoátegui, Monagas, Sucre, Nueva Esparta y Delta

Amacuro.

Región Central: Estados Guárico, Cojedes, Portuguesa, Barinas y Apure.

Región Andina: Estados Mérida, Trujillo y Táchira.

Región Sur: Estados Bolívar y Amazonas.

2.2.1 Misión

Desarrollar, proporcionar y garantizar un servicio eléctrico de calidad, eficiente,

confiable, con sentido social y sostenibilidad en todo el territorio nacional, a través de

la utilización de tecnología de vanguardia en la ejecución de los procesos de

generación, transmisión, distribución y comercialización del sistema eléctrico

nacional, integrando a la comunidad organizada, proveedores y trabajadores

calificados, motivados y comprometidos con valores éticos socialistas, para contribuir

con el desarrollo político, social y económico del país.

2.2.2 Visión

Ser una corporación con ética y carácter socialista, modelo en la prestación de

servicio público, garante del suministro de energía eléctrica con eficiencia,

Confiabilidad y sostenibilidad financiera. Con un talento humano capacitado, que

promueve la participación de las comunidades organizadas en la gestión de la

Corporación, en concordancia con las políticas del Estado para apalancar el desarrollo

y el progreso del país, asegurando con ello calidad de vida para todo el pueblo

Venezolano.

15

2.3 Estructura Organizativa

El modelo organizacional de la corporación eléctrica nacional CORPOELEC se

muestra a continuación

Figura 2.1.: Estructura organizativa de la Compañía Anónima de Administración y

Fomento Eléctrico (CADAFE) Región 4 Aragua Fuente: CORPOELEC

2.3.1 Objetivo de la Dirección General Regional de Comercialización y

Distribución:

Garantizar la ejecución de las actividades inherentes a la comercialización y

distribución de la energía eléctrica en su ámbito territorial hasta el nivel de tensión

de115 kV inclusive, a fin de suministrar el servicio en forma eficiente, asegurando: el

abastecimiento de la demanda con la calidad del servicio establecida, la óptima

atención integral de los usuarios, la reducción de las pérdidas de energía eléctrica y el

incremento de los ingresos por ventas de energía, en concordancia con los

presupuestos asignados, la normativa vigente y el respecto al medio ambiente.

16

2.3.2 División donde se Realizaron las Pasantías

El Departamento de Mantenimiento Especializado – Estructura 17.441-3.000

correspondiente a la Gerencia de Distribución.(ver figura 2.2) la cual se dedica a

programar las secciones de mantenimiento de las áreas de alumbrado público, líneas

energizadas y termovisión de la zona, así como un mantenimiento preventivo y

correctivo en las subestaciones de distribución y los estudios sobre esquemas de los

equipos instalados y la ejecución de los trabajos de mantenimiento realizados por

contratistas, a fin de asegurar el óptimo estado de funcionamiento de las

subestaciones en la empresa CADAFE.

Figura 2.2.: Organigrama de la División de Operación y Mantenimiento Fuente:

CORPOELEC

Supervisor de Líneas Energizadas: es el encargado de programar,

coordinar y controlar las operaciones de mantenimiento preventivo y/o

correctivo de las redes de distribución en sistemas energizados, ejecutados por

las cuadrillas de Líneas Energizadas, a fin de garantizar el cumplimiento de

las actividades de mantenimiento programadas en el sistema, de acuerdo a lo

establecido en el manual de líneas energizadas.

Supervisor de Subterráneos y Subestaciones: es el encargado de dirigir,

coordinar, controlar, supervisar y ejecutar la elaboración de pruebas,

17

mediciones y programas de mantenimiento preventivo y correctivo (periódico

o eventual) en los equipos de las subestaciones y redes subterráneas de la

zona, a fin de corregir las fallas que se determinen durante su inspección y

asegurar la continuidad en el suministro de energía, garantizando adecuadas

condiciones de funcionamiento de las subestaciones, de acuerdo a las metas

propuestas por la Coordinación de Distribución Aragua.

Supervisor de Termovisión: realizar diagnósticos termográfico a las

subestaciones atendidas y no atendidas de distribución del Estado Aragua y en

ocasiones a otras zonas que necesitan de los mismos, como también a los

diferentes circuitos que lo requieran, con la finalidad de minimizar las

interrupciones y garantizar la calidad del servicio eléctrico de acuerdo a las

metas y objetivos propuestos por la Coordinación de Distribución Aragua.

Supervisor de Laboratorio de Pruebas: realizar diagnóstico del

funcionamiento de los equipos de protección suplementaria y materiales,

supervisar el proceso de intervención de redes de distribución eléctrica con la

finalidad de determinar el tipo de mantenimiento a ejecutarse por cada sector

asignado, a fin de garantizar la calidad del servicio eléctrico de acuerdo a las

metas propuestas por la Coordinación de Distribución Aragua. Además se

encarga de la recuperación de transformadores convencionales desde 5 kVA

hasta 167,5 kVA

2.3.4 Plan de actividades propuesto

El siguiente plan se realizó de acuerdo a los objetivos propuestos para la

elaboración del proyecto “Normalización de la Bahía I y II de la Subestación

Independencia 34.5/13.8 Kv Corpoelec Zona Aragua Región 4” es basado en la

ejecución de diversas actividades en un plazo de dieciséis semanas el cual se

estructura de la siguiente manera:

18

SEMANA DEBERES Y RESPONSABILIDADES A

DESARROLLAR

1

Charla de inducción, asignación del tutor industrial y proyecto

a realizar en la empresa.

2

Reconocimiento del área de trabajo, Conocimiento general de

las actividades a desarrollar, en la sección de laboratorio de

pruebas y recuperación de equipos (LAPRE)

3

Inducción sobre el manejo de equipos TILT, TTR, Memobox,

Prueba de la relación de transformación a transformadores de

distribución, prueba de resistencia a tierra. Prueba de rigidez

dieléctrica.

4

Familiarización con los equipos: Megger, inyector de

corriente, banco de prueba de transformadores, Revisión y

mantenimiento de seccionadores GNE-E Y GNE-F2.

5

Realización de pruebas ante el manejo de los equipos TILT,

TTR, HIPOT, Kilovoltimetro,

Kiloamperimetro,Megger,inyector de corriente, banco de

prueba.

Revisión y mantenimiento de rompe cargas

Adquisición de normativa respectiva para la realización del

proyecto,

6

Visita a la subestación Independencia 34.5/13.8kV

Diagnostico de la subestación, situación actual y necesidades

existentes de la subestación independencia

8

Recolección y estudio de los planos y diagramas unifilares

existentes en los circuitos atendidos por la S/E independencia

9

Recorrido y evaluación de los tramos de media tensión a

13.8Kv, evaluando las protecciones existentes y de nueva

instalación.

19

10

Actualización de los planos eléctricos y circuitos atendidos de

la S/E independencia a 34.5/13.8kV

11

Evaluación del estudio de carga de los circuitos atendidos por

la S/E independencia.

12

Realización de estudio de cortocircuito en las barras de

34.5Kv y 13.8Kv de la S/E independencia mediante el uso de

software DigSilent, ETAP

13

Realización de la coordinación de protecciones para los

circuitos de media tensión atendidos por la S/E independencia.

14

Verificación de los puntos de soldadura exotérmica en el

sistema de puesta a tierra.

Medición de la resistencia de puesta a tierra, Análisis y

tabulación de resultados.

15

Rediseño de la red de tierras.

16

Entrega del informe de pasantías

Tabla 2.: deberes y responsabilidades a desarrollar

20

2.3.4.5 Plan de actividades realizadas

SEMANA ACTIVIDADES REALIZADAS

1 Reconocimiento del área de trabajo, charla de presentación de

las actividades que se realizan en LAPRE y las normas de

seguridad que deben cumplir todo el personal que labora en la

sección.

Inducción y conocimiento de los equipos de medición que

integran el laboratorio como: MEGGER, TTR, TIL II,

inyector de corriente, banco de prueba de transformadores

Desarrollo de elaboración del plan de trabajo por semana.

Asignación del tutor empresarial y supervisor inmediato.

Salida a la subestación del castaño en apoyo al grupo técnico

de Reconectadores para la revisión de la caja de control del

relé PANACEA

2 Asignación del proyecto de pasantías.

Recopilación de datos y normativas de pasos a seguir para el

desarrollo del proyecto.

Manejo de los equipos de medición (TIL, TTR, Y

CHIPOMETRO), para el desarrollo de prueba a los

transformadores de distribución.

Prueba de rigidez dieléctrica del aceite del transformador de

distribución.

Salida para Revisión de la caja de control del Relé

PANACEA hasta la subestación Independencia 34.5/13.8 kV,

para cambio de Reconectadores GVR y mantenimiento de

puentes conductores del pórtico de circuitos pueblo, playón y

comando.

Tabla 3.: Actividades realizadas

21


3 Mantenimiento de las áreas del laboratorio (organización de

equipos y herramientas utilizadas en el laboratorio.

Asistencia a la charla de seguridad Industrial referente a la

notificación de riesgo.

Revisión y Documentación sobre el contenido de los proyectos

asignados.

Taller de Termografía a cargo del ING. RUBEN

HERNANDEZ.

4 Prueba a los transformadores de distribución.

Salida a subestación los tanques, vía tocoron, para tomar data

del relé noja power y características de la batería interna q

alimenta al relé.

Salida a la subestación pedregal en la victoria, para chequeo de

los relés panacea M9 y bajar la data de los mismo,

conocimiento de las conexiones de los transformadores.

Desarrollo del contenido del proyecto a realizar

5 Mantenimiento de un transformador monofásico de 50kVA

(cambio del aceite, cambio de los bushing de baja tension).

Apoyo al equipo técnico en la visita a la Universidad Central

de Venezuela núcleo Maracay, para descargar la data al relé

Noja Power.

Mantenimiento a transformadores de 50 MVA y 75 MVA

recibidos por los diferentes departamentos, (cambio de aceite,

cambio de los bushing de baja y de alta tension).

Tabla 3.: Actividades realizadas (continuación)

22


6 Estudio del plano y diagrama unifilar existente de la

Subestación independencia.

Revisión, mantenimiento y realización de prueba a

transformadores de distribución.

Revisión y mantenimiento de reconectadores.

Revisión de los indicadores de gestión de la sección de

LAPRE referente a la subestación independencia.

7 Mantenimiento de transformadores de distribución.

Manejo de los equipos de pruebas HIPOT,TIL,TTTR,

kiloamperimetro, kilovoltimetro.

Manejo del chipometro (prueba de rigidez dieléctrica)

Inventario de equipo y herramientas

Visita a la subestación pedregal para descarga la data del

reconectador.

8 Visita al nodal para revisión de transformadores de

distribución y recuperación de tap

Apoyo al equipo técnico en la salida hacia palo negro para

bajar data del reconectador ubicado en el circuito puerta

negra.

Apoyo al equipo técnico en la salida hacia palo negro para

bajar data del reconectador ubicado en el circuito base aérea.

9 Mantenimiento y prueba a reconectador cooper.

Visita al nodal para revisión de transformadores de

distribución y recuperación de bushing de baja tension

Revisión y mantenimiento a los trasformadores de

distribución y prueba a TP (Transformadores de potencial)


23


10 Apoyo al equipo técnico en la salida hacia Ocumare para

descargar la data de los reconectadores ubicados en las

subestaciones independencia, cumboto y cata.

Inventario de todos los elementos y equipos instalados en la

subestación independencia.

Evaluación y estudio de carga de los circuitos

pueblo, playón y comando.

Actualización del diagrama unifilar de la subestación

independencia.

11 Mantenimiento de transformadores de distribución

Apoyo al equipo técnico en la inspección termográfica en la

subestación los tanques.

Mantenimiento y revisión de rompe carga.

Apoyo al equipo técnico en la salida hacia soco para

descargar la data de los reconectadores ubicados en las

subestación soco

12 Revisión y mantenimiento a transformadores de

distribución

Prueba con el TTR (relación de transformación):

Revisión y prueba a reconectadores cooper.

Recolección de los datos de demanda y carga

máxima de los circuitos pueblo, playón y comando.

Apoyo al equipo técnico en la instalación de TP

(transformador de potencial) para alimentar el rele panacea

ubicado en el circuito envaragua.


24


13 Prueba con el TTR (relación de transformación): esto

para verificar el buen funcionamiento de transformador

de distribución.

Visita al nodal para revisión de transformadores de

distribución

Revisión, mantenimiento y realización de prueba de a

transformadores de distribución: las pruebas es realizaron

con el equipo TIL II

14 Actualización de los planos en AutoCAD de la


Calculo de los valores de cortocircuito en la barra de

salida de la subestación independencia.

Diseño de la barra de transferencia propuesta en la


Normalizacion del equipo de la bahía I y II de la

subestación indepedendencia.

15 Visita al nodal para revisión de transformadores de

distribución utilizando el equipo TILL II.

Revisión y prueba a reconectadores GVR mediante la

utilización del inyector de corriente y conexionado al rele

POLAR

16 Apoyo al equipo técnico en la descarga de la data de los

reconectadores ubicados en línea en los circuitos

envaragua, el milagro y delicias.

Reconocimiento de las labores del área de termografía

Revisión del proyecto realizado.


25

CAPITULO lll

Marco Teórico

3.1 Antecedentes

Medina Grimaldo, A. J. “Normalización de esquemas de protección, control y

medición de la subestación Nizuc”. Examen profesional de titulación para obtener el

título de ingeniería eléctrica 2012.

El siguiente trabajo indica la forma de normalizar los esquemas de protección

mediante el uso de relevadores multifunción de nueva adquisición así como la

modernización de la subestación Nizuc, lo cual permite incrementar la confiabilidad

de los sistemas, modernizando las protecciones eléctricas por lo cual Se evitan los

disparos erróneos por inducción en el cableado y falta de actualización de

coordinaciones ya que los mismos poseen una data actualizada de parámetros.

El trabajo de grado anterior se elige como antecedente ya que proporciona una

guía en que son normalizados los sistemas de protección de una subestación así como

la especificación y funcionamiento de cada uno de los elementos a energizar.

Moreno Molina, J.F. “Diseño de una subestación transformadora” Trabajo

especial de grado para optar por el título de ingeniero electricista 2004.

26

Este proyecto tiene por objeto la construcción de una nueva subestación, que

garantice una correcta atención a la demanda eléctrica actualmente en servicio. El

contenido de este trabajo es de gran interés ya que expone la realización de cálculos

para el diseño de barras en subestaciones no atendidas a 220/34.5Kv el cual brinda

ecuaciones y métodos de cálculo basado en normativas internaciones las cuales

pueden ser utilizadas en la realización de este proyecto.

Ramirez V, J “Propuesta de Normalización de las Subestaciones 34,5/13,8 kV

de CORPOELEC” Trabajo de grado para optar por el título de ingeniero electricista

2008

El presente trabajo trata sobre la normalización de subestaciones eléctricas bajo

tensiones de 34,5/13,8 kV, Ramírez indica la condiciones de operación en que se

encuentra el conjunto de equipos la subestación Villa Libertad, asociado a la

operatividad y deterioro de los equipos de potencia. Dicha investigación es tomada ya

que brinda una condición de apoyo en referente a funcionamiento, partes y datos de

placa de la aparenta eléctrica que se encuentran habitualmente en subestaciones nodal

tipo I y tipo II.

3.2 Fundamentos Teóricos

3.2.1 Sistema de Potencia

La definición de un sistema de potencia se refiere a un conjunto de elementos

interconectados a gran escala mediante redes eléctricas, que tienen como fin generar,

transformar, transmitir, distribuir y consumir la energía eléctrica ante la visión de

proveer la continuidad del servicio.

El sistema de potencia asociado a las actividades que desempeña, generalmente

consta de subconjuntos los cuales pueden ser representados por la siguiente figura:

27

Fig 3.1.: Representación de un sistema de potencia Fuente: Cardenas, K.y Silva

S. (2013)

La generación, transmisión y distribución es la representación típica de un

sistema de potencia, ya que consta de plantas generadoras (1), que producen la

energía eléctrica consumida por las cargas, una red de transmisión (2), y de

distribución (3), para transportar la energía a los puntos de consumo (4), así como el

equipo adicional necesario para lograr que el suministro de energía se realice con las

características de continuidad de servicio, regulación de tensión y control de

frecuencia requeridas.

Los aspectos asociados a la distribución de energía eléctrica son muy amplios

ya que comprenden técnicas para la conducción de energía hasta los puntos del área

de consumo o usuarios finales, es decir, la energía eléctrica para ser transmitida en

grandes bloques necesita de procesos los cuales deben ser cumplidos de la siguiente

manera:

3.2.2 Sistema de Generación

El sistema de generación se asocia ante el uso de las centrales eléctricas que

generalmente, son constituidas por generadores de gran magnitud, los cuales utilizan

una fuente de energía primaria para hacer girar una turbina que, a su vez, hace girar

un alternador, generando así energía eléctrica

28

La acción de generar esta energía depende según las características de la

maquina si es hidroeléctrica, termoeléctrica, nuclear o ante el uso de energías

alternativas, todas ellas persiguen producir una tensión en bornes la cual debe ser

elevada para poder hacer más eficiente la transmisión de la energía en el sistema, esto

se refiere a contrarrestar las pérdidas que surgirán a los largo del transporte de la

energía, valores típicos en generación comprenden tensiones desde los 14 a 24 kV.

3.2.3 Sistema de Transmisión

Las grandes centrales de generación eléctrica generalmente se encuentran muy

alejadas del usuario final por lo que esta se ven obligadas a transportar grandes

bloques de energía a través de extensas distancias por lo que se emplean las llamadas

redes de transmisión de potencia eléctrica.

La misión de estas redes radica en el uso de las líneas de transmisión para la

interconexión a las diferentes centrales que conforman el sistema de potencia las

cuales brindan las siguientes ventajas:

Permiten la producción de energía en una forma más económica

Logran disminuir la capacidad de reserva (reducción del número de maquinas

para atender la demanda máxima del sistema)

Mejoran la confiabilidad del sistema.

En el sistema de transmisión se eleva la tensión a valores los cuales en

Venezuela están normalizados por la corporación eléctrica nacional la cual es la

encargada de generar, transmitir y distribuir la energía eléctrica y se expresan en la

siguiente tabla:

29

Tensiones de transmisión

normalizadas por CORPOELEC

115 kV

230 kV

400 kV

765 kV

Tabla 4.: Niveles de tensión asociados a la transmisión de energía eléctrica en

Venezuela Fuente: CORPOELEC, (2013).

El sistema interconectado nacional actualmente forma parte de la corporación

eléctrica CORPOELEC el cual se muestra en la siguiente figura:

Figura 3.2.: Sistema interconectado nacional Fuente: CORPOELEC (2013)

3.2.4 Sistema de Distribución

El sistema de distribución es el medio que permite que la energía eléctrica sea

entregada a los usuarios finales. La distribución comprende a las líneas primarias

caracterizadas por tomar la tensión más elevada y es la reflejada en los primarios de

los transformadores la cual comprende para Venezuela los siguientes valores:

30

EMPRESA NIVEL DE TENSIÓN EN (kV)

CORPOELEC 6,9 -13,8 – 34,5

EMPRESAS PETROLERAS 2,4 - 4,16 - 6,9

ELECTRICAD DE CARACAS 4,8 – 8,3 – 12,47

Tabla 5.: Niveles de tensión normalizados para circuitos de distribución primarios.

Fuente: Francisco M. González- Longatt. Capítulo I. Introducción a los sistemas de

potencia.

Para la alimentación de los circuitos secundarios las magnitudes anteriores son

reducidas a valores estandarizados por la corporación eléctrica nacional los cuales se

indican en la siguiente tabla:

Redes de baja tensión o distribución comercial valores de tensiones así como

uso y aplicaciones están normalizadas bajo la normativa Covenin 159-2005 y se

muestran en las siguientes tablas:

TIPO DE

SERVICIO

# DE HILOS VOLTAJE

NOMINAL

USO Y APLICACIONES

MONOFASICO

2 120 V Hogares o Viviendas

3 208 - 110 V Viviendas-Alumbrado Publico

3 440 - 220 V Industrias –Alumbrado Publico

Tabla 6.: Tensiones Normalizadas en baja tensión según normativa COVENIN

159-2005 para el servicio Monofásico.

31

TIPO DE

SERVICIO

# DE HILOS VOLTAJE

NOMINAL

USO Y APLICACIONES

TRIFASICO

3 600 V Industrias

4 480 – 220 V Cargas Trifásicas-Motores

4 440 – 220 V Industrias

Tabla 7.: Tensiones Normalizadas en baja tensión según normativa COVENIN

159-2005 para el servicio Trifásico.

3.2.5 Consideraciones Generales de los Sistemas de Distribución Adoptados por

CORPOELEC

Todos los sistemas de distribución están diseñados, basados en consideraciones

tales como:

Densidad de carga

Voltaje de alimentación

Voltaje de Salida

Caída de voltaje

Requerimientos de confiabilidad

Disponibilidad del terreno

Costo y perdidas

Generalmente los rangos de tensión para el lado de alta comprenden rangos

normalizados en la tabla número dos.

Países muy industrializados como es el caso de Venezuela los valores típicos de

voltaje en redes de AT y MT son de 115 y 34.5 Kv respectivamente, debido a que

este nivel de tensión es suficientemente alto como para reducir en un 5% las perdidas

asociadas por las altas demandas de energía y suficientemente bajo para la reducción

de costos asociados a las grandes dimensiones de equipos de potencia utilizados en

las subestaciones.

32

El proceso de distribución de la energía eléctrica generada y transmitida por

CORPOELEC, es posible gracias a 572 subestaciones, con una capacidad de

transformación de 9.200 megavoltamperios, (MVA), y una red de distribución

conformada por 88 mil kilómetros de longitud. (CORPOELEC 2013)

Los sistemas de media tensión adoptados por CORPOELEC se encuentran

normalizados por las siguientes consideraciones:

Tensiones normalizadas: 34.5/13.8 kV

Capacidad máxima de transformadores: 10 MVA

Número de salidas a 13.8 kV: 4

Operación automática: Sin operarios (S/E No atendida)

Configuración de los Sistemas de alimentación: Normalmente Radiales

Áreas de subestaciones 34.5/13.8 kV: 40x40m Aproximadamente.

Regulación de voltaje en vacío: No Automática

Todo los Equipos: De uso Exterior

3.2.6 Subestaciones Eléctricas

Una subestación eléctrica se define como una instalación donde convergen gran

cantidad de elementos que conforman un sistema de potencia, cuya función principal

es transformar tensiones y derivar circuitos de potencia.

Las subestaciones se pueden clasificar, según el tipo de funciones que efectúan

en tres grupos:

Subestaciones variadoras de tensión

Subestaciones de maniobra o seccionadoras de circuito

Subestaciones mixtas

33

Según la potencia y tensión que manejan estas pueden clasificarse en:

Subestaciones de transmisión. Tensiones a partir de 115 kV Hasta 765 kV

Subestaciones de Subtransmisiòn. Las cuales comprenden tensiones en los

rangos de 34.5 - 69 kV

Subestaciones de distribución primaria. Tensiones entre 34.5/13.8 kV

Subestaciones de distribución secundaria inferiores a 13.8 Kv.

Según el manejo de operaciones en Venezuela se clasifican:

Subestaciones eléctricas atendidas

Subestaciones eléctricas no atendidas

Las subestaciones eléctricas atendidas comprenden aquellas instalaciones donde

existe un personal a cargo el cual maneja los procesos de control, medición,

protección, energización y des energización de la instalación.

Generalmente este tipo de subestación se asocia a aquellas donde los niveles de

tensión superan los 115 kV. El conjunto de instalaciones atendidas en Venezuela

específicamente manejadas por la región 4 del estado Aragua se muestran en la

siguiente tabla:

34

Subestaciones Eléctricas Atendidas del estado Aragua

Nombre Tensiones manejadas

Las Delicias, San Jacinto, Centro, Cagua,

El Limón, San Ignacio, San Vicente, La

Morita, Victoria, Soco, Tejerías, Palo

negro, Corinsa

115/13,8 kV

Macaro 230/115/13,8 kV

Aragua 230/115/34,5/13,8 kV

Villa de cura I, Camatagua 115/34,5/13,8 kV

Tabla 8.: Subestaciones eléctricas Atendidas del estado Aragua Fuente: Dirección

General CORPOELEC (2013).

3.2.7 Subestaciones Eléctricas no Atendidas

En este tipo de control, la presencia de personal en la subestaciones es mínima,

solo ocurre en caso de mantenimiento o cuando en el sistema de control remoto

sucede alguna falla.

Se llama sistema de control de una subestación eléctrica no atendida, a aquellos

equipos que tienen la finalidad de proteger y monitorear los estados del sistema en la

subestación, el cual incluye la protección, apertura y cierre de las líneas ante

condiciones de falla.

Generalmente los equipos que conforman una subestación eléctrica no atendida

son:

Reconectadores

Relevadores de sobre corriente

Transformadores de medida

35

Transformadores de potencia

Equipos de Seccionamiento

Estructuras

Una característica típica de estas instalaciones es que el equipo de control ya no

se encuentra centralizado en una caseta de relés como bien es típico en subestaciones

de alta tensión mostradas en la tabla 5, sino que este se halla distribuido por lo

general en grupos ubicados en el patio o Bahías de la subestación tal como muestra la

figura 3.3.

Figura 3.3.: Equipo de control de una subestación eléctrica no atendida.

La figura anterior muestra el dispositivo de apertura y cierre llamado

Reconectador GVR que en su interior contiene los equipos de medición TP Y TCS y

la caja de control la cual contiene la protección asociado a relevadores de sobre

corriente.

36

3.2.8 Subestaciones Normalizadas por CORPOELEC

La normalización de subestaciones persigue, como un objetivo principal cubrir

las necesidades de las unidades de la empresa que tienen relación con este tipo de

instalaciones de media y alta tensión.

Ante la normalización de estos diseños es posible:

Agilizar programas de construcción

Tener uniformidad de criterios de diseño, trae como consecuencia inmediata

la unificación de criterios de operación y mantenimiento, con lo que es posible

lograr la economía, y aun de mayor relevancia los aspecto de seguridad en las

instalaciones.

Facilita las ampliaciones futuras de las instalaciones, ya que los diseños tipos

contemplan las previsiones necesarias para el crecimiento futuro.

Las subestaciones normalizadas por CORPOELEC a nivel nacional son las

siguientes:

Subestaciones Tipo Radial

Radial I

Radial II

Subestaciones Tipo Nodal

Nodal (400 kV)

Nodal I (230 kV)

Nodal II (115 kV)

Nodal III

37

3.2.9 Especificaciones Técnicas Normalizadas

3.2.9.1 Partes de una Subestación Radial I Tensiones de 115 kV

Barra de 115 Kv con capacidad para 400 A.

Máximo número de llegadas de línea 115 kV: 1

Máximo número de Salidas de línea 115 kV: 1

Máximo número de llegadas de transformadores a barra 115 kV :4

Conmutador del Mando de Disyuntores: Local-Remoto.

Conmutador del Mando de Seccionadores: Manual.

3.2.9.2 Partes de una Subestación Radial I Tensión de 13.8 kV

Barra Principal con capacidad de 1200 A en Celdas Metálicas o Intemperie.

Barra de Transferencia con capacidad de 600 A soportada en el Pórtico de

Salida de Líneas de 13.8 kV.

Máximo número de Tramos de 13.8 kV: 17

Máximo número de Salidas de 13.8 kV: 10

Máximo número de llegadas de Transformadores a Barras de 13.8 kV: 2

Máximo número de Acoplamiento de Barras: 1

Tramo de Transferencia: 1

Máximo número de Transformadores de Servicios Auxiliares: 2

Conmutador del Mando de Disyuntores Local-Remoto

Conmutador del Mando de Seccionadores: Manual

3.2.9.3 Partes de una Subestación Radial I Tensión de 34.5 kV

Barra seccionada con Equipos de Maniobra tipo Intemperie en capacidad para

600 A.

Máximo número de Tramo de 34.5 kV: 8

38

Máximo número de Salidas de Línea 34.5 kV: 6

Máximo número de llegadas de Transformadores a Barra 34.5 kV: 2

Conmutador del Mando de Disyuntores: Local-Remoto


3.2.9.4 Partes de una Subestación Radial I Tensión de 24 kV:

Barra seccionada con Equipos de Maniobra tipo Intemperie en capacidad para

600 A.

Máximo número de Tramo de 24 kV: 8

Máximo número de Salidas de Línea 24 kV: 6

Máximo número de llegadas de Transformadores a Barra 24 kV: 2



3.2.9.5 Partes de una Subestación Radial ll Tensión de 34.5 kV

Barra de 34.5 kV con capacidad para 300 A

Máximo número de llegadas de línea 34.5 kV: 1

Máximo número de Salidas de Línea 34.5 kV: 1

Máximo número de llegadas de Transformadores a barra 34.5/13.8 kV: 2

Conmutador del Mando de Reconectadores/Disyuntores: Local


3.2.9.6 Partes de una Subestación Radial ll Tensión de 13.8 kV

Barra de 13.8 kV capacidad para 600 A




Máximo número de Transformadores de Servicios Auxiliares: 2

39

Conmutador del Mando de Reconectadores/Disyuntores: Local

Conmutador del Mando de seccionadores: Con pértiga

3.2.9.7 Partes de una Subestación Nodal Tensión de 400 kV

Dos barras con capacidad de 2660 A

Máximo número de Tramos de 400 kV: 10

Máximo número de llegadas de Autotransformadores barra de 400 kV: 6

Máximo número de Salidas de 400 kV: 12

Conmutador del mando de Disyuntores: Local, Remoto y por Telemando

Conmutador del Mando de Seccionadores: Local- Remoto

3.2.9.8 Partes de una Subestación Nodal I Tensión de 230 kV

Dos barras con capacidad de 2660 A


Máximo número de llegadas de Autotransformadores barra de 230 kV: 4

Máximo número de Salidas de 230 kV: 10

Conmutador del mando de Disyuntores: Local, Remoto y por Telemando

Conmutador del Mando de Seccionadores: Local- Remoto

3.2.9.9 Partes de una Subestación Nodal II Tensión de 115 kV

Barra Principal y de Transferencia, con capacidad cada una para 600 A



Máximo número de Salidas de Transformadores: 3

Tramo de Transferencia 115 kV:1

Conmutador del Mando de Disyuntores: Local-Remoto desde la sala de

Mando.


40

3.2.9.10 Partes de una Subestación Nodal II Tensión de 34.5 kV

Barra Principal y de Transferencia, con capacidad cada una para 600 A


Máximo número de Salida de Línea 34.5 kV: 6

Máximo número de llegadas de Transformador a barra de 34.5 kV: 2

Conmutador del Mando de Disyuntores: Local-Remoto desde la Sala de

Mando

Conmutador del Mando de Seccionadores Manual.

3.2.9.11 Partes de una Subestación Nodal II Tensión de 13.8 kV

Barra principal con capacidad de 1200 A en Celdas Metálicas.

Barra de Transferencia con capacidad para 600 A, soportada en el pórtico de

Salida.





Disyuntor de Transferencia: 1

Tramos para Servicios Auxiliares: 2

Conmutador del Mando de Disyuntores: Local-Remoto desde la sala de

Mando


3.2.9.12 Partes de una Subestación Nodal III Tensión de 115 kV

Barra de 115 kV con capacidad para 600 A

Máximo número de llegadas de Transformadores a Barra de 115 kV: 4


41

Conmutador del Mando de Disyuntores: Local-Remoto y con posibilidad de

Telemando.


3.2.9.13 Partes de una Subestación Nodal III Tensión de 34.5 kV

Una barra Seccionada con Equipos de Maniobra tipo Intemperie en capacidad

para 600 A

Máximo número de Tramo de 34.5 kV: 6

Máximo número de llegadas de Transformadores a Barra 34.5 kV: 2



Corriente Alterna: Son de 208-120 V, Suministrados a través de dos (2)

transformadores monofásicos de 30 KVA cada uno.

3.2.9.14 Partes de una Subestación Nodal III Tensión de 13.8 kV

Barra principal con capacidad de 1200 A en Celdas Metálicas

Barra de Transferencia con capacidad de 600 A, Soportada en el Pórtico de

Salida de Líneas de 13.8 kV





Tramo de Transferencia: 1

Salida de Transformador Elevador: 1

Tramo para Servicios Auxiliares: 2

Conmutador del Mando de Disyuntores Local-Remoto


42

3.3 Topología de los Sistemas de Potencia Adoptados por CORPOELEC

La topología de una red se refiere al esquema o arreglo de las configuraciones

que experimentan los sistemas de potencia, esto es la forma en que se distribuye la

energía por medio de la disposición de los segmentos de los circuitos de Distribución.

En este sentido se enfoca a la forma como se distribuye la energía a partir de la fuente

de suministro.

Un sistema eléctrico dependiendo de su confiabilidad se puede clasificar en tres

tipos:

Sistema Radial

Sistema en Anillo

Sistema Mallado

Estos tipos de sistemas, son los más comúnmente utilizados por CORPOELEC,

por lo que se tomaran para su explicación, funcionalidad, características, ventajas,

desventajas y particulares que manejan cada uno de ellos.

3.3.1 Sistema Radial

Es aquel que cuenta con una trayectoria entre la fuente y la carga,

proporcionando el servicio de energía eléctrica.

Un sistema radial es aquel en el que el flujo de potencia adquiere un solo

sentido de circulación, sin retorno, sobre el cual circula la intensidad, parte desde una

subestación y se distribuye por forma de “rama”, tal como se ve en la siguiente figura.

43

Figura 3.4.: Sistema de potencia Radial Fuente: Cárdenas, K, Saúl S. (2013).

Este tipo de sistema de distribución tiene como característica básica, el que está

conectado a un sólo juego de barras.

Existen diferentes tipos de arreglo sobre este sistema, la elección del arreglo

está sujeta a las condiciones de la zona, demanda, confiabilidad de continuidad en el

suministro de energía, costo económico y perspectiva a largo plazo.

Este sistema, es el más simple y el más económico debido a que es el arreglo

que utiliza menor cantidad de equipo, sin embargo, tiene varias desventajas por su

forma de operar:

El mantenimiento de los interruptores se complica debido a que hay que dejar

fuera parte de la red.

Son los menos confiables ya que una falla sobre el alimentador primario

principal afecta a la carga.

3.3.2 Sistema en Anillo

Es aquel que cuenta con más de una trayectoria entre la fuente o fuentes y la

carga para proporcionar el servicio de energía eléctrica.

44

Este sistema comienza en la estación central o subestación y hace un “ciclo”

completo por el área a abastecer y regresa al punto de donde partió de allí su nombre

(Anillo), Lo cual provoca que el área sea abastecida de ambos extremos, permitiendo

aislar ciertas secciones en caso de alguna falla la figura 3.5 muestra esta condición:

Figura 3.5.: Sistema de potencia en Anillo. Fuente: Cárdenas, K, Saúl S. (2013).

Cualquier variante del sistema en anillo, normalmente provee de dos caminos

de alimentación a los transformadores de distribución o subestaciones secundarias. En

general, la continuidad del servicio y la regulación de tensión que ofrece este sistema

son mejor que la que suministrada por el sistema radial. La variación en la calidad del

servicio que ofrecen ambos sistemas, depende de las formas particulares en que se

comparen.

Regularmente, el sistema anillo tiene un costo inicial mayor y puede tener más

problemas de crecimiento que el sistema radial, particularmente en las formas

utilizadas para abastecer grandes cargas. Esto es principalmente porque dos circuitos

deben ponerse en marcha por cada nueva subestación secundaria, para conectarla

dentro del anillo. El añadir nuevas subestaciones en el alimentador del anillo obliga a

instalar equipos que se puedan anidar en el mismo.

45

A continuación, mostramos las ventajas en operación de este sistema:

Son los más confiables ya que cada carga en teoría se puede alimentar por dos

trayectorias.

Permiten la continuidad de servicio, aunque no exista el servicio en algún

transformador de línea.

Al salir de servicio cualquier circuito por motivo de una falla, se abren los dos

interruptores adyacentes, se cierran los interruptores de enlace y queda

restablecido el servicio instantáneamente. Si falla un transformador o una

línea la carga se pasa al otro transformador o línea o se reparte entre los dos

adyacentes.

Si el mantenimiento se efectúa en uno de los interruptores normalmente

cerrados, al dejarlo des energizado, el alimentador respectivo se transfiere al

circuito vecino, previo cierre automático del interruptor de amarre.

3.3.3 Sistema red o malla

Es una forma de subtransmisión adoptada por CORPOELEC la cual provee una

mayor confiabilidad en el servicio que las formas de distribución radial o en anillo ya

que se le da alimentación al sistema desde dos plantas y le permite a la potencia

alimentar de cualquier planta de poder a cualquier subestación de distribución.

Este sistema es utilizado donde la energía eléctrica tiene que estar presente sin

interrupciones, debido a que una falta de continuidad en un periodo de tiempo

prolongado tendría grandes consecuencias en la figura 3.6 se muestra un sistema

mallado:

46

Figura 3.6.: Sistema de potencia mallado. Fuente: Cárdenas K, Silva S. (2013).

3.4 Diagrama Unifilar en Subestaciones Eléctricas

Los diagramas unifilares son el resultado de la conexión simbólica de los

elementos que conforman el sistema de potencia, por medio de un solo hilo partiendo

de la secuencia de operación de cada uno de los circuitos. El uso de diagramas

unifilares en cualquier instalación depende de las características específicas de cada

sistema eléctrico y de la función que realiza la subestación eléctrica.

Los criterios utilizados ante la selección o diseño de un diagrama unifilar son

los siguientes:

Continuidad de servicio

Versatilidad de operación

Facilidad de mantenimiento de equipos

Cantidad y costo del equipo eléctrico

47

3.4.1 Simbología Normalizada.

La simbología usada en los diagramas unifilares es la que se indica en la tabla

siguiente:

Símbolo Significado

Línea de alimentación

Línea de barras

Entrada de alimentador

Salida de alimentador

Apartarrayos óxido de zinc

Transformador de potencia

Transformador de potencial inductivo “TP”

Transformador de potencial capacitivo “TPC”

Transformador de corriente tipo devanado “TC”

Apartarrayos auto valvular

Trampa de onda

Seccionador de operación manual

Seccionador de puesta a tierra

48

Seccionador de operación con motor

Interruptor de potencia

Banco de capacitores

Autotransformador

Tabla 9.: Simbología normalizada en el uso de diagramas unifilares Fuente:

Cárdenas, K, Silva. S. (2013).

3.5 Bahía o módulo de conexión de una subestación eléctrica

Generalmente las subestaciones eléctricas están contenidas en módulos de

conexión los cuales son denominados Bahías.

Una Bahía se asocia a todo el equipo eléctrico contenido en una zona de la

subestación el cual generalmente es diferenciado por las líneas de llegada y salida de

la instalación tal como se muestra en la figura 3.7.

Figura 3.7.: Bahía de una subestación eléctrica Fuente: Cárdenas, K, Silva. S.

(2013).

El conjunto de equipos que conforman las Bahías generalmente son:

49

Barras Colectoras de tipo flexible o rigidas.

Conductores de alta y baja tensión

Aisladores

Transformadores de potencial

Transformadores de corriente


Relevadores

Reconectadores

Fusibles

Seccionadores

Apartarrayos

Interruptores de potencia

Equipos de Servicios Auxiliares

Estructuras rígidas (Pórticos)

3.6 Descripción Técnica y Equipo de una Subestación Eléctrica 34,5/13,8 kV

3.6.1Coordinación de Aislamiento

El ordenamiento de los niveles de aislamiento entre los diferentes equipos que

permite a una onda de sobretensión descargarse a través del elemento adecuado sin

producir arqueo ni daños a equipos contiguos, es denominado coordinación de

aislamiento.

El nivel de aislamiento de una subestación se fija en función de la tensión

nominal de operación, de las normas correspondientes, y de los niveles de

sobretensiones existentes en el sistema. Se conoce con el nombre de Nivel Básico de

Impulso (NBI) o Nivel Básico de Aislamiento (NBA), sus unidades se expresan en

kilovolts

50

Figura 3.8.: Niveles de aislamiento en equipos de subestaciones eléctricas.

Fuente: Diseño de Subestaciones Electricas, Raúl Martin (2002).

La figura anterior muestra un diagrama unifilar en su parte superior se

encuentra los tres niveles de sobretensión considerados en la coordinación de

aislamiento. Indicando el nivel que corresponde a cada aparato.

Nivel 1: También llamado nivel alto. Se utiliza en los aislamientos internos

(sin contacto con el aire), de aparatos como: Transformadores, cables o

interruptores.

Nivel 2: Nivel Medio o de seguridad, constituido por el nivel de aislamiento

auto recuperable (partes vivas en contacto con el aire). Este nivel se adecua de

acuerdo con la altitud sobre el nivel del mar de la instalación y se utiliza en

todos los aisladores o bushings de los equipos.

Nivel 3: Nivel bajo o de protección. Está constituido por el nivel de tensión de

operación de los explosores de los pararrayos de protección.

51

La figura siguiente muestra los tipos de aislamiento manejados por las

instalaciones:

Figura 3.9.: Niveles de aislamiento experimentados por equipos Fuente: Arias

Ronald, (2008)

Dónde:

: Nivel de aislamiento del sistema. Fijado por la tensión de operación

: Tensión de cebado del descargador, al frente de onda

: Tension de cebado, del descargador de sobretensión, a plena onda.

: Tensión de cebado, del descargador de sobretensión, a frecuencia industrial.

La normativa CADAFE NS-P establece los siguientes niveles de tensiones

máximas en sus sistemas abaladas por la CEI (Comisión de electrotecnia

Internacional).

52

Tensiones nominales del sistema kV Tensión máxima para el equipo kV

13.8 15.5

34.5 38

69 72.5

110 115 123

132 138 145

150 161 170

220 230 245

275 287 300

330 345 362

Tabla 11.: Valores normalizados de tensiones entre fases Fuente: Publicación 38 de

la CEI: “Tensiones normales de CEI” 4ª.E Tabla V, Pag.12.

3.6.2Distancias Dieléctricas

En una subestación eléctrica la disposición de los equipos en sitio es de vital

importancia para mantener los niveles de seguridad requeridos para las realizaciones

de mantenimiento u otra actividad necesaria dentro de las instalaciones.

Para estar al tanto de esto una adecuada coordinación de aislamiento incluye

fijar distancia de separación entre las partes vivas de fases diferentes y partes vivas de

fases a tierra utilizando el aire como material dieléctrico.

3.6.3 Distancias a Utilizar en los Diseños en Base a las Distancias Dieléctricas.

Distancia mínima entre fases para barras rígidas (Tubos de Cobre o Aluminio).

53

Clase de aislamiento Distancia entre centros de fase

24 kV o menor 1,67*d fase-tierra [m]

Desde 34,5 hasta 115 kV 1,67*d fase-tierra [m]

230 kV 1,5*d fase-tierra [m]

400 kV 1,8*d fase-tierra [m]

Tabla 11.: Distancias mínimas entre fases para barras rígidas Fuente: Teoría sobre

Diseño de subestaciones eléctricas (Ing. Hernán Parra).

Distancia mínima entre fases para barras tendidas (Cables de Cobre o

Aluminio).

Clase de aislamiento kV Distancia entre centros de fase

Hasta 230 kV 1,8 a 2,0 d fase-tierra

400 Kv 2,0 a 2,25 d fase-tierra

Tabla 12.: Distancia mínima entre fases para barras tendidas Fuente: Teoría sobre

Diseño de subestaciones eléctricas (Ing. Hernán Parra)

Alturas mínimas de las barras sobre el nivel del suelo

La altura mínima de las barras sobre el nivel del suelo se obtiene por:

[ ]

Para 13,8 kV y utilizando la tensión máxima de diseño se tiene:

[ ]

Para 34,5 kV y utilizando la tensión máxima de diseño:

54

[ ]

Alturas mínimas de las partes energizadas de los equipos

La altura de los equipos sobre pórticos como TP, TCS deben cumplir lo

siguiente

[ ]

Para 13,8 kV y utilizando la tensión máxima de diseño:

[ ]

Para 34,5 kV se repite la condición

[ ]

Altura mínima para la llegada de las líneas

Los conductores de las líneas de transmisión que llegan o salen de una

subestación, no deben rematar a una altura inferior a 6 metros la cual se obtiene por la

expresión.

[ ]

Para 13,8 kV:

[ ]

55

Para 34,5 kV

[ ]

La normativa CADAFE 158-88 establece las siguientes distancias de seguridad

para instalaciones exteriores

Tensión Nominal (kV) 13,8 24 34,5 69 115 230 400 765

Nivel Básico de Aislamiento

kV

110 150 200 350 550 1050 1550 2100

Distancia mínima a masa

(cm) Conductores Rígidos

(Tubos) y terminales de

equipos (cm)

26

40 40 70 110 220 350 650

Conductores Flexibles

(Cables) (cm)

26+f 40+f 40+f 70+f 110+f 220+f 350+f 650+f

Distancia mínima entre

fases (cm) Conductores

Rígidos (Tubos) y

terminales de equipos (cm)

40 100 100 150 200 300 400 1000

Conductores Flexibles

(Cables) (cm)

60 100 100 150 250 400 600 1500

Altura mínima a tierra (m)

Conductores Rígidos

(Tubos) y terminales de

equipos

3,00

3,00

3,00

4,00

4,00

5,00

6,00

12,00

Conductores Flexibles (m) 7,50 7,50 7,50 7,50 7,50 7,50 10,00 14,00

Conductores de salida (m) 7,50 7,50 7,50 10,00 10,00 12,00 16,00 27,00

Tabla 13.: Distancias de seguridad para instalaciones exteriores Fuente: Norma

CADAFE 158-88.

56

Dónde:

f: Flecha Máxima la cual no debe ser mayor al 3% del vano en [cm].

3.7 Distancias de Seguridad

Bajo la normativa No. 23 de la IEC, se definen como las distancias necesarias

para mantener las partes vivas fuera del alcance del personal que opera o realiza

labores de mantenimiento en la subestación.

Dicho artículo está compuesto por las siguientes distancias:

3.7.1 Distancia de Fase a Tierra Mínima Basada en la Dimensión Física de

Referencia de un Operador.

Esta distancia consiste en la distancia de fase a tierra más la talla patrón de un

operador la cual es:

Máxima altura de un hombre = 1,75 m

Máxima longitud de los brazos abiertos = 1,75 m

Máxima altura de un hombre con los brazos en alto = 2,25 m

Máxima altura de un hombre con los brazos semi extendidos=125 m

Lo anterior se expresa en las siguientes figura 3.9.1

57

Figura 3.9.1.: Dimensiones medias de un operador. Fuente: Raúl Martin José. Diseño

de subestaciones eléctricas

3.7.2 Distancia de Seguridad Vertical para Circulación de Personal

Obtenida por la siguiente expresión:

[ ]

Adicionalmente se debe cumplir que:

Los partes bajo tensión no deben tener una altura inferior a 3 m.

Ningún equipo debe estar colocado a una altura inferior de 2,25 m en caso

contrario deberá usarse barrera de protección.

58

Figura 3.9.1.2 Zona de circulación y distancia de seguridad vertical para la

circulación del personal Fuente: Raúl Martin José. Diseño de subestaciones eléctricas

(2002).

3.7.3 Distancia Horizontal para Circulación de Personal

Cuando las partes vivas estén por debajo de las alturas mínimas especificadas

por la sección anterior “Distancias a utilizar en los diseños en base a las distancias

dieléctricas” se deberá usar barreras de protección las cuales en ningún caso estarán a

menos de la distancia de fase a tierra más 0,90 m tal como muestra la figura 3.9.1.3.

Figura 3.9.1.3.: Zona de circulación y distancia de seguridad horizontal para la

circulación del personal Fuente: Raúl Martin José. Diseño de subestaciones eléctricas

(2002).

59

3.7.4 Distancia de seguridad vertical para circulación de vehículos

Estará en función de la altura de los vehículos que circularan por la instalación

mas las distancias de seguridad vertical de circulación de personal la figura 3.9.1.4

muestra esta condición.

Figura 3.9.1.4.: Distancia de seguridad vertical para circulación de vehículos Fuente:

Raúl Martin José. Diseño de subestaciones eléctricas (2000).

3.7.5 Distancia de Seguridad Horizontal para Circulación de Vehículos

Se consideran 0,7 m mayor que las distancias verticales.

3.8 Barras Colectoras

El conjunto de conductores eléctricos que permite la conexión común de los

diferentes circuitos dentro de una subestación eléctrica, es denominado barra

colectora, las cuales están compuestas por conductores eléctricos, aisladores,

conectores y herrajes que permiten la unión, soporte mecánico y aislamiento entre los

conductores que integran el juego de barra colectora. Su diseño y construcción difiere

del tipo de subestación y pueden encontrarse las siguientes configuraciones:

60

Cables: El cable es un conductor formado por un haz de alambres trenzados

en forma helicoidal. Es el tipo de barra más comúnmente usado. También se

han usado conductores de un solo alambre en subestaciones de pequeña

capacidad.

Las principales ventajas del uso de cables son:

1. Es el más económico de los tres tipos.

2. Se logran tener claros más grandes.

Sus desventajas son:

1. Se tienen mayores pérdidas por efecto corona

2. También se tienen mayores pérdidas pro efecto piel

3.9 Conductores Normalizados

Los materiales más usados para los cables son el cobre y el aluminio reforzado

con alma de acero (ACSR), De aluminio (AAC, AAC).

3.9.1 Conductor ACSR

Los conductores eléctricos de calibres estándar AWG o MCM tipo ACSR

(Cable de Aluminio con Refuerzo de Acero) de cableado concéntrico, deben ser

fabricados con alambre de aluminio y con hilos de acero como refuerzo central.

La tabla 10 muestra las características mecánicas y eléctricas de este conductor.

61

Tabla 14.: Características mecánicas y eléctricas de los conductores ACSR desnudos

Fuente: CABEL (2013).

3.9.2 Conductor AAC

Los conductores de calibres estándar AWG o MCM, todo aluminio (AAC)

para cumplir con la normativa CADAFE deberán ser de cableado concéntrico y

totalmente de aluminio, los cuales deben cumplir con las especificaciones

internacionales ASTM B230 y B231.

La tabla 11 muestra las características mecánicas y eléctricas del conductor.

Tabla 15.: características mecánicas y eléctricas de los conductores ACC Fuente:

CABEL (2013).

62

3.9.3 Conductores desnudos de Cobre

Todos los calibres de conductor estándar AWG o MCM desnudos de cobre,

deberán ser de cableado concéntrico y cumplir con las normas ASTM B2, B3, B8 y

B787.

La tabla 12 muestra las características mecánicas y eléctricas del conductor.

Tabla 16.: Características mecánicas y eléctricas de los conductores desnudos de

cobre Fuente: CABEL (2013)

Adicional al uso de conductores trenzados las barras pueden ser diseñadas ante

el uso de:

Conductores Rígidos (Tubos): Las barras colectoras tubulares se usan

principalmente para llevar grandes cantidades de corrientes, especialmente en

subestaciones de bajo perfil como las instaladas en zonas urbanas

63

El uso de tubos en subestaciones compactas resulta más económico que el uso

de otro tipo de barra. En subestaciones con tensiones muy altas, reduce el área

necesaria para su instalación además que requiere estructuras más ligeras.

Los materiales más usados para tubos son el cobre y el aluminio

Las principales ventajas del uso de tubos son:

1. Tiene igual resistencia a la deformación en todos los planos.

2. Reduce el número de soportes necesarios debido a su rigidez.

3. Facilita la unión entre dos tramos de tubo.

4. Reduce las pérdidas por efecto corona.

5. Reduce las perdidas por efecto superficial.

6. Tiene capacidades de conducción de corriente relativamente grandes por

unidad de área.

Las desventajas son:

1. Alto costo del tubo en comparación con los otros tipos de barras.

2. Requiere un gran número de juntas de unión debido a las longitudes

relativamente cortas con que se fabrican los tramos de tubo.

3. La selección del tamaño y peso de los tubos se hacen con base en la capacidad

de conducción de corriente y de su deflexión. En la mayoría de los casos se

usan diámetros mayores que los necesarios para la conducción de corriente,

con lo que se obtiene un aumento en la longitud de los claros y, y por lo tanto,

una reducción en el número de soportes, y así se disminuye además las

pérdidas por efecto corona.

Ventajas del tubo de aluminio sobre el cobre.

64

1. Mayor capacidad de corriente en igualdad de peso.

2. A igual conductividad, el costo del tubo de aluminio es menor que el de cobre.

3. Requiere estructuras más ligeras.

Desventajas del tubo de aluminio sobre el cobre.

1. Mayor volumen del tubo en igualdad de conductividad.

2. Los conectores son más caros.

En las siguientes tablas se indican las características mecánicas y eléctricas del

conductor dado su calibre en Pulgadas (Pulg)

3.9.4 Conductores Rígidos de aluminio

Tabla 17.: Características mecánicas y eléctricas de los Conductores Rigidos de

aluminio Fuente: CABEL (2013).

65

3.9.5 Conductores Rígidos de Cobre

Tabla 18.: Características mecánicas y eléctricas de los Conductores Rígidos de

Cobre Fuente: CABEL (2013).

3.10 Dimensionamiento de barras

3.10.1 Parámetros de selección

El diseño de las barra principales en subestaciones involucra muchos

factores,entre los que se incluyen:

3.10.2 Ubicación de las barras

La ubicación de las barras en la subestación y su proximidad a otros equipos

juega un papel fundamental en el tamaño de una S/E. Los conductores flexibles

usados en la construcción de las barras principales en ciertas ocasiones se mueven por

causa de cortocircuitos o elongan debido a condiciones de temperatura por lo que

deben dimensionarse convenientemente para prevenir el contacto con otros equipos o

infringir las distancias mínimas de seguridad.

66

El mantenimiento de equipos e izamiento de los mismos también deben ser

considerados en la ubicación de las barras y las estructuras de apoyo.

3.10.3 Expansión futura de la subestación

Las barras principales normalmente requieren que las estructuras de apoyo sean

lo suficientemente robustas puesto que ellas pueden limitar la expansión futura si no

son adecuadamente dimensionadas. Se debe tomar en consideración el aumento de la

carga asociado al aumento de la carga.

3.10.4 Selección del conductor

El conductor seleccionado debe estar basado en la ampacidad, propiedades

físicas y costo del mismo. Los conductores deben seleccionarse tal que ellos tengan la

capacidad de resistir incrementos de cargas transitorias y fallas del sistema sin sufrir

daño por excesos de temperatura.

3.10.5 Carga del viento

La carga del viento puede aumentar la flecha del conductor y la tensión

apreciablemente. La práctica usual es considerar la normativa CADAFE. Las

condiciones locales se deben tomar en consideración, dado que ellas pueden obligar

el uso de criterios de carga más severo.

3.10.6 Capacidad del aislador

Los aisladores deben ser seleccionados basado en las condiciones de carga

máximas esperadas. La carga máxima no debe exceder el 40 por ciento de la

capacidad del aislador.

67

3.10.7 Longitud del vano

La longitud del vano influye en la flecha del conductor. Cuando la longitud del

vano aumenta, la flecha aumenta si se mantiene la misma tensión. Para limitar la

flecha, las tensiones pueden aumentarse.

3.10.8 La flecha y tensión mecánica

Las barras principales son colocadas usualmente sobre otros equipos de la

subestación. La rotura del conductor podría producir daños o paralización de otros

equipos. Para prevenir la rotura y minimizar el tamaño de la estructura de apoyo, los

conductores deben instalarse a un 28 % de la tensión mecánica de ruptura que

garantice su correcta operación por el tiempo que dure la vida útil de la S/E. La flecha

puede aumentar debido a la desviación de las estructuras de apoyo.

3.10.9 Variaciones de temperatura.

Las variaciones de temperatura causan cambios en las longitudes del conductor,

Cuando la temperatura del conductor aumenta, la flecha aumenta y la tensión

disminuye.

3.10.10 Derivación de cargas

Las derivaciones de barras que deban conectarse a otras barras o equipos estas

deberán tener tensiones limitadas para prever daños a equipos. Las derivaciones son

usualmente instalados con conductores flexibles.

Una vez seleccionado el material y el calibre del o los conductores que serán

utilizados como barra de la subestación se debe verificar si los mismos satisfacen las

condiciones de diseño tanto eléctrico como mecánico.

68

3.11 Condiciones de Diseño Eléctrico de Barras

Las siguientes condiciones son válidas tanto para barras flexibles así como

barras soportadas.

Los métodos a considerar son los siguientes:

Capacidad de corriente

Cortocircuito

3.11.1 Capacidad de corriente

Existen cuatro (4) modelos matemáticos para la verificación de la capacidad

térmica en régimen permanente de los conductores desnudos, en este trabajo solo se

presentan dos (2). Todos se basan en el principio de que la temperatura de un

conductor se mantiene constante siempre y cuando se cumpla que, la potencia

absorbida o generada por el conductor sea igual a la potencia disipada por él al medio

que lo rodea.

Estos modelos son los siguientes:

3.11.1.1 Modelo Westinghouse

Partiendo de la ecuación general de balance térmico para este modelo la cual es:

Dónde:

Energía térmica por convección [W/m]

Energía térmica por radiación [W/m]

Energía térmica por insolación [W/m]

69

Resistencia (c.a) efectiva a la temperatura del conductor [Ω/m]

Corriente eficaz [A]

La energía térmica por convección se calcula:

Dónde:

Diametro del conductor [m]

Densidad del aire 1.2998 kg/

Temperatura promedio del conductor [75 ]

Temperatura ambiente [40 ]

La Energía térmica por radiación se expresa:

[(

) (

)

]

Dónde:

Coeficiente de emisividad

La siguiente tabla ilustra los valores de coeficiente de emisividad utilizados por

CADAFE.

70

EMISIVIDAD

MATERIAL Cond. Nuevo Cond. Viejo CADAFE

Interiores

CADAFE

Exteriores

Cobre 0,40 0,70 0,4 0,6

Aluminio y

aleaciones

0,38 0,90 0,35 0,5

ACSR 0,45 0,90 - -

Tabla 19.: Coeficientes de emisividad de conductores Fuente: CADAFE

Corriente máxima a transmitir.

La corriente máxima que puede transmitir un conductor viene expresada por la

Ecuación:

√

[ ]

Es la Resistencia a la temperatura del conductor y se calcula como:

[ ]

Dónde:

Resistencia alterna del conductor en ºC obtenida por tabla de fabricante.

α : 0,00393 para el cobre y 0,00403 para el Aluminio

TC: Temperatura del conductor 75

t: Temperatura ambiente

A: Área superficial del conductor por unidad de longitud [

]

71

3.11.1.2 Modelo Clásico

El siguiente método denominado clásico es utilizado por CADAFE ante el

dimensionamiento de barras debido a su gran sencillez y buena aproximación de

resultados. Dicho método de divide en:

Calculo por capacidad de corriente

Las expresiones a utilizar son las siguientes:

√

√

Dónde:

Es la corriente nominal del sistema, en este caso será la corriente nominal

del transformador.

Potencia Nominal del transformador en [MVA]

Tensión del lado de alta del transformador [kV]

Es la corriente nominal del sistema, la cual toma en cuenta la temperatura y la

utilización a que estará sometido el conductor. [Amp]

Factor de temperatura

Factor de utilización generalmente 0,9

Temperatura del conductor normalmente

: Temperatura ambiente de la subestación Independencia

Temperatura a la cual se calcula la corriente en la tabla del fabricante.

72

La tabla 15 muestra los valores habituales de las variables de

75

35

25

Tabla 20.: Valores habituales de Ft para conductores de aluminio.

Calculo por capacidad de cortocircuito

Se determinará el conductor por capacidad de cortocircuito utilizando la

corriente de falla monofásica de la barras.

Las expresiones a utilizar son las siguientes:

√

[

] [ ]

Dónde:

S: Sección del conductor o calibre calculado [ ]

Corriente de falla monofásica de las barras [Amp]

Constante del material del conductor

Duración del cortocircuito el cual es un dato del reconectador [ms]

Temperatura máxima final de cortocircuito del conductor. [ ]

Temperatura de operación [ ]

Temperatura máxima de servicio del conductor [ ]

Las temperaturas utilizadas se encuentran en las tablas del fabricante CABEL

por ser un fabricante Nacional (ver anexo 1).

73

La constante K se encuentra en la siguiente tabla

Material K

Cobre 226 234,5

Aluminio 148 228

Plomo 41 230

Acero 78 202

Tabla 21.: Constante K y temperaturas de operación de los materiales Fuente:

(Apuntes de sistemas de distribución Ing. Cedeño Luis)

Las temperaturas vienen normalizadas en la tabla siguiente según

conductores CABEL.

0.5-1 seg

340

75

Tabla 22.: Temperaturas de operación normalizadas en el cálculo de cortocircuitos

Fuente: (Apuntes de sistemas de distribución Ing. Cedeño Luis).

3.11.2 Elección Final del Conductor para barras tendidas o rígidas

Se estima según la normativa CADAFE para sistemas de distribución primaria

la elección del conductor que genere de los cálculos anteriores el mayor calibre,

asociado a condiciones de reservas y holguras.

74

Los conductores encontrados deben ser normalizados ante el uso de Norma 53-

87 la cual expone:

Tipo de red Calibre del conductor Material del conductor

AEREA

2 AWG

ALUMINIO (ARVIDAL)

1/0 AWG

2/0 AWG

4/0 AWG

4 AWG

COBRE 2 AWG

2/0 AWG

SUBTERRANEA

2

COBRE

2/0

250 MCM

500 MCM

Tabla 18.: Calibres primarios Normalizados en redes de distribución según Norma

CADAFE 53-87.

3.12 Condiciones de diseño mecánico de barras según norma NS-P-240

Las condiciones climatológicas a las que están sometidos los conductores

aéreos no son constantes, es de vital importancia la verificación de las condiciones de

carga a las que son sometidos los conductores y los soportes. Los factores

climatológicos también deben ser considerados a la hora de la selección del

conductor, pues estos afectan las características del conductor y son determinantes en

la confiabilidad del sistema.

75

Para un estudio del cálculo mecánico de las redes aéreas se consideran los

esfuerzos del viento y cambios de temperatura al que se ven afectados los

conductores y lo esfuerzos del viento sobre herrajes, entre otros al que se ven

sometidos los apoyos

3.12.1 Calculo mecánico por esfuerzos de cortocircuito

Este fenómeno es descrito por la siguiente ecuación:

Donde se calcula por:

Remplazando (16) en (15) se tiene que:

Dónde:

: Fuerza total ejercida por el cortocircuito correspondiente a un metro [N.m].

: Inducción magnética en teslas [T].

: Permeabilidad magnética o constante de inducción en vacío

: Permeabilidad magnética relativa.

: Valor instantáneo de la corriente de cortocircuito en la barra N [Amp].

: Longitud de la línea en [m]

: Separación de los conductores en [m].

76

Para conductores flexibles se tiene:

Dónde:

: Fuerza por unidad de longitud. (N/m)

: Valor eficaz de la corriente de circuito simétrica en la barra. (kA)

d: Distancia entre de eje de conductores según norma [0,86 m]

3.12.2 Esfuerzo debido al viento

El esfuerzo que experimenta el conductor rígido o flexible debido al viendo son

tomados de la norma NS-P-240 la cual expone las siguientes ecuaciones:

Dónde:

: Presión de viento [kg / ]

: Velocidad del viento promedio de la zona en [Km/h]

: Factor de efectividad del viento [0.6]

La Determinación de la fuerza ejercida por los conductores sobre pórtico

debido al viento es

Dónde:

: Fuerza del viento sobre los conductores [kg/ ].

: Presión de viento [kg / ] ).

77

: Diámetro del conductor em [mm]

: Longitud de la barra [m]

3.12.3 Tensión horizontal ejercida sobre pórticos o estructuras

La Tensión horizontal y longitudinal del conductor sobre un punto de amarre

viene expresada como:

Dónde:

: Tensión longitudinal del conductor (kg).

: Tensión horizontal del conductor (kg).

: Flecha (m).

: Peso del conductor (kg/m).

Las condiciones donde se puede presentar la máxima tensión son las siguientes:

Presión del viento a 120 km/h.

Temperatura minina de la zona

Módulo de elasticidad final

Tensión mecánica 28% de la tensión de ruptura [Apuntes Ing. Batista Tonelli]

es determinada por

La flecha máxima ante la elongación debe ser determinada para los siguientes

estados

78

Estado 1

Dónde:

Peso combinado √

a= vano en [m]

x

Estado 2

Dónde:

Peso del conductor

a= vano en [m]

[incógnita]

Para la obtención de se aplica la ecuación de cambio de estado:

[

]

B D

La cual expresamos como:

[ ]

79

Dónde:

Tension mecánica horizontal inicial

Tension mecánica horizontal final [ ]

Temperatura inicial [ ]

Temperatura final [ ]

Peso combinado [kg]

Peso del conductor [kg/m]

Sección del conductor [ ]

Vano [m]

Modulo de elasticidad [kg/ ]

Coeficiente de dilatación [1/ ]

Diametro exterior del conductor [mm]

La ecuación (28) es una ecuación de tercer grado la cual tiene la forma:

Con A=0 y C=0 se obtienen B y D y de despeja la cual es la tensión máxima

horizontal.

3.13 Aisladores Para Barras Colectoras

Se define aislador eléctrico a aquel dispositivo que cumple la función de sujetar

mecánicamente el conductor manteniéndolo aislado de tierra y de otros conductores.

El tipo de aislador a utilizar depende de la barra colectora, el nivel de

aislamiento del juego de barras, los esfuerzos mecánicos al que estarán sujetos, las

condiciones ambientales, entre otros. En una subestación, pueden encontrarse tres

tipos de aisladores:

80

1. Aisladores Rígidos: Se utilizan para soportar barras rígidas como tubos y

soleras.

2. Aisladores Tipo Alfiler: Está formado por una serie de aisladores

concéntricos formando un conjunto que refuerza la distancia de flameo.

3. Tipo Columna: Este está formado por una sola pieza de mayor longitud.

Actúa como una columna mecánica.

4. Cadena de aisladores: Se usan para soportar las barras de cables. La

selección se realiza de acuerdo con los esfuerzos mecánicos a que se van a

sujetar.

5. Aisladores Especiales: Comprende todos aquellos aisladores de diseño

especial debido a las condiciones de sitio donde se van a instalar.

3.14 Clasificación de aisladores según las condiciones ambientales

Tipo Estándar o Normal: Se utiliza en zonas de clima templado y

razonablemente limpias

Anti Fog o antiniebla: Se utiliza en ambiente contaminante (Costa, industrias),

para una misma longitud de la cadena, tiene una línea de fuga mayor.

3.15. Selección de aisladores

La selección adecuada del tipo de aislador depende de los diferentes factores,

como son:

Tipo de arreglo del tendido del conductor o barra

Nivel de aislamiento

Esfuerzos mecánicos

Condiciones ambientales

81

3.16 Calculo mecánico de aisladores tipo disco

La norma NL-8 CADAFE indica que los aisladores o cadena de aisladores,

tendrán una carga de rotura electromecánica por lo menos igual a:

1. En suspensión: Cuatro veces la carga debida al peso propio del conductor

2. En amarre: Igual a la carga de rotura del conductor

La carga que hará una rotura en el aislador viene expresada por:

En suspensión:

(29)

En amarre:

(30)

Dónde:

: Vano medio

3.17 Calculo del numero de Aisladores (Método Campo o Empírico)

Para 34,5 kV

Aisladores que debe tener la cadena de amarre en pórtico considerando

sobretensión de 10% de la tensión de fase:

Todos los discos deben pasar la prueba de 15 kV por fase sin perforarse

82

1 disco=15 kV

La normativa CADAFE expone el número mínimo de aisladores tipo

suspensión formando cadenas de amarre en sistemas de distribución primarios los

cuales se muestran en la siguiente tabla.

Voltaje Nominal del

sistema de fase a fase Kv

NBI kV Cantidad Mínima de

aisladores tipo suspensión

13,8 kV 110 2

34,5 kV 200 2

69 kV 350 3

115 kV 550 9

Tabla 24.: Número mínimo de aisladores tipo estándar de 25.4 cm de diámetro x14,6

cm de altura tipo suspensión formando cadenas Fuente: Norma Cadafe NS-P

3.18 Especificaciones Técnicas de Aisladores de Porcelana según Norma 3.3

CADAFE

Los aisladores de porcelana deben fabricarse por proceso húmedo y la

superficie expuesta debe cubrirse con un vitrificado de tipo compresión duro, liso,

brillante e impermeable a la humedad; que le permita, por medio del lavado natural

de las aguas lluvias, mantenerse fácilmente libre de polvo o suciedades residuales

ocasionadas por la contaminación ambiental.

Condiciones de servicio

Los aisladores de porcelana deben ser diseñados y construidos para las

siguientes especificaciones del sistema.

83

Tensión Nominal 13.8 kV 34.5 kV

Tensión Máxima de

diseño

15.5 kV 38.0 kV

Conexión Estrella con neutro puesto

a tierra

Estrella con neutro puesto

a tierra

Frecuencia Nominal 60 Hz 60 Hz

Tabla 25.: Condiciones de servicio para el uso de aisladores de porcelana según

norma 3.3 CADAFE.

Montaje

Los aisladores de tipo espiga serán instalados a la intemperie, en disposición

vertical, sobre postes o estructuras de líneas aéreas, y deben ser diseñados y

construidos para las condiciones ambientales indicadas.

Ambiente

Las condiciones ambientales de diseño son las siguientes

Temperatura ambiente máxima 40

Temperatura ambiente mínima 5

Temperatura anual promedio 25

Temperatura diaria promedio 35

Altitud máxima sobre el nivel del mar <1000 m

Humedad relativa máxima 95%

Máxima radiación solar 1.100 W/

Velocidad máxima del viento 110 km/h

Contaminación por depósito de sal <0,005 mg/

Tabla 26.: Condiciones ambientales de diseño para aisladores de porcelana

84

Características Técnicas Dieléctricas Aisladores Tipo Espiga.

Clase 55-55 56-2 56-3

Tensión nominal del

sistema

13,8 kV 24 kV

34,5 kV

Tensión de descarga a baja

frecuencia en seco

85 Kv 110 kV

125 Kv


frecuencia en húmedo

45 Kv 70 kV

80 kV

Tensión de descarga a

impulso critico positivo

140 Kv

175 kV

200 kV


impulso critico negativo

170 kV 225 kV

265 kV

Tensión de perforación a

baja frecuencia

115 kV 145 kV

165 k V

Tensión de ensayo a tierra

en baja frecuencia para

radio de influencia

15 kV 22 kV

30 kV

Tensión máxima de radio

influencia a 1000 Khz

8,000 µV 12,000 µV 16,000 µV

Tabla 27.: Características Técnicas Dieléctricas Aisladores Tipo Espiga.

85

Características Mecánicas y físicas

Clase 55-5 56-2 56-3

Distancia de fuga 30,5 cm 43,2 cm 53,3 cm

Distancia de salto

de arco en seco

15,9 cm 21,0 cm 24,1 cm

Altura mínima de

la espiga

15,2 cm 17,8 cm 20,3 cm

Peso 2,2 kg 6,0 kg 6,0 kg

Tabla 28.: Características Mecánicas y físicas de aisladores tipo espiga.

Características Técnicas Dieléctricas Aisladores Tipo Suspensión

Clase 52-1 56-3 52-4


frecuencia en seco

60 kV 80 kV 80 kV


frecuencia en húmedo

30 kV 50 kV 50 kV


impulso critico positivo

100 kV

125 kV

125 kV


impulso critico negativo

100 kV 130 kV 130 kV

Tensión de perforación a

baja frecuencia

80 kV 110 kV 110 k V

Tensión de ensayo a tierra

en baja frecuencia para

radio de influencia

7,5 kV 10 kV 10 kV


influencia a 1000 Khz

50 µV 50 µV 50 µV

Tabla 29.: Características Técnicas Dieléctricas Aisladores Tipo Suspensión

86


Clase 52-1 52-3 52-4


Resistencia

electromecánica

4,540 kg. 6,810 kg 6,810 kg

Resistencia al

impacto

0,52 kg 0,63 cm 0,63 cm

Tensión mecánica

de carga sostenida

2,700 kg 4,540 kg 4,540 kg

Peso 2,2 kg 6,0 kg 6,0 kg

Tabla 30.: Características Mecánicas y físicas de Aisladores Tipo Suspensión.

3.19 Aisladores poliméricos de suspensión

Todos los aisladores poliméricos serán livianos, inmunes a daños causados por

agua, rayos ultravioletas o radiación solar.

Los aisladores poliméricos deben estar compuestos por los siguientes

elementos:

Núcleo resistente dieléctrico de fibra de vidrio

Recubrimiento polimérico aislante del núcleo

Campanas aislantes

Acoples metálicos de los aisladores

Otros herrajes y grapas

87

Características Técnicas Dieléctricas Aisladores Poliméricos

Los aisladores poliméricos serán de la clase 52-9 de acuerdo con la norma

COVENIN 501 para lo que se refiere a herrajes y forma.

Numero de aletas o discos 4 5 6

Tensión de descargas a baja

frecuencia

100 kV

115 kV

130 kV


frecuencia en húmedo (posición

horizontal)

70 kV

85 kV

100 kV

Tensión de descarga a impulso

critico positivo

150 kV

175 kV

200 kV

Tensión de descarga impulso

critico negativo

180 kV

205 kV

230 kV

Tensión de ensayo a tierra en baja

frecuencia para radio influencia

15 kV

15 kV

20 kV


influencia a 1.000 KHz

5 µV

5 µV

5 µV

Tabla 31.: Características Técnicas Dieléctricas Aisladores Poliméricos.

88


Numero de aletas o

discos

4 5 6


Resistencia

electromecánica

6,810 kg 6,810 kg 6,810 kg

Resistencia al impacto 0,63 kg 0,63 kg 0,63 kg

Tensión mecánica de

prueba de carga

3,400 kg 3,400 kg 3,400 kg

Tensión mecánica de

carga sostenida

4,540 kg 4,540 kg 4,540 kg

Tabla 32.: Características Mecánicas y físicas de Aisladores Polimericos.

3.20 Transformadores de medida y protección

3.20.1 Transformadores de Potencial

Son aparatos en que la tensión secundaria, dentro de las condiciones normales

de operación, es prácticamente proporcional a la tensión primaria, aunque

ligeramente desfasada. Desarrollan dos funciones: Transformar la tensión a valores

manejables y aislar los instrumentos de protección y medición conectados a los

circuitos de alta tensión.

El primario del transformador se conecta en paralelo con el circuito por

controlar y el secundario se conecta en paralelo con las bobinas de tensión de los

diferentes aparatos de medición y de protección que se requiere energizar

89

3.20.2 Tipos de transformadores de potencial

Los transformadores de potencial pueden ser de medición, protección o mixtos.

Transformador de potencial capacitivo (TPC): Los transformadores de

Tensión Capacitivos separan del circuito de alta tensión los instrumentos de

medida, contadores, relés, protecciones. Reducen las tensiones a valores

manejables y proporcionales a las primarias originales, con la posibilidad de

transmitir señales de alta frecuencia a través de las líneas de alta tensión.

Transformador de Tensión Inductivo (TP): Los transformadores de

Tensión inductivos separan del circuito de alta tensión los instrumentos de

medida, contadores, relés, protecciones. Reducen las tensiones a valores

manejables y proporcionales a las primarias originales.

3.21 Especificación de transformadores de potencia en subestaciones eléctricas

según norma ANSI C57.13

Para especificar un transformador de potencial en una instalación eléctrica es

necesario saber si este se usara para medición o protección y que carga o (Burden)

llevara conectada:

3.21.1 Carga o Burden para Transformador de Medición

La carga conectada (VA) en los terminales del secundario es la suma de los

elementos de medición o protección conectados a el.

[ ]

En la tabla siguiente se muestra el consumo en VA de diferentes aparatos que

generalmente suelen estar conectados a los transformadores de potencial

90

Aparatos Consumo Aproximado en VA


Voltímetro: Indicador 3.5 - 15

Voltímetro: Registrador 15-25

Wattmetro: Indicador 6 – 10

Wattmetro: Registrador 5 - 12

Medidor de fase Indicador 7 - 20

Medidor de fase registrador 15 - 20

Whatorimetro 3 - 15

Frecuencímetro indicador 1 - 15

Frecuencímetro registrador 7 - 15

Relé de tensión 10 - 15

Relé direccional 25 – 40

Tabla 33.: Consumo en VA de diferentes aparatos Fuente: Raul Martin Diseño de

Subestaciones Eléctricas (2002).

En una subestación se acostumbra a especificar los transformadores de

potencial con la siguiente nomenclatura de acuerdo con las normas ANSI y IEC las

cuales son adoptadas por la empresa CADAFE.

3.22 Clasificación de los Transformadores de Tensión Según su Exactitud bajo la

Norma ANSI C57.13

Las cargas que se pueden conectar en el secundario de los transformadores de

tensión bajo una alimentación de 120Vac a una frecuencia de 60 Hz, se encuentran en

un rango de potencia que va desde los 12,5 VA hasta 400 VA. Por lo que en primera

instancia se debe calcular el burden o la potencia consumida por toda la carga

conectada al secundario, y normalizándola bajo la siguiente tabla

91

Cargas Nominales Características en base a 120V y 60 Hz

Designación VA Fp Resistencia Ω Inductancia H Impedancia Ω

W 12,5 0,10 115,2 3,0420 1152

X 25,0 0,70 403,2 1,0920 576

Y 75,0 0,85 163,2 0,2680 192

Z 200,0 0,85 61,2 0,1010 72

ZZ 400,0 0,85 30,6 0,0554 36

Tabla 34.: Valores normalizados de burden o carga para transformadores de potencia

según norma ANSI C57.13.

Los transformadores de tensión poseen un rango de error que proviene de su

fabricación asociado entre la relación del voltaje primario y el voltaje secundario

Dicho error se calcula por:

Donde:

Factor de correccion de la relacion

Voltaje Primario

Voltaje Secundario

El factor de correcion es la cantidad por la cual hay que multiplicar la relacion

nominal para obtener la relacion verdadera:

92

El error de un transformador es una variable que depende del diseño, de la

temperatura, de la magnitud y forma de la onda de voltaje, de la frecuencia y de la

carga conectada a sus terminales.

Clase de Precision

Error de relacion % para

los valores de la

intensidad expresadas en

% de la intensidad

nominal %

Error de fase para los

valores de la intensidad

expresadas en % d la

intensidad nominal

minimos

0,3 0,3 15

0,6 0,6 30

1,2 1,2 60

Tabla 35.: Clase de precision de transformadores de tension Fuente: Norma ANSI

C57.13.

Ejemplo Especificación TP: 13.8 kV/120 V , C 0.3 W (Norma ANSI). Esto

significa que mientras la carga sea de 12.5 VA 20% se garantiza un error

compuesto (en magnitud y angulo) de 0,3%

3.23 Especificaciones Técnicas de Transformadores de Potencial según Norma

20.3 CADAFE


Los transformadores de potencial deben ser diseñados y construidos para las

siguientes condiciones de servicio del sistema.

93


Tensión Máxima de

diseño

15.5 kV 38.0 kV


a tierra


a tierra


Tabla 23.1.: Condiciones de servicio para el uso de transformadores de potencial


Montaje

Los transformadores de potencial serán instalados a la intemperie, sobre

estructuras metálicas y deben ser diseñados y construidos para las condiciones

ambientales indicadas










Tabla 37.: Condiciones ambientales de diseño para transformadores de potencial


94

Características Técnicas Dieléctricas

Tensión del Sistema 13,8 kV 34,5 kV

Tensión nominal primaria 7,97 kV 13,8 kV 19,92 kV 34,5 kV

Numero de Aisladores 1 2 1 2

Factor de tensión nominal continua 1,2 1,2 1,2 1,2

Tensión nominal secundaria 100 V 100 V 100 V 100 V

Tensión de impulso 95 kV 95 kV 200 kV 200 kV

Tensión de ensayo a frecuencia de

servicio un minuto en seco

N/A

34 Kv

N/A

70 kV


servicio un minuto en seco entre

devanado secundario contra

primario y tierra

2 kV

2 kV

2 kV

2 kV


interferencia (RIF) 1.3Un

250 µV 250 µV 250 µV 250 µV

Tabla 38.: Características técnicas dieléctricas de transformadores de potencial según

Norma 20.3 CADAFE.

Transformadores de corriente

Transforman la corriente a valores manejables en su secundario y aíslan los

instrumentos de protección y medición conectados a los circuitos de alta tensión.

El primario del transformador se conecta en serie con el circuito por controlar y

el secundario se conecta en serie con las bobinas de corriente de los aparatos de

medición y de protección que requieran ser energizados.

3.24 Especificación de transformadores de corriente en subestaciones eléctricas

según norma ANSI C57.13

95

Para especificar un transformador de corriente en una instalación eléctrica es

necesario saber si este se usara para medición o protección y que carga o (Burden)

llevara conectada:

3.24.1 Carga o Burden para transformador de corriente

La carga conectada (VA) en los terminales del secundario es la suma de los

elementos de medición o protección conectados a el.

[ ]

En la tabla siguiente se muestra el consumo en VA de diferentes aparatos que

generalmente suelen estar conectados a los transformadores de potencial

Aparatos Consumo Aproximado en VA


Amperímetro 2 - 6

Wattmetro: Indicador 1,5 – 5

Wattmetro: Registrador 1,5 - 8

Medidor de fase Indicador 6 - 16

Medidor de fase registrador 6 - 20

Relé de distancia 0,5 – 1,5

Relé direccional 1.5 - 10

Relé de sobre corriente 3 - 10

Relé diferencial 3 - 12

Relé de mínima impedancia| 0,5 - 2

Tabla 39.: Consumo en VA de diferentes aparatos Fuente: Raúl Martin Diseño de

Subestaciones Eléctricas (2000).

96

En una subestación se acostumbra a especificar los transformadores de corriente

con la siguiente nomenclatura de acuerdo con las normas ANSI y IEC las cuales son

adoptadas por la empresa CADAFE.

3.25 Clasificación de los Transformadores de Corrientes para Medición Según

las Normas ANSI C57.13 e IEC185

El factor RCF es una medida del error en magnitud de la corriente secundaria,

según la norma ANSI C57.13

El error en el Angulo de la corriente secundaria se encuentra por:

Clase de

precisión

Límite de TCF

Error de relación %

para los valores de

intensidad expresados

en % de la intensidad

nominal %

Errores de fase para los

valores de la intensidad

expresados en % de la

intensidad nominal

minuto

0,3 0,997 a 1,003 0,3 0,6 15 60

0,6 0,994 a 1,006 0,6 1,2 30 60

1,2 0,988 a 1,012 1,2 2,4 60 120

Tabla 40.: Clase de precisión para transformadores de corriente según norma ANSI

C57.13

97

Burden o carga para transformadores de medición

Burden Resistencia Inductancia

mH

Impedancia

Ω

VA (5A)

Secundario

Fp

´B-0.1 0,09 0,116 0,1 2,5 0,9

B-0.2 0,18 0,232 0,2 5,0 0,9

B-0.5 0,45 0,580 0,5 12,5 0,9

B-0.9 0,81 1,040 0,9 22,5 0,9

B-1.8 1,62 1,080 1,8 45,0 0,9

Tabla 41.: Valores normalizados de burden o carga para transformadores de corriente

según Norma ANSI C57.3

Error de corriente según norma IEC 185

( )

Dónde:

E: Error de corriente

Numero de espiras en el secundario

Numero de espiras en el primario

Corriente que circula por el secundario

Corriente que circula por el primario

98

Clase de

precisión

Error de relación en % para los

valores de intensidades

expresados en % de la

intensidad nominal

Errores de fase para los valores

de la intensidad expresados en %

de la intensidad nominal

minutos

10 20 50 100 120 10 20 100 120

0,1 0,25 0,20 - 0,10 - 10 8 5 5

0,2 0,50 0,35 - 0,20 - 20 15 10 10

0,5 1,00 0,75 - 0,50 - 60 45 30 30

1,0 2,00 1,50 - 1,00 - 120 90 60 60

3,0 - - 3,00 - 3,00 - - - -

5,0 - - 3,00 5,00 - - - -

Gama Extendida

1 5 20 100 120 5 20 100 120

0,2s 0,75 0,35 0,20 0,20 0,20 30 15 10 10 10

0,5s 1,50 0,75 0,50 0,50 0,50 90 45 30 30 30

Tabla 42.: Clase de precisión de transformadores de corriente para instrumentos de

medición (Norma IEC 185), corriente de 5A en el secundario.

3.26 Clasificación de los Transformadores de Corrientes para Protección Según

Norma ANSI 57.13 IEC 185

La clase para protección es el voltaje secundario que el TC puede entregar

cuando por el secundario circula 20xIn, sin que error pase de 10% en la relación. A

ello se le denomina también “tensión nominal de TC” es decir, que el error de

relación no debe superar el 10% para cualquier corriente entre 1 y 20 veces la

nominal, y para cualquier carga inferior a la nominal.

99

La Clase de precisión normalizada para protección en trafos de corriente

circulando 5 A por su secundario son siguientes:

C-10

C-20

C-50

C-100

C-200

C-400

C-800

Los números anteriores se asocian a la tensión que maneja el trafo de corriente

en este caso 10V, 20V, 50V, 100V, 200V,400V,800V

Burden o carga para transformadores de protección

Burden Resistencia Inductancia Impedancia VA Fp

B-1 0,5 2,3 1,0 25 0,5

B-2 1,0 4,6 2,0 50 0,5

B-4 2,0 9,2 4,0 100 0,5

B-8 4,0 18,4 8,0 200 0,5

Tabla 43.: Valores normalizados de los burden de carga de corriente segun Norma

ANSI C57.13.

3.27 Especificaciones Técnicas de Transformadores de Corriente según Norma

20.1 CADAFE


Los transformadores de corriente deben ser diseñados y construidos para las

siguientes condiciones de servicio del sistema.

100


Tensión Máxima de

diseño

15.5 kV 38.0 kV


a tierra


a tierra


Tabla 44.: Condiciones de servicio para transformadores de corriente según Norma

20.1 CADAFE.

Montaje

Los transformadores de corriente serán instalados a la intemperie, sobre

estructuras metálicas y deben ser diseñados y construidos para las condiciones

ambientales indicadas










Tabla 45.: Condiciones ambientales indicadas para transformadores de corriente


101

Características Técnicas Dieléctricas

Tensión nominal 13,8 kV 34.5 kV

Tensión máxima de diseño 15,5 kV 38,0 kV

Tensión básica al impulso 95 kV 200 kV

Tensión de ensayo a frecuencia de servicio un

minuto en seco entre el devanado primario contra

secundario y tierra

35 kV

70 kV

Tensión de ensayo a frecuencia de servicio un

minuto en seco, entre el devanado secundario contra

primario y tierra

3 kV

3 kV

Tensión máxima de radio interferencia (RIF) a 1,3Un 250 µV 250 µV

Tabla 46.: Características técnicas Dieléctricas de transformadores de corriente


Características Técnicas de Capacidad

Corriente nominal primaria <100 A <600 A 600 A

Corriente térmica nominal rms (1seg) Iter 200xIn 100xIn 75xIn

Corriente dinámica nominal pico Idin 250x 250x 250x

Tabla 47.: Características técnicas de capacidad para transformadores de corriente


Corrientes nominales primarias

Para 13,8 kV 20 – 50 – 75 – 100 – 150 – 200 – 300 – 400 – 500 – 600 A

Para 34,5 kV 50– 100 – 150 – 200 A

Tabla 48.: Corrientes nominales primarias en transformadores de corriente según

Norma 20.1 CADAFE.

102

Corriente nominal secundaria

Para 13,8 kV 5 A

Para 34,5 kV 5 A

Tabla 49.: Corriente nominal secundaria para transformadores de corriente bajo

Norma 20.1 CADAFE.

Transformadores de Corriente Normalizados

El número de devanados, su potencia de precisión y su clase, tanto para

protección como para medición, serán definidos por CADAFE de acuerdo con las

normas COVENIN 2141-97 y COVENIN 2142-97.

En todo caso los valores utilizados por CADAFE son:

Utilización Numero de

Devanados

Clase de

Precisión

Potencia de

Precisión Dev.

Protección Medición VA

Medición 2 0.5 15

Medición y

protección

1

1

5P20 0,5 15

Protección 2 5P20 15

Tabla 50.: Transformadores de corriente normalizados bajo Norma 20.1 CADAFE

3.28 Transformadores de Potencia

El transformador de potencia es una maquina eléctrica fija cuya función

principal es elevar y reducir los niveles de tensión en un sistema eléctrico,

mantenimiento la frecuencia y potencia constantes.

103

Este elemento se puede considerar formado por tres partes:

1. Parte Activa

2. Parte Pasiva

3. Accesorios

Parte Activa: Se constituye por el conjunto de elementos separados del tanque

principal que agrupa los siguientes elementos

Núcleo: Constituye un circuito magnético, fabricado en láminas de acero al

silicio, con un espesor de 0.28 mm, aisladas entre sí con un material aislante.

Bobinas o Devanados: Constituyen el circuito eléctrico. Están fabricados con

alambre o barras de cobre o de aluminio. Los conductores están cubiertos por

material aislante, que puede tener diferentes características, según su nivel de

tensión de servicio del trafo, así como la temperatura y el medio en que van a

estar sumergidos los devanados.

Cambiador de derivaciones: Es un mecanismo que permite regular la

tensión de un transformador. Puede operar en forma automática en trafos de

gran capacidad o manual, se instala en el lado de alta o de baja tensión

dependiendo de la potencia y la tensión del transformador.

Parte pasiva: Consiste en el tanque donde se aloja la parte activa; es utilizada

en los transformadores que llevan la parte activa sumergida en aceite.

Accesorios: Son un conjunto de partes y dispositivos que ayudan en la

operación y facilitan las labores de mantenimiento del transformador entre ellos

destacan:

104

Tanque Conservador: Es un tanque extra, ubicado sobre el tanque principal

del transformador, su función es contener el aceite que se expande debido a

las elevaciones de temperatura, provocadas por los aumentos de carga. Este se

mantiene lleno de aceite mineral aproximadamente hasta la mitad. En caso de

elevación de temperatura, el nivel de aceite se eleva comprimiendo el gas

contenido en la mitad superior si el tanque es sellado, pero si el tanque tiene

respiración el gas es expulsado hacia la atmosfera.

La tubería entre los dos tanques debe permitir un flujo adecuado de aceite en

ella se instala el rele buchholz (relevador de gas) que sirve para detectar fallas

internas en el transformador.

Bushings: Son los aisladores terminales de los devanados de alta y baja

tensión que se utilizan para atravesar la tapa o tanque del transformador los

cuales sirven para la conexión de bobinas de alta y baja con el exterior.

Valvulas: Es un conjunto de dispositivos que se utilizan para el llenado,

vaciado, mantenimiento y muestreo del aceite del transformador

Conectores de tierra: Son piezas de cobre soldadas al tanque, para conectar

el transformador a la malla de tierra

Placa de características: Es la placa que contiene toda la información técnica

del transformador en ella se especifica potencia, tensión, frecuencia, numero

de fases, impedancia en porcentaje, diagrama vectorial y de conexiones,

elevación de temperatura, altura de operación, tipo de enfriamiento porcentaje

de la variación de la tensión en los diferentes pasos del cambiador de

derivaciones (TAP).

105

Boquillas: son los aisladores terminales de las bobinas de altas y baja

tensión que se utiliza para atravesar el tanque o la tapa del transformador.

Tablero: es un gabinete dentro del cual se encuentran los controles y

protecciones de los motores de las bombas de aceite, de los ventiladores, de

la calefacción del tablero, del cambiador de derivaciones bajo carga, etc.

Válvulas: es un conjunto de dispositivos que se utilizan para el llenado,

vaciado, mantenimiento y muestreo del aceite del transformador.

Conectores de tierra: son unas piezas de cobre soldadas al tanque, donde se

conecta el transformador a la red de tierra.

Placa característica: esta placa se instala en un lugar visible del

transformador y en ella se graban los datos más importante como son

potencia, tensión, por ciento de impedancia, número de serie, diagramas

vectorial y de conexiones, numero de fases, frecuencia, elevación de

temperatura, altura de operación sobre el nivel del mar, tipo de

enfriamiento, por ciento de variación de tensión en los diferentes pasos

del cambiador de derivaciones, peso y año de fabricación.

3.28.1Características generales

Para definir el tipo de refrigeración de un transformador de potencia se utiliza el

código estándar internacional de cuatro letras. La notación es la siguiente:

1. Primera letra: fluido refrigerante interno.

O: aceite mineral o sintético con punto de combustión menor que 300 ºC.

K: fluido con punto de combustión mayor que 300 ºC.

L: fluido con punto de combustión no determinado.

106

2. Segunda letra: mecanismo de circulación del fluido interno.

N: convención natural

F: convención forzada

3. Tercera letra: Fluido refrigerante externo

A: aire.

W: agua

4. Cuarta letra: mecanismo de circulación del fluido externo.

N: convención natural

F: convención forzada

Los sistemas de enfriamiento normalizados se muestran en la siguiente tabla:

Denominación Función

ONAN (Oil Natural Circulation Air

Natural Circulation)

Refrigeración mediante circulación natural

del aceite y del aire en los radiadores.

ONAF (Oil Natural Circulation Air

Forced Circulation)

Refrigeración mediante circulación natural

del aceite y circulación forzada de aire a

través de los radiadores

OFAF (Oil Forced Circulation Air Forced

Circulation)

Refrigeración mediante circulación forzada

del aceite (bombas de aceite hacia los

radiadores) y circulación forzada de aire a

través de los radiadores.

ODAF (Oil Forced Circulation Directed

Air Forced)

Circulación Forzada y dirigida del aceite y

circulación forzada a través e los

radiadores

Tabla 51.: Sistemas de refrigeración típicos de transformadores de potencia Fuente:

Norma CADAFE 23.1

107

3.28.2 Potencia Nominal

La potencia nominal del transformador definirá las etapas de refrigeración que

el diseñador pretenda especificar, los valores recomendados por normas para

transformadores se indican en la tablas 28 y 28.1.

KVA NOMINALES

ONAN ONAF (1 ETAPA) ONAF (2 ETAPA)

12,000 16,000 20,000

15,000 20,000 25,000

20,000 26,667 33,333

25,000 33,333 41,667

30,000 40,000 50,000

37,000 50,000 62,500

50,000 66,667 83,333

60,000 80,000 100,000

Tabla 52.: Potencia nominal en diferentes etapas de refrigeración Fuente: Diseño de

subestaciones eléctricas Harper Enríquez (2002)

KVA NOMINALES

ONAN ONAF

3,750 4,687

5,000 6,250

7,500 9,375

10,000 12,500

Tabla 53.: Potencia nominal en diferentes etapas de refrigeración para

transformadores de 3,750 KVA a 12,500 KVA Fuente: Diseño de subestaciones

eléctricas Harper Enríquez (2002)

108

3.29 Especificaciones técnicas de Transformadores de Potencia según Norma

23.1 CADAFE

Montaje

Los transformadores de potencia serán instalados a la intemperie, y deben ser

diseñados y construidos para las condiciones ambientales indicadas










Tabla 54.: Condiciones ambientales indicadas para transformadores de potencia


Condiciones específicas

Nivel de aislamiento de los arrollados de 34.5 y 13.8 Kv

Según norma CADAFE 137-05 Punto 5.2, Capitulo 4, con las siguientes

modificaciones:

ARROLLADO PRIMARIO

109

Tensión Nominal 34,5 kV

Frecuencia Nominal 60 Hz

Tensión de Aislamiento máximo de

servicio

36kV

Nivel de aislamiento a las ondas de

choque (completas) a tierra

170 kVp

Nivel de aislamiento a las ondas de

choque (cortadas) a tierra

195 kVP

Nivel de aislamiento a frecuencia

industrial

70 kV

Distancia de fuga mínima 900 mm

Tabla 55: Nivel de aislamiento de arrollado primario de 34.5 y 13.8 Kv en trafos de

10 MVA Fuente: Norma CADAFE 137-05

ARROLLADO SECUNDARIO



Tensión de Aislamiento máximo 17,5 kV

Nivel de aislamiento a las ondas

de choque (completas) a tierra

95 kVp

Nivel de aislamiento a las ondas

de choque (cortadas) a tierra

110 kVP

Nivel de aislamiento a

frecuencia industrial,

38 kV

Sistema de puesta a tierra Sólidamente Puesto a tierra

Distancia de fuga mínima 437,5 mm

Tabla 56.: Nivel de aislamiento de arrollado secundario de 34.5 y 13.8 Kv en trafos

de 10 MVA Fuente: Norma CADAFE 137-05

MVA Corriente A.T Corriente B.T

110

34.5 kV 13,8 kV

5 83,77 207,43

8 134,04 335,09

10 167,55 418,87

12 201,06 502,64

15 251,32 628,3

16 268,07 670,19

20 335,09 837,73

25 418,87 1074,16

30 502,64 1256,6

36 603,17 1507,92

Tabla 57.: Niveles de amperaje en trafos de potencia de 34,5/13,8 kV Fuente: Norma

CADAFE 137-05

Características Técnicas

Conexión de los arrollados

(Dyn5) Según tabla No. 6 de la Norma CADAFE 138-88

Numero de Aisladores pasatapas

Arrollado de Alta Tensión: Tres terminales de Línea

Arrollado de Baja Tensión: Tres (3) terminales de línea y un (1) terminal de

neutro.

111

Tensión de Cortocircuito:

Toma Principal 6 %

Toma a tensión máxima 6.6 %

Toma a tensión mínima 5.4 %

Tabla 58.: Tensión de Cortocircuito en tomas de transformadores de 10MVA Fuente:

Norma CADAFE 137-05

Campo de Regulación de Tensión

La regulación de la tensión será en vacio para los terminales de AT.

Campo de Regulación 34.5 kV +5 %, -15%

Numero de pasos 9

Porcentaje de los pasos de regulación 2.5 %

Tabla 59.: Campo de regulación de tensión en transformadores de 10MVA Fuente:

Norma CADAFE 137-05

3.30 Relevadores (Relés)

Los relevadores son dispositivos que se utilizan para detectar fallas en las líneas

o en equipos, e iniciar la operación de los dispositivos de interrupción para aislar la

falla.

Los relevadores para protección según su construcción podrán ser:

a) Relevadores de Estado Solido

b) Relevadores Microprocesados.

112

3.30.1 Tiempo de operación de los relevadores

Desde el punto de vista de rapidez de operación, los relevadores se pueden

agrupar en los siguientes tipos:

Tipo instantáneo: Se considera dentro de este tipo a los relevadores que

operan en tiempos menores de 0.1 segundo.

Tipo de alta velocidad: Son los que operan en menos de 0.05 segundo.

Tipo con retardo en el tiempo: Son los que tienen mecanismo de tiempo de

ajuste variable. Dentro de este tipo están los de inducción, que mediante un

imán permanente producen un freno en el giro del rotor. Respecto a la curva

corriente tiempo estos relevadores se dividen según la figura 15 en;

Tiempo inverso.

Tiempo muy inverso.

Tiempo extremadamente inverso.

3.31 Usos de relevadores de sobre corriente en subestaciones eléctricas según su

característica inversiva

Tiempo inverso: Se usan en sistemas con amplias variaciones en las corrientes

de cortocircuito, en sistemas donde hay variación en el número de fuente de

alimentación. La curva tiempo corriente es relativamente lineal, lo que se traduce en

una operación relativamente rápida, ya sea con una o varias fuente de alimentación

simultaneas. Se utiliza donde el valor de la corriente de cortocircuito depende

principalmente d la capacidad de generación del sistema.

113

Tiempo muy inverso: tienen una curva con pendiente muy pronunciada, lo

cual los hace lentos para corrientes bajas y rápidos para corrientes altas. Se utilizan

donde el valor de la corriente de cortocircuito depende de la posición relativa al lugar

de la falla y no de la cercanía al sistema de generación.

Tiempo extremadamente inverso: tienen una curva con pendiente aún más

pronunciada que los anteriores. Se utilizan en circuito de distribución primaria, que

permiten altas corrientes iníciales producidas por los recierres, y no obstante ellos,

suministran una operación rápida cuando se necesita la operación de cortocircuito.

La figura 3.9.1.5 muestra estas características inversivas en relevadores

Figura 3.9.2.: Características inversivas en relevadores de sobre corriente Fuente:

Samuel Ramírez Castaño, Protección de sistemas eléctrico.

3.32 Identificación de relevadores para protección según normativa ANSI

Los números ANSI de relevadores utilizados para la protección de

Subestaciones con la respectiva función que cada número representa, se muestran en

la tabla 29.

114

Numero

ANSI

Descripción del

relevador

Función

21 Distancia-Impedancia de

0,2 -4,350 Ω

Protección de respaldo en buses remotos

de subestaciones adyacentes

21-G Distancia-Falla a tierra

monofásica

Protección de respaldo para fallas de fase

a tierra.

50 Sobre corriente,

instantáneo

Detecta sobre corriente de fase

50N Sobre corriente,

instantáneo

Detecta sobre corriente de tierra

51

Sobre corriente,

instantáneo y tiempo

inverso temporizado 4-16

A

Protección de respaldo de banco

51-T Sobre corriente

instantáneo y temporizado

0.5 – 2 A tiempo inverso

Falla a tierra en bancos

62 Relevador de tiempo

ajustable de 0.1 a 3 seg

Retardar el disparo de un relevador de

distancia, para suministrar la 2da zona

63 Buchholz Detector de gas en transformadores de

potencia

67

Sobre corriente

direccional instantáneo y

temporizado 4-16 A.

Tiempo inverso

Protección de respaldo en líneas para

fallas entre fases

67-N

Sobre corriente

direccional instantáneo y

temporizado 0.5-2 A

Protección de respaldo en líneas, para

fallas de fase a tierra

115

87-T

Diferencia para banco de

transformadores, con tres

bobinas

Protección primaria para bancos de

transformadores

87-B Diferencial de buses

Protección diferencial de buses de alta

velocidad

87-C Comparación de fase, con

canal de corriente

portadora

Protección primaria para líneas de

transmisión

87-N

Diferencial de hilopiloto

Protección primaria para líneas de

transmisión cortas ( menos de 20 km)

Tabla 60.: Identificación de relevadores para protección según normativa ANSI

Las letras sufijas comúnmente aplicadas a cada número ANSI de relevadores se

muestran en la tabla 29.1, estos sufijos denotan el elemento que es protegido o la

aplicación

Letra Sufija Aplicación del relevador

A Solo alarma

B Protección de Bus

G Protección de falla a tierra

F Protección de fase o línea

N

Protección de falla a tierra (Bobina de

relé conectada al circuito residual del

TC)

T Protección del transformador

Tabla 61.: Sufijos aplicados a relevadores en subestaciones eléctrica según norma

ANSIC37.2.

116

3.33 Aplicación de relevadores en subestaciones

3.33 1 Protección del transformador de potencia

El transformador deberá disponer de protecciones primarias y de respaldo con

el fin de proporcionar un alto grado de seguridad.

Protección primaria: Para la protección primaria del transformador se hará uso de

los siguientes relevadores:

Protección Diferencial (87T): Se utilizará protección diferencial para cada

una de las fases, considerando el tipo de pendiente (15-25-30-40-50%) y con

restricción armónica.

Protección Buchholz (63): Todos los transformadores que tengan tanque

conservador de nivel de aceite deben traer la protección de Buchholz.

Protección contra sobre Temperatura (49T): Este es un relevador de

imagen térmica que también se utiliza para iniciar la operación de los

ventiladores y/o de las bombas de aceite para aumentar la capacidad de

enfriamiento del transformador.

Protección contra bajo y alto voltaje (27 y 59 respectivamente): Funciona

cuando la tensión desciende o asciende de un valor predeterminado.

Protección temporizada de sobre corriente (51): Funciona cuando la

corriente de un circuito excede de un valor predeterminado.

Protección Secundaria o de respaldo: En caso que las protecciones primarias no

respondan ante alguna falla se deberá de proveer de protecciones de soporte.

117

La protección de respaldo contra fallas del transformador generalmente se

usarán relevadores de sobre corriente de fase instantáneo y temporizado (50/51).

En conexiones de estrella sólidamente aterrado para la protección de fallas a

tierra se utilizara un relevador de sobre corriente (51G).

Para la detección de fallas a tierra en Subestaciones de Transformación y

Referencia se utilizará un relevador de sobrecorriente 51N.

3.33.2 Protección de buses y Líneas de distribución

En las Subestaciones entran y salen líneas de alimentación, por lo que la

protección de estas debe considerarse como parte del esquema de protecciones en una

Subestación.

Protección de líneas: La protección primaria de las líneas se hará por medio de los

siguientes relevadores:

Relevadores de sobrecorriente de fase instantáneo y temporizado (50/51)

Relevadores de sobrecorriente de tierra con elemento instantáneo y

temporizado (50N/51N).

Relevador de recierre (79)

Protección de buses: La protección de buses es de especial importancia ya que de

ellos surgen las derivaciones de circuitos de salida, su protección debe considerarse

especialmente cuando se dispone de varias salidas. La protección debe realizarse con

forme a lo siguiente:

118

Protección diferencial de Bus (87B), cuando se disponga de más de tres

salidas alimentadas por el mismo bus.

Protección de sincronización (25), cuando se disponga de varias fuentes de

alimentación.

Direccional de corriente (67), cuando se disponga de varias fuentes de

alimentación.

3.34 Reconectadores

Son equipos de carácter automático para la apertura y recierre de un circuito

cuando. En este se produce una falla temporal en el mismo. Son diseñados para

soportar corrientes de cortocircuito, además poseen un sistema de control capaz de

medir la corriente de línea del circuito a el cual están protegiendo; en caso de falla

abren o cierran el circuito en una secuencia predeterminada la cual se muestra a

continuación.

3.34.1 Funcionamiento de un reconectador

Los reconectadores pueden ser programados para realizar un máximo de (4)

aperturas de un interruptor y tres (3) cierres o reconexiones. Si ocurre una falla aguas

abajo de la subestación, según la secuencia de operación este opera por primera vez y

permanece abierto durante un cierto tiempo (15 seg), luego reconecta la línea que

presento la falla bajo las siguientes condiciones:

1. Si la falla ha desaparecido, el reconectador restablece el servicio (energiza).

2. Si la falla no desaparece el reconectador opera por segunda vez (apertura) y

después de 10 seg cierra sus contactos (cierre).

3. Luego del segundo tiempo de reconexión, si la falla persiste abre por tercera

vez y transcurrido el tiempo de apertura, se realiza la última reconexion. Si

119

cumple la condición (1) se restablece el servicio si no se des energiza el

circuito completamente hasta que los operarios detecten la falla.

La siguiente figura muestra la operación esquemática de un reconectador

Figura 3.9.3.: Diagrama del ciclo de trabajo de un reconectador Fuente: Estudio de

coordinación de protecciones eléctricas (Carrera, Andres)

3.34.2 Características generales

Los reconectadores a utilizar para la protección de una Subestación deben ser

de apertura trifásica - bloqueo trifásico.

El medio de interrupción deberá ser en gas Hexafluoruro de azufre (SF6) y/o

vacío.

Los reconectadores deben estar provistos de un juego de transformadores y/o

sensores de corriente tipo bushing, La estructura de montaje debe ser tipo

Subestación.

3.34.3 Características técnicas y eléctricas

Para la especificación de reconectadores se deben tomar en cuenta los

siguientes parámetros.

120

Voltaje nominal

Voltaje Máximo Nominal

Corriente nominal

Capacidad nominal de interrupción simétrica

Curvas tiempo – corriente

Secuencia de operación

Las características eléctricas nominales de reconectadores se muestran en la

tabla siguiente:

Voltaje

Máximo

kV

Corriente

Nominal

Continua

Amp Rms

Corriente de

interrupción

simétrica kA

RMS

Voltaje soportado a

frecuencia industrial

Kv RMS

BIL

1.2/50μS

kV RMS

Seco 1

min

Humedo 10

s

110

15.5 200 2.0 50 45

15.5 400 6.0 50 45 110

15.5 560 12.0 50 45 110

15.5 800 12.0 50 45 110

15.5 560 16.0 50 45 110

15,5 800 16.0 50 45 110

15,5 1,120 16.0 50 45 110

27,0 560 10.0 60 50 125

38,0 560 16.0 70 60 150

Tabla 62.: Características técnicas y eléctricas Reconectadores Fuente: ANSI/IEEE

C37.60 Tabla 4 (1981).

121

3.34.4 Mecanismos de operación

El mecanismo de operación deberá ser mediante un motor eléctrico, para la

apertura y cierre de los contactos.

El reconectador podrá ser operado eléctricamente en forma remota, debido a su

flexibilidad en cuanto al manejo de la característica corriente tiempo y las secuencias

de operación.

Si el reconectador se encuentra en la posición abierto, enclavado la operación

de cierre debe ser manual desde el panel de control.

3.34.5 Ubicación

Se ubicará un reconectador entre el secundario del transformador y el bus de

MT, el cual será utilizado para la protección de dicho bus considerando que el nivel

de cortocircuito no exceda los límites establecidos por el reconectador

Se ubicará un reconectador como el dispositivo de protección principal por cada

circuito de salida de la Subestación tomando en cuenta el nivel de cortocircuito

disponible en cada salida.

En Subestaciones de Conmutación se ubicará un reconectador en cada circuito

de alimentación así como también en los circuitos de salida tomando en cuenta el

nivel de cortocircuito disponible en la Subestación.

122

3.35 Reconectadores utilizados por CADAFE

Las características eléctricas nominales de los reconectadores usados

actualmente por CORPOELEC se muestras en las tablas siguientes los cuales

cumplen con las normas ANSI/IEEE C37.60-2003.

Reconectador NOJA Power OSM Parámetros Básicos de operación

Modelo OSM15-079 OSM15-200 OSM27-203

Tensión máxima 15.5kV 15.5kV 27kV

Capacidad de Falla

(RMS)

630A 630A 630A

Capacidad máxima

de Falla (peak)

16kA 16kA 12.5kA

Capacidad de

ruptura

40kA 40kA 31.5kA

Capacidad de

interrupción de

componentes de

corriente

continua

20%

20%

20%

Operaciones

mecánicas

30000 30000 30000

Operaciones a

plena carga

30000 30000 30000

Operaciones a

capacidad de Falla.

200 200 200

Corriente de falla

de corta duración

(4 seg)

16kA

16kA

12.5kA

Capacidad de

123

ruptura activa

principal

630A 630A 630A

Corriente de

magnetización de

Transformador

22A

22A

22A

Corriente de Carga

del Cable

25A 25A 25A

Corriente de carga

de la línea

5A 5A 5A

Capacidad de

impulso fase a

tierra, fase-fase, y

A través del

interruptor

110kV

110kV

125kV

Oscilación de

potencia fase a

tierra y a través del

interruptor

50kV

50kV

60kV

Tiempo de cierre <60ms <60ms <60ms

Tiempo de apertura <30ms <30ms <30ms

Tiempo de ruptura

/ interrupción

(incluyendo tiempo

de arco)

<40ms

<40ms

<40ms

Tiempo de

Operación después

pérdida del

suministro AC, hrs

48

48

48

Tabla 63.: Parámetros básicos de operación Reconectador NOJA Power Fuente:

Manual de Usuario NOJA (2013).

124

Reconectador COOPER NOVA Parámetros Básicos de operación

Capacidades de Voltaje

Descripción 15 kV 27 kV 38 kV

Voltaje Máximo 15,5 kV 29,2 kV 38 kV

Nivel Básico de Impulso

Nominal (BIL)

110

150

170

Frecuencia de Voltaje no

Disruptivo en seco

50 60 70

Frecuencia de Voltaje no

Disruptivo en húmedo

45 50 60

Tabla 64.: Capacidades de voltaje de Reconectadores COOPER NOVA Fuente:

Manual de usuario COOPER (2013)

Capacidades de corriente (amperios)

Descripción 15 kV 27 kV 38 kV

Corriente continua

nominal

630 A 630 A 630 A

Corriente de cortocircuito

simétrica

12,5 kA

12,5 kA

12,5 kA

Corriente de cierre de

cresta asimétrica

31 kA 31 kA 31 kA

Corriente de carga de

cable

10 25 40

Tabla 65.: Capacidades de corriente de Reconectadores COOPER NOVA Fuente:

Manual de usuario COOPER [2013].

125

Reconectador GVR Parámetros Básicos de operación

Voltaje Nominal 15 kV 27 kV 38 kV

Voltaje Nominal de

Ensayo

110 kV 125/150 kV 150

Frecuencia Nominal 60 Hz 60 Hz 60 Hz

Corriente Nominal 560/630 A 560/630 A 560/630 A

Corriente de

Interrupción Simétrica

12,5 kA

12,5 kA

10 kA

Corriente Simétrica de

Cortocircuito

12,5 kA

12,5 kA

10 kA

Corriente Asimétrica

de Cortocircuito

32 kAp

32 kAp

21 kAp

Peso del Reconectador

(Aprox)

145 Kg 145/155 Kg 145/155 Kg

Peso del gabinete de

Control y Baterias

95 Kg 95 Kg 95 Kg

Relacion del TC de

protección

400/1 A 400/1 A 400/1 A

Presion de llenado del

gas SF6 (manométrica)

0,3 Bar

0,3/0.5 Bar

0,5 Bar

Presion Nominal del

gas SF6 (manométrica)

0 0/0.3 0.3 Bar

Voltaje de operación

del Gabinete de Control

24Vcd 24Vcd 24Vcd

Rango te Temperatura

de operación

-40 +50 -40 +50 -40 +50

Tabla 66: Capacidades de corriente de Reconectadores GVR Fuente: Manual de

usuario GVR (2013).

126

3.36 Fusibles

El fusible es un dispositivo de protección destinado a interrumpir el circuito

eléctrico al ser afectado por una sobre corriente que puede poner en peligro los

equipos e instalaciones del sistema.

3.36.1 Tipos de fusibles en subestaciones eléctricas

Según norma ANSI C37.42 los tipos de fusibles utilizados en instalaciones de

media tensión son los siguientes:

Fusible tipo K: Conducen hasta 150% de su In sin daños (relación de

velocidades 6 a 8).

Fusibles Tipo T: Más lentos que los K (relación de velocidad 10 a 13).

Fusible Tipo H: conducen hasta el 100% de su In sin daño; tienen

característica de fusión muy rápida (relación de velocidad 7 a 11).

Fusible Tipo N: conducen hasta el 100% de su In sin daños. Son más rápidos

aún que los H.

Fusible Tipo X: provistos de un elemento dual; son permisivos a las

fluctuaciones de la corriente (relación de velocidad 32).

Fusibles Tipo MS o KS: respuesta ultra lenta y mayor permisividad de

corriente que los T; bueno como protección de línea (relación de velocidad

20).

127

Fusible tipo Std: intermedia entre los K y T; son permisivos a las

fluctuaciones de corriente (relación de velocidad 7 a 11).

Fusible Tipo Sft: provisto de elemento dual; no actúan ante fallas temporarias

en transformadores.

Fusibles Tipo MN241: Conducen hasta el 130% de su In sin daños; poseen

un resorte extractor necesario en los cortacorrientes con fusibles.

Fusibles tipo DUAL: son fusibles extra lentos, cuya relación de velocidad es

de 13 y 20 para 0.4 y 21 amperios, respectivamente.

Generalmente el tipo de fusible normalizado para ser utilizados en

cortacorrientes con fusible son los tipo “K” por lo que se especifican sus parámetros

de operación según norma 2.1 CADAFE

3.37 Especificaciones técnicas de fusibles tipo K según Norma 2.1 CADAFE

Condiciones ambientales de diseño

Los fusibles a utilizar en las Subestaciones de Media Tensión deberán cumplir

las características ambientales según lo establecido en la normativa 2.1, emitido por

CORPOELEC.


Los fusibles tipo K deben ser diseñados y construidos para funcionar

correctamente en forma indistinta para las siguientes condiciones de servicio del

sistema.

128


Tensión Máxima de diseño 15.5 kV 38.0 kV


Tabla 67.: Condiciones de servicio para el uso de aisladores de fusibles según norma

2.1 CADAFE.

Montaje

Los fusibles tipo K será instalados dentro de los vástagos de los cortacorrientes

y construidos para las condiciones ambientales indicadas. Deben poder ser instalados

fácilmente en los cortacorrientes definidos en la norma.

Características Técnicas Fusibles tipo K.

Estas especificaciones estarán aplicadas a fusibles arriba de 600 voltios, en

fusibles de potencia Tipo K y de sistemas de media tensión.

Para la selección del fusible deberá tenerse presente las siguientes

características eléctricas:

Voltaje nominal.

Capacidad de interrupción.

Capacidad de sobre Carga.

Se deberá tomar en cuenta la Coordinación de protección con dispositivos

aguas arriba (relés, recerradores, interruptores o fusibles) y aguas abajo (fusibles),

para la especificación de un fusible.

Los fusibles de potencia podrán utilizarse para la protección de transformadores

de capacidad menores o iguales a 10 MVA, bancos de capacitores, y transformadores

de servicio los cuales se indican en la siguiente tabla:

129

Corriente

Nominal

(Amp)

Corriente de fusión (amperios)

300 s o 600 s

Corriente de fusión

(Amp)

10 s.


(Amp)

0.1 s.


(Amp)

Min Max Min Max Min Max

2 4.0 4.8 4.7 10.0 30.0 58.0

3 6.0 7.2 7.6 10.0 48.0 58.0

5 9.5 11.2 11.5 17.3 58.0 69.4

6 12.0 14.4 13.5 20.5 72.0 86.0

8 15.0 18.0 18.0 27.5 97.0 115.0

10 19.5 23.4 22.5 34.0 128.0 154.0

12 25.0 30.0 29.5 44.0 166.0 199.0

15 31.0 37.2 37.0 55.0 215.0 258.0

20 39.0 47.0 48.0 71.0 237.0 328.0

40 80.0 96.0 98.0 148.0 565.0 680.0

80 168.0 192.0 205.0 307.0 1180.0 1420.0

Tabla 68.: Corriente de fusión para fusibles tipo K Fuente norma 2.1 CADAFE.

3.38 Seccionadores

Los seccionadores o cuchillas son aparatos mecánicos para seccionalizar,

desconectar líneas y diversos equipos que componen una subestación con la finalidad

de realizar maniobras de operación o de mantenimiento.

130

Un seccionador está compuesto por:

Columna de Aislamiento: Aísla de tierra los puntos energizados del

seccionador.

Cuchilla: Parte Móvil del contacto que embraga con otra móvil o fija

Base: Es el soporte metálico donde se fija el seccionador.

Terminales: Son las piezas a las cuales se fijan los conductores de entrada y

salida del seccionador, por medio de conectores.

3.38.1 Tipos de Seccionadores en Media Tensión

Seccionadores Monopolares: Se utilizan en media y alta tensión para el

seccionamiento o apertura de circuitos, se caracterizan por poseer dos (2)

columnas de aislamiento.

Seccionadores Tripolares: Su función es igual a la anterior, se caracterizan

por poseer tres (3) columnas de aislamiento.

Según su función se clasifican en:

Seccionador de Barra: Se utiliza en subestaciones que posean una

configuración de embarrado que permita seccionar las barras, un uso común

es en la configuración barra simple seccionada para instalaciones de 34.5 kV

Seccionador de Línea: Se utilizan seccionadores de línea para garantizar la

apertura de tendidos, cuando se realizan actividades de mantenimiento de los

interruptores y reconectadores.

Seccionador de puesta a tierra: Se utiliza un seccionador de puesta a tierra,

para conectar a tierra parte de un circuito, con la finalidad de garantizar la

seguridad del personal de mantenimiento de la subestación.

131

3.38.2 Características Eléctricas Generales

Para especificar un seccionador se deben tomar en cuenta las siguientes

características eléctricas:

Voltaje Nominal.

Voltaje Máximo Nominal.

Nivel Básico de Aislamiento al Impulso.

Corriente Nominal.

Capacidad Interruptora

3.39 Especificaciones técnicas de seccionadores según Normas 5.1-5.2 CADAFE

3.39.1 Seccionadores Monopolares


Los Seccionadores monopolares deben ser diseñados y construidos para las



Tensión Máxima de

servicio

15.5 kV 38.0 kV

Conexión Estrella con neutro puesto a

tierra

Estrella con neutro puesto a

tierra


Tabla 69.: especificaciones del sistema para seccionadores monopolares Fuente:

Norma 5.1 CADAFE

132

Montaje

Los seccionadores serán instalados a la intemperie, en disposición vertical u

horizontal invertida sobre postes o estructuras de líneas aéreas, y deben ser diseñados

y construidos para las condiciones ambientales indicada. La operación de apertura y

cierre será por mando local manual mediante pértiga universal.

Ambiente



Temperatura ambiente minima 5








Tabla 70.: Condiciones ambientales de diseño seccionadores monopolares Fuente:

Norma 5.1 CADAFE

133

Caracteristicas Tecnicas Dielectricas

Seccionadores Monopolares Para 13.8 kV Para 34.5 kV

Tensión máxima de diseño 17,5 kV 38 kV

Tensión de impulso a tierra cerrado 110 kV 200 kV

Tensión de impulso entre contactos abiertos

del seccionador

121 kV 220 kV

Tensión de ensayo a frecuencia de servicio

un minuto en seco entre el seccionador

cerrado y el soporte de puesto a tierra

50 kV 95 kV


10 segundos húmedo entre el seccionador

cerrado y el soporte puesto a tierra

45 kV

80 kV



abierto y el terminal inferior puesto a tierra

con el soporte aislado

55 kV

105 kV


10 segundos, húmedo entre el seccionador



50 kV

88 kV

Tabla 71.: Características Técnicas dieléctricas seccionadores monopolares Fuente:

Norma 5.1 CADAFE.

134

Características de Capacidad

13,8 kV

Corriente nominal 630 A

Capacidad de corriente máxima (1seg) 25 k

Capacidad de corriente asimétrica 67,4 k

Distancia mínima de fuga 354 mm

34,5 kV





Tabla 72.: Características de capacidad de seccionadores monopolares Fuente:

Norma 5.1 CADAFE.

3.39.2 Seccionadores Tripolares


Los Seccionadores tripolares deben ser diseñados y construidos para las



Tensión Máxima 15.5 kV 38.0 kV


a tierra


a tierra


135

Tabla 73: especificaciones del sistema para seccionadores tripolares Fuente: Norma

5.1 CADAFE

Montaje

Los seccionadores serán instalados a la intemperie, en disposición vertical u

horizontal invertida sobre postes o estructuras de líneas aéreas, y deben ser diseñados

y construidos para las condiciones ambientales indicada. La operación de apertura y

cierre será por mando local manual mediante pértiga universal.

Ambiente






Altitud máxima sobre el nivel del mar 1000 m




Contaminación por depósito de sal <0,05 kg/

Tabla 74.: Condiciones ambientales para seccionadores tripolares Fuente: Norma 5.1

CADAFE

136

Caracteristicas dielectricas

Seccionadores Tripolares Para 13.8 kV Para 34.5 kV


Tensión de impulso a tierra cerrado 110 kV 200 kV

Tensión de impulso entre contactos abiertos

del seccionador

121 kV 220 kV



cerrado y el soporte de puesto a tierra

50 kV 95 kV


10 segundos húmedo entre el seccionador

cerrado y el soporte puesto a tierra

45 kV 80 kV





55 kV 105 kV


10 segundos, húmedo entre el seccionador



50 kV 88 kV

Tabla 75.: Caracteristicas dielectricas para seccionadores tripolaresFuente: Norma

5.1 CADAFE

137


13,8 kV





34,5 kV





Tabla 76.: Caracteristicas de capacidad para seccionadores tripolares Fuente: Norma

5.1 CADAFE

Accionamientos

El accionamiento de los seccionadores monopolares o tripolares podrá ser

manual o eléctrico tripolar. Las especificaciones de operación dependerán del

accionamiento seleccionado.

El accionamiento manual de los seccionadores se ejecutará a palanca si es

tripolar y mediante el uso de pértiga universal si es monopolar.

El accionamiento eléctrico de los seccionadores puede ser operado remota o

localmente.

138

Los seccionadores de puesta a tierra deberán tener exclusivamente

accionamiento local.

Ubicación

Un seccionador se instalará a la entrada y salida de los dispositivos de

protección de preferencia en un mismo plano y a la misma altura.

Se permitirá la utilización de seccionadores de bypass, en los dispositivos de

protección a la entrada de una Subestación, con el fin de mantener la continuidad del

servicio cuando se realicen actividades de mantenimiento o remplazo del equipo, en

los casos en que no se posean circuitos de respaldo.

Se permitirá la utilización de seccionadores de bypass en los dispositivos de

protección en cada circuito de salida de una Subestación, con el fin de mantener la

continuidad del servicio.

Los seccionadores de puesta a tierra, por razones de seguridad del personal, se

deben instalar en los alimentadores de entrada y salida de una Subestación, también

cuando se disponga de banco de condensadores para ejercer la función de descarga de

estos.

3.40 Apartarrayos

Se denominan en general pararrayos a todos aquellos dispositivos destinados a

absorber los sobre voltajes producidos por descargas atmosféricas, fallas y maniobras.

3.40.1 Clases de Pararrayos

Pueden definirse los siguientes tipos de apartarrayos

139

Apartarrayos tipo estación de óxido de zinc (para sistema de 15 a 400 kV)

Apartarrayos auto valvulares (para tensiones de 12 a 192 kV)

De acuerdo a la capacidad de las Subestaciones en media tensión los pararrayos

a utilizar pueden ser:

Clase Estación: Para Subestaciones con potencia mayor o igual a 10 MVA.

Clase Intermedia: Para Subestaciones con rangos de potencia menores a

10MVA.

3.40.2 Características de diseño

Los pararrayos en instalaciones de media tensión deberán ser del tipo Oxido

Metálico, para ser instalado a la intemperie en postes de distribución, pórticos y

bushings de reconectadores y transformadores de potencia.

El conductor de puesta a tierra del Pararrayos deberá unirse a la malla de puesta

a tierra en un punto común.

La red de tierra del pararrayo se construirá independiente de la de la

subestación, pero unida a ésta.

3.40.2.1 Características Eléctricas Generales

Las características eléctricas a tomar en cuenta para la especificación de un

pararrayos son:

Voltaje Nominal

Voltaje Máximo Nominal

Voltaje Nominal de Ciclo de Trabajo (Duty cicle)

Voltaje Máximo de Operación Continuo (MCOV)

140

Sobrevoltajes Temporales (TOV)

Corriente de Descarga

Los Voltajes Nominales de Ciclo de Trabajo estándar para los pararrayos tipo

estación e intermedio de óxido metálico y su correspondiente Voltaje Máximo de

Operación Continuo deberán ser como se muestra en la norma siguiente:

3.41 Especificaciones técnicas de apartarrayos según Normas 8.1 CADAFE


Los pararrayos deben ser diseñados y construidos para las siguientes

especificaciones del sistema.


Tensión Máxima de

diseño

15.5 kV 38.0 kV


a tierra


a tierra


Tabla 77.: especificaciones del sistema para apartarrayos Fuente: Norma 8.1

CADAFE.

Montaje

Los pararrayos serán instalados a la intemperie, sobre estructuras metálicas o

postes de distribución mediante abrazaderas, y deben ser diseñados y construidos para

las condiciones ambientales indicadas

Ambiente

Las condiciones ambientales de diseño son las siguientes:

141










Tabla 78.: Condiciones ambientales para apartarrayos Fuente: Norma 8.1 CADAFE.

Características técnicas dieléctricas

Tensión nominal del sistema 13,8 kV 34,5 kV

Neutro de red Puesto a tierra en

subestación

Puesto a tierra en

subestación

Tensión nominal del pararrayos

(dutty-cicle)

15 kV 36 kV

Tensión máxima de operación

continua

12,7 kV 29 kV

Tensión básica de impulso 95 kV 150 kV

Tensión de Ensayo a Frecuencia

de Servicio un minuto en seco

35 kV 70 kV

Tensión de Ensayo a Frecuencia

de Servicio 10 segundos, húmedo

30 kV 60 kV

Tabla 79.: Características técnicas dieléctricas para apartarrayos Fuente: Norma 8.1

CADAFE.

142


Tipo según ANSI 62.11 Distribución trabajo

normal

Distribución Trabajo

pesado

Corriente de descarga

nominal para onda 8x20

µS

5.000 A 10.000 A

Tabla.80.: Características de capacidad para apartarrayos Fuente: Norma 8.1

CADAFE.

Características de Protección

Tensión nominal del

pararrayos (dutty-cicle)

15 kV 36 kV

Máximo nivel de protección

al frente de onda Kv pico

54,0 – 58,5 kV 125 kV

Máxima tensión de residual

para onda de corriente

8x20µS y 5.000 A

50,7 – 52,0 kV 116 kV

Máxima tensión residual

para onda de corriente

8x20µS y 10.000 A

35,9 – 52,0 kV 83,7 – 125 kV

Tabla 81.: Características de protección para apartarrayos Fuente: Norma 8.1

CADAFE.

3.42 Interruptores de Potencia

143

Un interruptor de potencia es un dispositivo de protección cuya función

consiste en interrumpir la conducción de corriente en un circuito eléctrico bajo carga,

en condiciones normales, así como, bajo condiciones de cortocircuito.

Este elemento está conformado por las siguientes partes:

Cámara de extinción: En esta se realiza el cierre o apertura y está formada, a su vez

por:

Elemento de ruptura, el cual es un compartimiento donde se debilita y apaga

el arco eléctrico.

Contactos fijos y móviles, son los elementos para conexión o desconexión

eléctrica del circuito de potencia.

Medio de extinción, el cual tiene como función ayudar a la extinción del arco

eléctrico y enfriar la cámara durante el proceso de extinción del arco eléctrico.

Columna: En los interruptores de alta tensión, es el cuerpo formado por discos de

porcelana donde se encuentra el mecanismo de accionamiento y la cámara de

extinción. Por lo general, se utiliza como elemento de soporte para la cámara y

como elemento de aislamiento a tierra de las partes con tensión del interruptor. En su

interior se encuentra el medio aislante y el elemento de maniobra del contacto móvil.

Mecanismo de accionamiento: Es el sistema mediante el cual se aplica y/o se libera

la energía requerida para llevar a cabo el cierre o apertura del interruptor.

3.42.1 Clasificación de los interruptores

Según su construcción

Según la construcción de su tanque los interruptores de potencia a utilizar en

una Subestación son:

144

Tipo Tanque Muerto: La cámara de interrupción es colocada en una

envolvente de metal aterrizada y los transformadores de corriente son

montados directamente a las boquillas.

Figura 3.9.4.: Interruptor de potencia tanque muerto Fuente: Mitsubishi Electric.

Tipo Tanque Vivo: La cámara de interrupción es colocada dentro del aislador

y los transformadores de corriente son colocados separadamente del

interruptor.

Figura 3.9.4.1.: Interruptor de potencia tanque vivo Fuente: Schneider Electric

Según el Método de Extinción de Arco

Aceite (Pequeño Volumen y Gran Volumen)

Hexafloruro de Azufre (SF6)

Aire Comprimido

Vacío

145

Soplado Magnético

Características Generales

Los interruptores deben poseer un gabinete de control local para operación

manual.

Para interruptores en SF6, cuando la presión del gas disminuya quedando por

debajo de los valores normales de operación, el equipo debe de disponer de un

sistema, que permita dar alarma y bloqueo.

Los interruptores de potencia deben utilizarse para la protección de

transformadores de potencia mayores a 10 MVA o según lo disponga el

diseñador para potencias menores.

3.43 Especificaciones Técnicas de Interruptores Trifásicos Según Norma 13.1

CADAFE


Los interruptores de potencia deben ser diseñados y construidos para las



Tensión Máxima de

diseño

15.5 kV 38.0 kV


a tierra


a tierra


Tabla 82.: especificaciones del sistema para interruptores de potencia trifásicos

Fuente: Norma 13.1 CADAFE

146

Montaje

Los interruptores serán instalados a la intemperie, sobre estructuras de soporte

fijadas a bases de concreto y deben ser diseñados y construidos para las condiciones

ambientales indicada. La operación será automática, con mando local manual desde el

gabinete de control y además con mando remoto.

Ambiente

Las condiciones ambientales de diseño para interruptores son las siguientes:










Tabla 83.: Condiciones ambientales para interruptores de potencia trifásicos Fuente:

Norma 13.1 CADAFE

Características técnicas

Los interruptores deberán ser trifásicos, del tipo exterior para montaje en

fundaciones de subestación, con interrupción de arco en vacio y aislamiento en aire,

o resina, con mecanismo de operación de energía acumulada por resortes

147

cargados por motor, con un gabinete de control adosado a la estructura unido al

interruptor mismo mediante cables de control.

Características Dieléctricas

Interruptor Trifásico SF6 o resina Para 13,8 kV Para 34,5 kV


Tensión de impulso a tierra 110 kV 200 kV


servicio un minuto en seco

50 kV 80 kV


servicio 10 segundos, húmedo

45 kV 75 kV

Tablas 84.: Características Dieléctricas de interruptores trifásicos Fuente: Norma

13.1 CADAFE.

Características De Capacidad

Interruptor Trifásico SF6 o resina Para 13,8 kV Para 34,5 kV

Corriente Nominal rms (operación

continua)

1,200 A 600 A

Corriente simétrica de interrupción (a

tensión máxima de diseño)

25,0 kV 12,5 kV

Corriente simétrica rms de corta

duración (3 segundos)

25,0 kA 12,5 kA

Corriente pico de cierre bajo corto-

circuito

68 kAp 34 kAP

Capacidad de interrupción de corrientes

capacitivas débiles

250 A 100 A

Ciclo nominal de operación (Intervalos

en segundos)

A-0,3- CA-15-CA-10

148

Tablas 85.: Características De Capacidad para interruptores trifásicos Fuente: Norma

13.1 CADAFE.

Tiempos de Interrupción

El tiempo total de interrupción, desde la orden de disparo hasta la interrupción

de la corriente no debe ser de cinco (5) ciclos o menor de 0,1 segundos.

El tiempo total de cierre no debe ser mayor de cinco (10) ciclos 0 60 ms.

La máxima discordancia de polos en apertura debe ser de 4 ms y de 5 ms

en cierre.

Interruptores Equipados con Transformadores de Corriente

Los interruptores deben estar equipados con transformadores de corriente

toroidales del tipo pasatapas, que cumplan con las normas IEC 185.

Los transformadores deben ser de tres núcleo o toroides y del tipo de relación

múltiple, para corrientes primarias desde 100 A hasta la corriente nominal del

interruptor en pasos de 100 A y de 5 A en el secundario. Las características generales

serán:

Corriente nominal secundaria 5 A

Relación de transformación para 1.200 A 1200-1000-900-800-600-500-400-

300-200-100/5

Relación de transformación para 600 A 600-500-400-300-200-100/5

Numero de núcleos o toroides para medición 1

Numero de núcleos o toroides para protección 2

Clase de precisión para medición a la menor CI.1-40 VA

149

relación

Clase de precisión para protección a la menor

relación

5P20-15 VA

Factor de sobrecarga 1,2

Aislamiento entre vueltas del devanado a

frecuencia industrial 1 minuto

2 kV

Norma básica IEC 185

Tabla 86.: Especificaciones de Interruptores equipados con transformadores de

corriente Fuente: Norma 13.1 CADAFE.

Funciones de Control y Protección

Cada interruptor debe tener un gabinete de control adosado a la estructura de

soporte donde se realice las funciones de mando, de medición, de protección y de

señalización de alarmas, con las previsiones para su transferencia un punto de control

remoto.

Funciones de Servicio Auxiliares

Los servicios auxiliares para la alimentación del interruptor serán tomados de

un sistema en corriente alterna de 120/208 V en 60 Hz, con los siguientes requisitos:

Circuitos de mando 120 Vca

Circuitos de control y señalización 120 Vca

Circuitos de potencia para motores tipo

universal y para alumbrado

120 Vca

Circuitos de potencia para resistencias de

calefacción

208 Vca

Tabla 87.: Alimentación de interruptores trifásicos mediante servicios Auxiliares

Fuente: Norma 13.1 CADAFE.

150

3.44 Equipos de Servicios Auxiliares

Los equipos de servicios auxiliares serán aquellos que permitan garantizar la

calidad y continuidad de suministro a las áreas de control y supervisión de la

Subestación.

El sistema de servicios auxiliares de una Subestación de media tensión deberá

estar compuesto como mínimo por los siguientes elementos:

Transformador de distribución

Sistema de Iluminación

Sistema de Corriente Continua

3.44.1Transformadores de distribución

Los cuales deberán ser instalados bajo la NORMA 4.1 CADAFE la cual

expone:

Ambiente

Las condiciones ambientales de diseño para transformadores monofasicos son

las siguientes:




151







Tabla 88.: Condiciones ambientales para interruptores de potencia trifásicos Fuente:

Norma 4.1 CADAFE

Características Eléctricas

Los transformadores serán instalados en redes de distribución trifásicas a tres

hilos con las características siguientes:



Condición del Neutro Puesto a tierra en la subestación

Numero de fases Dos (2)

Numero de devanados Dos (2)

Clase de enfriamiento ONAN

Tipo de servicio Continuo

Tabla 89.: Características eléctricas transformadores de distribución Fuente: Norma

4.1 CADAFE

Potencia Nominal

La potencia nominal en servicio continuo debe ser uno de los siguientes

valores:

152

Potencia Nominal [KVA]

15

25

37,5

50

75

100

167

Tabla 90.: Potencia nominal en transformadores de distribución Fuente: Norma 4.1

CADAFE

El transformador debe estar diseñado para transmitir la potencia nominal en

todos sus devanados

Tensiones Nominales

DEVANADO PRIMARIO (ALTA TENSION)


Tensión Máxima del sistema 17,5 kV

Nivel de aislamiento a las ondas de choque

completas (Nivel de aislamiento soportado)

95 kV

Nivel de aislamiento a frecuencia industrial 38 kV

DEVANADO SECUNDARIO (BAJA TENSION)

Tensión Nominal 120/240 V

Tensión Máxima del sistema 1200 V

Nivel de aislamiento a frecuencia industrial 10 kV

153

Tabla 91.: Tensiones nominales en transformadores de distribución Fuente: Norma

4.1 CADAFE

Regulación de tensión

El devanado debe estar provisto de 5 tomas de regulación, las tensiones de cada

toma en vacío se muestran en la siguiente tabla

Toma 1 14,400 V

Toma 2 13,800 V (nominal)

Toma 3 13,200 V

Toma 4 12,870 V

Toma 5 12,540 V

Tabla 92.: Regulación de tensión en devanados de transformadores de distribución

Fuente: Norma 4.1 CADAFE

Tensiones de Cortocircuito

El valor de la impedancia (Z%) según la capacidad del transformador debe ser

el indicado en la siguiente tabla

Capacidad del transformador kVA Impedancia (Z%)

15 2- 2,5

25 2- 2,5

37,5 2,5 -2,86

50 2,5 -2,86

75 2,86

100 2,86

154

167 3,5

Tabla 93.: Valores de impedancia en transformadores de distribución Fuente: Norma

4.1 CADAFE

3.44.2 Características de Instalación

Los transformadores monofásicos de distribución será instalados como se

indica:

Para capacidades de 15 kVA, 25 kVA, 37,5 kVA, 50 kVA serán instalados en

postes en conexión monofásica o trifásica.

Para capacidades de 75 kVA, 100 kVA, 167 kVA, serán instalados en

plataformas montadas sobre estructuras o casetas.

3.45 Sistema de Iluminación

El sistema de iluminación deberá ser capaz de proveer a los diferentes locales y

zonas de la Subestación, iluminación suficiente para realizar las inspecciones y

operaciones de mantenimiento necesarias.

La iluminación exterior deberá cumplir con los siguientes criterios de diseño:

La iluminación exterior de la Subestación eléctrica comprende todas las zonas

de tensión eléctrica (bahías de entrada y salida, banco de transformación y

otras áreas fuera de la caseta de control).

El nivel mínimo de iluminación en la subestación por bahía y aérea de

transformación debe ser de 30 luxes.

155

Deben emplearse unidades de vapor de sodio o aditivos metálicos con una

potencia de 250 a 400 watts a 220Vca.

Los reflectores deben distribuirse correctamente en el área perimetral para

proporcionar una iluminación uniforme de la Subestación, se recomienda la

ubicación de estas en estructuras o postes independientes.

El alumbrado debe ser controlado en forma manual desde el tablero de

servicios propios en la caseta de control y/o automática por medio de

contactores y fotoceldas.

En el acceso principal de la Subestación eléctrica se deberá de instalar

lámparas en cada extremo de la reja y/o portón

En la tabla siguiente se muestran los niveles de iluminación adecuados en las

bahías de la subestación

Área Nivel de iluminación mínimo (Lux)

Preferible Mínimo

Cara vertical de tableros

500 300

Cara posterior de los tableros

500 300

Camineria

100 60

Iluminación general horizontal

30 20

Iluminación general vertical

(sobre los equipos)

30 20

Entrada caseta de control

100 60

Cerca o alambrado perimetral

30 20

156

Tabla 94.: Niveles de iluminaciones adecuados en bahías de subestaciones eléctricas

Fuente: Iluminating Engineering Society.

3.46 Sistemas de Corriente Continúa

El sistema de corriente continua debe estar compuesto por el cargador y el

banco de baterías, cuya función es para la alimentación de los siguientes dispositivos:

Relevadores

Control de los interruptores de MT

Control de los seccionadores

Equipo de radiocontrol

Alarmas

Las características generales que deben cumplir el cargador y banco de baterías

son:

La energía eléctrica en corriente continua suministrada por el cargador y

banco de baterías debe ser libre de distorsiones armónicas (ruidos, pulsos,

transitorios, entre otros) y aislada eléctricamente de la fuente de suministro de

corriente alterna.

El sistema de corriente directa debe ser capaz de mantener los rangos de

voltaje mostrados en la tabla 42, el equipo de la Subestación debe ser capaz de

operar con uno o más de los rangos de voltaje de alimentación mostrados en la

tabla.

El cargador de baterías se debe instalar en el cuarto de control de instrumentos

o sala de tableros.

157

Voltaje Nominal del

Sistema

Voltaje Mínimo del

Sistema

Voltaje Máximo del

sistema

12 9,6 14

24 19,2 28

48 38,4 56

110 88 123

125 100 140

220 176 246

250 200 280

Tabla 95.: Tensión nominal del sistema de corriente continua Fuente: Design Guide

for Rural Substations, Tabla 5-26.

3.47 Estructuras Metálicas (Pórticos)

Un pórtico se define como una estructura de concreto o metálica que adquiere

una configuración adaptada a las necesidades de las subestaciones que permite

disponer la llegada y salida de las líneas para sus derivaciones a los circuitos de

distribución.

Los pórticos en subestaciones de media tensión pueden ser diseñados bajo

concreto ante la disposición vertical de estructuras en concreto centrifugado o ante

vigas upl 120 y 150mm los cuales van dispuestos en fundaciones con las siguientes

medidas referenciales.

158

Figura 3.9.5.: Medidas referenciales en pórticos de concreto y estructurales para

subestaciones de media tensión 34,5/13,8 kV Fuente: Cárdenas, K, Saul Silva.

3.47.1 Tramos de pórticos de subestaciones no atendidas

La estructuras denominadas pórticos generalmente están constituidas por vigas

UPL 120 y 150 mm comerciales las cuales son apernadas a columnas formadas por

postes tubulares de concreto centrifugado. Dicha estructura posee cuatro niveles tal

como se muestra en la siguiente figura:

159

Figura 3.9.6.: Niveles en pórticos formados por vigas UPL 120 y 150 mm Fuente:


Los requerimientos mecánicos a los cuales están exigidas las vigas son

evaluados de forma independiente La mayoría de los momentos que resultan para el

análisis son de magnitud despreciables con excepción de los producidos por los

reconectadores y los transformadores de distribución que estarán sobre la estructura.

3.48 Sistema de puesta a tierra

El sistema de puesta a tierra tiene por finalidad proteger la vida de las personas,

evitar daños en los equipos por las sobretensiones, mejorar la efectividad de las

protecciones eléctricas al proporcionar una adecuada conducción de la corriente de

falla a tierra.

160

3.48.1 Criterios Normalizados para el Diseño y Análisis de Sistemas de Tierra

Se deben realizar las pruebas de resistividad en el terreno donde se va a

construir o rediseñar la Subestación, todo esto tomando las en las

condiciones más desfavorables.

El método del sistema de puesta a tierra consistirá en una malla de material

conductor el cual se debe diseñar para ser capaz de disipar el 100% de la

corriente de falla trifásica a tierra o de fase a tierra, la que resulte mayor.

Se debe utilizar como referencia el estándar IEEE-80 vigente, para calcular

los valores de voltajes de paso y de toque máximos permitidos en la

Subestación.

Todas las estructuras metálicas en la Subestación, incluidas las no

energizadas, se tienen que conectar a la malla.

Los conductores de bajada a la malla de todas las estructuras y equipos

expuestos a fallas deben ser de cobre desnudo con un calibre mínimo de 4/0

AWG.

Todo equipo de protección se tiene que conectar en por lo menos dos puntos a

la malla.

Los conductores de puesta a tierra de postes dentro de una Subestación tienen

que conectarse a la malla a tierra.

Los valores máximos de resistencia requerida para la red de tierra de

subestaciones son los indicados en la tabla 43 Según norma NS-P CADAFE

161

Capacidad de la subestación en

MVA

Resistencia de la red de tierra (Ω)

0.1-0.5 2

0.5-1 1.5

1-50 1

50-100 0.5

>100 0.2

Tabla 96.: Valores máximos de resistencia de red de tierras en función de su

capacidad. Fuente: Norma NP-S CADAFE.

Toda malla se debe construir a una profundidad mínima de 18 pulgadas (50

centímetros) y una separación de conductores entre 10 y 20 pies (3 a 7

metros).

Para construcción de mallas se debe utilizar conexiones por soldadura

exotérmica.

Se deben utilizar varillas de acero revestidas de cobre, con dimensiones

mínimas de 5/8 de pulgadas de diámetro por 8 pies de largo.

El número de varillas a instalarse y la distancia entre éstas se determina del

diseño de la malla, considerando una distancia mínima entre varillas de 1.83

metros.

Se deberá colocar una capa de grava alrededor de la subestación

La capa de grava sobre la superficie de la Subestación debe cumplir con los

siguientes requisitos:

162

El espesor de la capa de grava sobre la superficie de Subestaciones debe ser

de 4 a 6 pulgadas (10 a 15 centímetros)

Se debe utilizar grava gris tipo granito de 5/8 a 3/4 de pulgada de diámetro o

similar15.

3.48.2 Conexión de Equipos a la Malla

Transformadores de Potencia

Se requiere un mínimo de cinco bajantes a la malla conectada a tierra, según se

describen a continuación:

Terminal Xo: Conductor de cobre con calibre mínimo de 4/0 AWG,

seleccionado según el estudio de cortocircuito, instalado en tubería PVC a

prueba de intemperie.

Pararrayos en lado primario: Conductor de cobre con calibre mínimo de

4/0 AWG, instalado en tubería PVC.

Pararrayos en lado secundario: Conductor de cobre con calibre mínimo de

4/0 AWG, instalado en tubería PVC.

Armazón: Dos bajantes de cobre con calibre mínimo de 4/0 AWG,

conectados en lados opuestos del transformador.

Gabinete central de control: Un bajante de cobre con calibre Nº 6 AWG

conectado a la malla.

163

Equipos de Medición (TC y TP)

El armazón del equipo se conecta directamente a la malla con un conductor de

cobre sin cubierta con calibre mínimo de 1/0 AWG.

El lado secundario del equipo se conecta a la barra común localizada en la

caseta de control o gabinete de medición, con un conductor de cobre con

cubierta color verde y calibre Núm. 10 AWG.

Estructuras

Todas las estructuras de deben conectar a la malla con un conductor de cobre

con calibre mínimo de 4/0 AWG.

Las puntas Franklin interconectadas con hilo de guarda, deben conectarse a la

malla con un conductor de cobre con calibre mínimo de 4/0 AWG.

3.49 Bases Legales

El presente proyecto “NORMALIZACION DE LAS BAHIAS I Y II DE LA

SUBESTACION ELECTRICA INDEPENDENCIA se desarrolló mediante el uso de

la normativa CADAFE Y COVENIN basado en las consideraciones de normalización

de estructuras en subestaciones eléctricas.

Normativa CADAFE

45-87 Norma de diseño para lineas de alimentacion y redes de distribución Proteccion

del sistema de distrubucion contra sobrecorrientes

164

53-87 Norma de diseño para lineas de alimentacion y redes de distribucion

Normalizacion de calibres primarios y secundarios sistema de distribucion

54-87 Norma de diseño para lineas de alimentacion y redes de distribucion Capacidad

Termica en conductores

55-87 Norma de diseño para lineas de alimentacion y redes de distribucion [Cargas

mecanicas]

58-87 Norma de diseño para lineas de alimentacion y redes de distribucion [

Distancias y separaciones minimas]


Acometidas subterraneas de baja tension]


Bancadas de tubos de fibrocemento]


Bancadas de tubos de PVC]


Cableado de lineas subterraneas de baja tension]


Seccionadores]

2.1 Norma CADAFE Especificaciones técnicas de fusibles tipo K según

3.3 Norma CADAFE Especificaciones técnicas de aisladores de porcelana

165

4.1 Norma CADAFE transformadores de distribución

8.1 Norma CADAFE Especificaciones técnicas de apartarrayos

13.1 Norma CADAFE Especificaciones técnicas de interruptores trifásicos

20.1 Norma CADAFE Especificaciones técnicas de Transformadores de Corriente

20.3 Norma CADAFE Especificaciones técnicas de Transformadores de Potencial

23.1 Norma CADAFE Especificaciones técnicas de Transformadores de Potencia

Normativa ANSI

C37.2. Sufijos aplicados a relevadores en subestaciones eléctrica

C57.13 Especificación de transformadores de potencial, corriente en subestaciones

eléctricas

3.50 Glosario de Términos

Aislador Eléctrico. Dispositivo destinado a dar soporte flexible o rígido de

conductores eléctricos o equipos y para aislar los conductores o equipos de tierra o de

otros conductores o equipo.

AAC. (Conductor Todo Aluminio), por sus siglas en ingles, All Aluminium

Conductor.

ACSR. (Conductor de Aluminio Reforzado de Acero), por sus siglas en ingles,

Aluminium Conductor Steel Reinforced.

166

ANSI. (Instituto Nacional Americano de Normas), por sus siglas en inglés, American

National Standards Institute.

AWG. (Calibre de Alambre Americano), por sus siglas en inglés, American Wire

Gauge.

BIL. (Nivel Básico de Aislamiento al Impulso), por sus siglas en inglés, Basic

Impulse Level

Burden: Es la capacidad de carga que se puede conectar a un transformador de

instrumento, expresada en VA o en Ohms.

Bushing o Aislador Pasante. Es un componente que aísla un conductor de alta

tensión que pasa a través de un medio metálico.

Cable. Conductor trenzado o arrollado en forma helicoidal, con o sin aislamiento.

Capacidad Interruptiva o de Interrupción. Valor nominal de la cantidad de

corriente que un dispositivo protector, como por ejemplo fusible o interruptor de

circuito puede interrumpir con seguridad.

Clase de Precisión. Es la designación breve aplicable a valores límite, dentro de los

cuales deben quedar los errores de medida.

Conductor. Es un material, usualmente en la forma de alambre, cable o barra, capaz

de conducir una corriente eléctrica.

Capacidad de Sobrecarga. Valor de carga que un elemento puede soportar arriba de

su valor nominal sin sufrir mayor degradación.

167

Corriente de Descarga. Corriente que fluye a través de un pararrayo por resultado de

una descarga atmosférica.

Corriente Nominal. Corriente rms que pueden transportar los equipos continuamente

sin exceder sus limitaciones.

Corriente Nominal de Cierre en Cortocircuito. Corriente de cresta máxima contra

la que el interruptor será capaz de bloquear y cerrar.

Corriente Nominal de Interrupción Simétrica. Valor rms de la componente de c.a.

de la corriente en el instante de separación de los contactos del interruptor de

potencia.

Descarga Disruptiva. Descarga brusca que se produce cuando la diferencia de

potencial entre dos conductores excede de cierto límite, y que se manifiesta por un

chispazo acompañado de un ruido seco.

Distancia de Arco Seco. Distancia más corta a través del medio circundante entre los

electrodos terminales, o la suma de las distancias entre los electrodos intermedios, lo

que es el más corto, con el material aislante.

Estructura. Es la unidad principal de soporte, generalmente se aplica a los herrajes y

materiales, incluyendo al poste o torre adaptado para ser usado como medio de

soporte de líneas aéreas de energía eléctrica y las retenidas.

Flameo a Impulso. Valor cresta de la onda de impulso que, en determinadas

condiciones, causa flameo a través del medio que rodea

168

Flameo a Impulso Critico. Valor cresta de la onda de impulso que, en determinadas

condiciones, causa flameo súbito generalizado a través del medio que rodea en el

50% de las aplicaciones.

Fusible. Dispositivo de protección destinado a interrumpir el circuito eléctrico al ser

afectado por una 168 obrecorriente que puede poner en peligro los equipos e

instalaciones del sistema.

Interruptor de Potencia. Dispositivo de protección cuya función consiste en

interrumpir la conducción de corriente en un circuito eléctrico bajo carga, en

condiciones normales, así como, bajo condiciones de cortocircuito.

Nivel de Aislamiento. Valor de la raíz cuadrada media del voltaje de baja frecuencia

que en determinadas condiciones, puede ser aplicado sin causar flameo o perforación.

Pararrayos. Dispositivos destinados a absorber las sobretensiones producidas por

descargas atmosféricas, fallas y maniobras.

Reconecctador. Dispositivo de protección con control automático utilizado para

interrumpir y volver a cerrar automáticamente un circuito de corriente alterna en caso

de falla y/o maniobras.

Seccionadores. Aparatos mecánicos para seccionalizar, desconectar líneas y diversos

equipos que componen una Subestación con la finalidad de realizar maniobras de

operación o de mantenimiento.

Seccionador de Bypass. Seccionador que hace un paso directo a través equipos

como Interruptores y reconectadores para la ejecución de labores de mantenimiento o

por necesidades operativas.

Subestación de Transformación. Es una combinación de equipo de maniobra,

control, protección y transformación para reducir el voltaje de subtransmisión a

169

voltaje primario de distribución para la alimentación de cargas residencial, comercial

e industrial.

Transformadores de Instrumentos. Son dispositivos para transformar con precisión

la corriente o voltaje de una magnitud a otra generalmente menor.

Voltaje de Flameo a Baja Frecuencia (frecuencia industrial). Valor de la raíz

cuadrada medio de la tensión de baja frecuencia que, en determinadas condiciones,

causa una descarga disruptiva sostenida a través del medio circundante.

Voltaje de Perforación a Baja Frecuencia. Valor raíz cuadrado media de la tensión

de baja frecuencia que, en determinadas condiciones, las causas de descarga

disruptiva a través de cualquier parte del aislante.

170

CAPITULO IV

Marco Metodológico

El presente capítulo tiene como finalidad exponer el tipo de investigación, las

técnicas y procedimientos que se emplearan para obtener la información necesaria

para la realización del proyecto. Además se definirá la manera en el que se enfoca el

problema y se investigan las respuestas.

Para Tamayo (2.011) el marco metodológico constituye “La médula del plan

que se refiere a la descripción de las unidades de análisis de investigación, las

técnicas de observación y de recolección de datos, los instrumentos, los

procedimientos y las técnicas de análisis” [1]

4.1 Tipo de Investigación

De acuerdo a las características del proyecto de investigación que se está

realizando, la misma se encuentra dentro de la modalidad de proyecto factible, lo cual

según el Manual de Trabajos de Grado de Especialización y Maestría y Tesis

Doctórales de la Universidad Pedagógica Experimental Libertador UPEL (2006) es:

El Proyecto Factible consiste en la investigación, elaboración y desarrollo de

una propuesta de un modelo operativo viable para solucionar problemas,

requerimientos o necesidades de organizaciones o grupos sociales; puede referirse a

la formulación de políticas, programas, tecnologías, métodos o procesos. El Proyecto

debe tener apoyo en una investigación de tipo documental, de campo o un diseño

que incluya ambas modalidades.

171

Definido lo anterior esta investigación se contempla en un proyecto factible ya

que una vez obtenida toda la información necesaria acerca de la subestación

Independencia y los datos obtenidos por los relés se presentaran propuestas viables

para cada una problemática planteadas.

Según Hernández M, “la investigación de campo es el análisis sistemático de

problemas de la realidad, con el propósito bien sea de describirlos, interpretarlos,

entender su naturaleza y factores constituyentes, explicar sus causas y efectos ademas

predecir su ocurrencia, haciendo uso de métodos característicos de cualquiera de los

paradigmas de investigación conocidos” [3]

Por último, una investigación será factible si la naturaleza y alcance del

proyecto, el esquema adoptado para la organización del texto, y, los aspectos que se

desarrollan en los capítulos que preceden a la organización de resultados,

permiten la presentación sistemática del diagnóstico de la situación, el

planteamiento y la fundamentación teórica de la propuesta, el procesamiento

metodológico, las actividades y recursos necesarios para su ejecución y análisis

de su vialidad posibilidad de realización. [3]

4.2 Diseño de la investigación

Al momento de diseñar la forma y estructura de la investigación, se debe tomar

en cuenta principalmente los objetivos que se busquen alcanzar con la realización del

proyecto.

172

En consecuencia, el diseño dependerá directamente de la finalidad que se quiera

alcanzar con dicha investigación, y de la manera de reunir la información o datos

necesarios para con ellos responder las preguntas de investigación de manera práctica

y concreta; es por ello que el diseño de la investigación es lo que señala al

investigador lo que debe hacer, desde luego siguiendo un diseño, que será aplicado al

contexto particular del estudio.

El diseño de investigación empleado para atender a la problemática planteada

en la presente investigación es de tipo documental, de campo. Mediantes la

investigación y análisis de documentos, artículos, materiales e información

relacionados con el tema, para el desarrollo del mismo el cual se refiere a la

normalización de la subestación Independencia de 34.5/13.4 KV 20 MVA.

4.3 Técnica para la recolección de datos

En este punto inicia el proceso de investigación para el proyecto, iniciando por

la documentación a través de consultas en libros especializados, tesis e grado e

Internet, con relación al tema a desarrollar. También será necesario recaudar toda la

información que se encontrará en fuentes segundarias como lo serán monografías,

boletines estadísticos, históricos de operaciones, entre otros existentes en

CORPOELEC referente a la subestación Independencia.

Además se utilizara el método de observación directa de las condiciones de la

instalación de la subestación Independencia., entrevista al personal de

mantenimiento especializado, planificación y operación, para así obtener

información como son históricos de demanda, mediciones de los parámetros

eléctricos y descripciones de los equipos que componen la instalación eléctrica.

173

4.4 Fases de la Investigación

Para la realización de esta investigación se siguieron los siguientes pasos:

Fase I

Recolección de toda la información disponible en CORPOELEC sobre la

Subestación Independencia y sus circuitos playon, pueblo y comando.

Fase II

Reconocimiento del sistema eléctrico de la Subestación Independencia para

conocer los valores de los parámetros eléctricos de interés, como el voltaje ,las

corrientes de operación en condiciones normales , a quien alimenta como está

compuesta , características de las cargas servidas y potencia demandada por la carga.

Fase III

Analizar el comportamiento de la carga mediante la construcción de gráficas a

partir de los valores de potencia mensuales tomadas por el personal de mantenimiento

especializado.

Fase VI

Análisis de los valores obtenidos en las fases I y II para así realizar la

normalización de la bahía I y II de la subestación independencia, lo cual incluye todo

lo concerniente a equipo, elementos y estructura que conforma dichas bahía y tengan

concordancia con los parámetros eléctricos de operación.

174

Fase V

A partir de los valores obtenidos en la fase VI se realizara el rediseño del

pórtico de salida de la bahia II , el cual soportara los reconectadores y otros equipos

de maniobra, medición y protección . Se diseñara en AUTOCAD el modelo del

pórtico propuesto que cumpla con todos los requerimientos expresados en la norma.

Fase VI

Determinar mediante la aplicación de cálculos eléctricos , capacidad de

corriente y cortocircuito el calibre de conductor a utilizar en el juego de barra . De

igual forma los esfuerzos mecánicos debido a ráfagas de vientos que pueda ser

sometida la estructura, por corrientes de cortocircuito y tensión mecánica del

conductor sobre el pórtico debido a su propio peso.

Fase VII

Se estudiara el espacio disponible en la subestación para la construcción de una

barra de transferencia que permita realizar maniobras de transferencia de carga de

un transformador a otro al momento de realizar labores de mantenimiento en los

mismo. Se diseñara en el software AUTOCAD el modelo de la barra de

transferencia la cual sera tipo subterránea de acuerdo a los requerimientos exigidos

por las normas cadafe.

Fase VIII

Actualización de los planos de la subestación independencia mediante la

utilización del software AUTOCAD que incluyan todas las modificaciones

realizadas en las fases anteriores.

175

CAPITULO V

5.1 Descripción de la Subestación Eléctrica Independencia

La subestación independencia se encuentra ubicada en el estado Aragua

específicamente en Ocumare de la costa, redoma el playón, es una instalación de

media tensión no atendida la cual maneja tensiones de 34.5kV en sus líneas de

entrada y 13.8 kV a nivel de salidas.

En principio es alimentada mediante una línea a 34.5 kV que proviene de la

subestación eléctrica santa clara la cual es recibida por dos estructuras metálicas o

pórticos que derivan las líneas con el uso de los equipos de seccionamiento y

protección hacia dos transformadores de potencia, estos tienen una capacidad nominal

de 10 MVA del tipo reductor obteniendo en sus secundarios una tensión de 13.8 kV

A nivel de salidas la subestación independencia cuenta con 6 circuitos, los tres

primeros alimentan a los circuitos de Pueblo, Playón y Comando y los restantes a ser

energizados en los próximos meses. Cada uno presenta como equipo de protección

reconectadores que controlan los procesos de apertura y recierre de los circuitos bajo

condiciones de falla.

En general Se efectúa la descripción de la situación actual, la cual comprende el

diagnostico de las bahías de la subestación independencia, incluye toda la

información de los equipos fundamentales y estructuras principales, data del consumo

de transformadores, Nivel de carga medida por los relés principales de los circuitos

Playón, Pueblo y Comando.

176

5.2 Unifilar subestación independencia

El diagrama unifilar de la subestación independía debido a la adquisición y

colocación de nuevos equipos en la subestación independencia en el menor tiempo

posible, para atender a las necesidades de mantener la continuidad del servicio a

provocado la des actualización de los unifilares del sistema, los cuales brindan la

información necesaria para estar al tanto de los equipos que se encuentran en

operación, en dicha subestación actualmente se han realizado modificaciones para la

puesta en marcha de los siguiente equipos:

5.2.1 Transformador de Potencia

Se ha energizado un nuevo trafo de 10 MVA Marca Siemens el cual ha

sustituido a uno de 5 MVA para satisfacer la constante demanda en crecimiento de

los circuitos pueblo, playón y comando.

5.2.2 Reconectadores

Entrada 34,5 kV

Anteriormente la subestación independencia poseía un interruptor en gran

volumen de aceite tipo OX en la llegada de las líneas a 34,5 kV el cual ha sido

sustituido ante el uso de los reconectadores GVR los cuales funcionan a través de una

caja de control que posee un rele tipo instanteneo que apertura la línea ante una falla

de sobrecorriente por fase (51) o por tierra (51N)

Salida 13,8 kV

Independencia actualmente cuenta con 3 reconectadores ubicados en la bahía 1,

que protegen a los circuitos de distribución pueblo playón y comando, dichos

reconectadores llevan por nombre COOPER NOVA.

177

Las modificaciones indicadas anteriormente han provocado la des actualización

del unifilar del sistema el cual se muestra a continuación:

Figura 5.: Diagrama Unifilar actual de la Subestación Independencia

178

5.3 Descripción de las bahías de la subestación independencia

La subestación independencia cuenta con dos bahías de las cuales una está

operativa al 100% y la siguiente a ser normalizada en este proyecto para la

alimentación futura de nuevos circuitos de distribución a 13,8 kV lo dicho

anteriormente se muestra en la siguiente figura:

Figura 5.1.: Descripción de las bahías de la subestación independencia Fuente:

Cárdenas, K, Silva. S (2013).

179

5.3.1 E quipo de la Bahía I

La bahía número uno se encuentra conformada por los siguientes equipos:

Conductores para barras flexibles

La subestación independencia cuenta con barras flexibles de cobre el cual

brinda una resistencia aceptable a la polución y deterioro por salinidad de la zona. Las

característica del conductor se indica en la siguiente tabla.

Calibre

AWG

Ampacidad

(A)

Sección

No Hilos Peso Total

(Kg/Km)

Carga de

ruptura

(Kg)

Resistencia

a 20

(Ω/km)

2/0 365 67.43 19 611.4 2790 0.261

Tabla 97.: Conductores utilizados en conexiones y barras de la subestación

independencia.

Conductores para Alimentación de Control

El cableado utilizado en los tableros de mando de transformadores de potencia,

transformadores de medición y protección así como las cajas de control de

reconectadores se indican en la siguiente tabla.

Equipos Conductor THHN (AWG)

Alimentación de tableros 10

Cableado de control de reconectadores 10

Tc de medición 10

Tc de protección 10

Tabla 98.: Conductores utilizados para la alimentación en equipos de control de la


180


La subestación para la bahía uno cuenta con el siguiente trafo a 10 MVA

Tabla 99.: Datos de placa de transformador de potencia TX1 de la Subestación

Independencia

Transformador Caivet

Relación Nominal: 34,5/13,8 kV

Potencia Nominal: 10MVA

Conexión: Dyn5

Tipo de Refrigeración: ONAN

Voltaje Alta Tensión

Posición 1: 36225 V


Posición 17: 29325V

Voltaje Baja Tensión


Impedancia AT-BT (10MVA)

Posición 1: 9,17%

Posición 5: 8,92%

Posición 17: 8,36%

Impedancia Secuencia Cero AT-BT

(10 MVA)

Posición 1: 8,98%

Posición 5: 8,76%

Posición 17: 8,31%

Corriente Alta Tensión

Posición 1: 159,4 A



Corriente Baja Tensión




Tiempo de Cortocircuito (Térmico)

2 Seg

Corriente de Cortocircuito BT

Max

4,59 kA

181

Equipos para Medición Indirecta

Transformador de Potencial (TP) ARTECHE

Voltaje Primario: 13,800 V Tensión Máxima: 17,500 V : S2-S3 VA: 20

Voltaje Secundario: 100V-120V : S2-S3 : S1-S3 VA: 20

Clase: 0,3-0,5 Norma: IEC 44-2 Frecuencia: 60 Hz Pmax: 450VA Peso: 40 Kg

Tabla 100.: Datos de placa de los transformadores de Potencial de la Subestación

Independencia

Transformador de Corriente (TC) ARTECHE


Corriente Primaria: 300 A Corriente Secundaria: 5 A Corriente Iter: 24 kA Idim: 60 kA

Clase: 0,2 Norma: IEC 44-1 Frecuencia: 60 Hz Pmax: 450VA Peso: 20 Kg

Tabla 101.: Datos de placa de los transformadores de Corriente de la Subestación

Independencia


Seccionador Monopolar 13,8 kV MELEC

Tensión Nominal: 13,800 V Tensión Máxima: 17,500 V NBA (BIL): 150 kV

Corriente Nominal: 630 A Distancia de fuga: 354 mm Corriente Cortocircuito: 25 kA

Tabla 102.: Datos de placa de Seccionador Monopolar 13,8 kV de la Subestación

Independencia




Tabla 103.:Datos de placa de Seccionador Monopolar 34,5 de la Subestación

Independencia

182

Seccionador Tripolar 13,8 kV MELEC



Tabla 104.: Datos de placa de Seccionador Tripolar 13,8 kVde la Subestación

Independencia




Tabla 105.: Datos de placa de Seccionador Tripolar 34,5 kV de la Subestación

Independencia

Equipos de Descarga Atmosférica

Apartarrayos 13,8 kV HUBBELL



Independencia

Apartarrayos 34,5 kV HUBBEL



Independencia

183

Equipos de Protección de Líneas

Reconectador GVR (Entrada) L1 34,5 kV

Voltaje Nominal 38 kV

Voltaje Nominal de Ensayo 150


Corriente Nominal 560/630 A

Corriente de Interrupción

Simétrica

10 kA


Cortocircuito

10 kA

Corriente Asimétrica de

Cortocircuito

21 kAp

Peso del Reconectador (Aprox) 145/155 Kg

Peso del gabinete de Control y

Baterias

95 Kg

Relacion del TC de protección 400/1 A

Presión de llenado del gas SF6

(manométrica)

0,5 Bar

Presion Nominal del gas SF6

(manométrica)

0.3 Bar

Voltaje de operación del

Gabinete de Control

24Vcd

Rango te Temperatura de

operación

-40 +50

Tabla 108.: Datos de placa de Reconectador GVR L1 de la Subestación

Independencia

184

Reconectador COOPER (Circuito Pueblo, Playon comando)


Voltaje Máximo 38 kV

Nivel Básico de Impulso Nominal (BIL) 170 kV

Voltaje de operación del Gabinete de Control 24 Vcd


Corriente Nominal 630 A

Corriente de cortocircuito simétrica 12,5 kA

Corriente de cierre de cresta asimétrica 31 kA

Tabla 109.: Datos de placa de Reconectador NOVA COOPER Circutios Pueblo,

Playon y Comando de la Subestación Independencia

Equipos de servicios Auxiliares

Transformador Servicios Auxiliares MENVECA

Relación Nominal Potencia Nominal Impedancia Z%

13,800/120-240 V 1x15 KVA 2- 2,5



Fusible Tipo K

Corriente

Nominal

(Amp)

Corriente de fusión (amperios)

300 s o 600 s

Corriente de

fusión (Amp)

10 s.

Corriente de

fusión (Amp)

0.2 s.

Corriente de fusión (Amp)

Min Max Min Max Min Max

20 39.0 47.0 48.0 71.0 237.0 328.0

Tabla 111.: Datos de placa de Fusibles tipo K en transformador de servicios

auxiliares de la Subestación Independencia

185

5.3.2 Equipo de la Bahía II

La bahía número dos de la subestación independencia se encuentra conformada

por los siguientes equipos:

Equipos de Potencia

Tabla 112.: Datos de placa del transformador de potencia TX2 de la Subestación

Independencia

Transformador Siemens

Relación Nominal: 34,5/13,8 kV

Potencia Nominal: 10MVA

Conexión: Dyn5

Tipo de Refrigeración: ONAN

Voltaje Alta Tensión



Posición 17: 29325V

Voltaje Baja Tensión


Impedancia AT-BT (10MVA)

Posición 1: 9,17%

Posición 5: 8,92%

Posición 17: 8,36%

Impedancia Secuencia Cero AT-BT

(10 MVA)

Posición 1: 8,98%

Posición 5: 8,76%

Posición 17: 8,31%

Corriente Alta Tensión




Corriente Baja Tensión




Tiempo de Cortocircuito (Térmico)

2 Seg

Corriente de Cortocircuito BT

Max

4,59 kA

186

Equipos de Medición Indirecta

Transformador de Corriente (TC) ARTECHE


Corriente Primaria: 300 A Corriente Secundaria: 5 A Corriente Iter: 24 kA Idim: 60 kA

Clase: 0,2 Norma: IEC 44-1 Frecuencia: 60 Hz Pmax: 450VA Peso: 20 Kg

Tabla 113.: Datos de placa de los transformadores de Corriente de la Subestación

Independencia





Tabla 114.: Datos de placa de Seccionador Monopolar 34,5 de la Subestación

Independencia


Voltaje (V)Tensión Nominal: 34,500 V Tensión Máxima: 38,000 V NBA (BIL): 150 kV


Tabla 115.: Datos de placa de Seccionador Tripolar 34,5 kV de la Subestación

Independencia

187

Equipos para Protección de Líneas

Reconectador GVR (Entrada) L2 34,5 kV

Voltaje Nominal 38 kV

Voltaje Nominal de Ensayo 150


Corriente Nominal 560/630 A

Corriente de Interrupción

Simétrica

10 kA


Cortocircuito

10 kA

Corriente Asimétrica de

Cortocircuito

21 kAp

Peso del Reconectador (Aprox) 145/155 Kg

Peso del gabinete de Control y

Baterías

95 Kg

Relación del TC de protección 400/1 A

Presión de llenado del gas SF6

(manométrica)

0,5 Bar

Presión Nominal del gas SF6

(manométrica)

0.3 Bar

Voltaje de operación del

Gabinete de Control

24Vcd

Rango te Temperatura de

operación

-40 +50

Tabla 116.: Datos de placa de Reconectador GVR Entrada de líneas L1,L2 de la


188

Equipos para Servicios Auxiliares

Transformador Servicios Auxiliares MENVECA

Relación Nominal Potencia Nominal Impedancia Z%

13,800/120-240 V 1x15 KVA 2- 2,5



La bahía número dos de la subestación independencia no dispone en sus

pórticos de entrada y salida una estructura normalizada debido a la ausencia de

conductores de alta y baja tensión así como equipos para seccionamiento, medición y

protección, ante esto el pórtico no cuenta con la normalización necesaria para la

puesta en marcha de nuevos circuitos de distribución. Esto expone a que una

instalación de gran importancia para la zona costera se encuentre desatendida en sus

labores de normalización, es por ello que se debe contar con una estructura capacitada

para poner en marcha nuevas redes de alimentación para los consumidores que día a

día incrementan la demanda a la cual está sometida independencia.

La subestación cuenta con dos trafos del cual solo uno (Caivet 10 MVA)

soporta la carga de los circuitos Pueblo y Playón y el siguiente tiene transferido el

circuito Comando. Es recurrente además el diseño de una configuración de

embarrado que permita la transferencia de carga entre las dos bahías ya que a futuro

independencia será la subestación que adquiera la demanda de la zona costera de

Ocumare de la costa.

189

5.4 Demanda Máxima Solicitada a los Transformadores

Por medio de las lecturas tomadas por el personal de mantenimiento

especializado en la subestación Independencia desde el mes de septiembre del

2012 hasta el mes de noviembre del 2013, se podrá conocer la situación actual de la

subestación en lo que se refiere a su demanda. En las siguientes graficas se

muestran la data reflejada en valores de corriente, potencia aparente y potencia

activa.

Demanda Máxima En KW

Mes Circuitos

Pueblo Fp Playón Fp Comando Fp

Septiembre 1689.83 0.990659 1527.51 0.971549 720 0.3766

Octubre 976 0.96926 993 0.595506 960 0.944779

Noviembre 997 0.846614 998 0.853662 874 0.994578

Diciembre 1,000 0.739933 999 0.11397 821 0.996843

Enero 991 0.855835 947 0.887686 798 0.32718

Febrero 998 0.541032 999 0.669026 663 0.408591

Marzo 996 0.93248 1,000 0.993285 1011.25 0.310393

Abril 999 0.558 997 0.999887 839 0.303473

Mayo 996 0.51566 1,000 0.998134 846 0.454828

Junio 998 0.813442 991 0.66666 838.36 0.358805

Julio 998 0.804378 995 0.999954 985 0.403452

Agosto 979 0.742346 998 0.999954 985 0.403452

Septiembre 1689.83 0.990659 1527.51 0.971549 720 0.3766

Octubre 535 0.897304 991 0.759685 960 0.944779

Prom.Dem

Max

1,060 1,069 913

Tabla 118.: Demanda Máxima en kW de los circuitos pueblo, playón y comando

Fuente: Departamento de mantenimiento especializado.

190

Figura 5.2.: Demanda en Kw del circuito pueblo Fuente: Departamento de

mantenimiento especializado.

Figura 5.3.: Demanda en Kw del circuito playón Fuente: Departamento de


0

500

1000

1500

2000D

eman

da

en K

W

PUEBLO

PUEBLO

0

500

1000

1500

2000

De

ma

nd

a e

n K

W

PLAYON

PLAYON

191

Figura 5.4.: Demanda en Kw del circuito comando Fuente: Departamento de


DEMANDA EN AMPERIOS

Mes PUEBLO PLAYON COMANDO

Septiembre 122 110 52

Octubre 70 71 69

Noviembre 72 72 63

Diciembre 72 72 59

Enero 71 68 57

Febrero 72 72 48

Marzo 72 72 73

Abril 72 72 60

Mayo 72 72 61

Junio 72 71 60

Julio 72 72 71

Agosto 70 72 71

Septiembre 71 72 52

Octubre 38 71 69

Prom.Dem Max 72.71428571 74.21428571 61.7857143

Tabla 119.: Demanda Máxima en amperios de los circuitos pueblo, playón y

comando Fuente: Departamento de mantenimiento especializado.

0200400600800

1.0001.200

Dem

and

a en

KW

COMANDO

COMANDO

192

Figura 5.5.: Demanda en amperios del circuito playón Fuente: Departamento de


Figura 5.6.: Demanda en amperios del circuito pueblo Fuente: Departamento de


0

20

40

60

80

100

120D

eman

da

en A

mp

erio

s

PLAYON

PLAYON

020406080

100120140

Dem

and

a en

Am

per

ios

PUEBLO

PUEBLO

193

Figura 5.7.: Demanda en amperios del circuito comando Fuente: Departamento de


DEMANDA EN KVA

MES CIRCUITOS

PUEBLO PLAYON COMANDO


Octubre 1007 1667 1016

Noviembre 1177 1168 878

Diciembre 1351 1005 823

Enero 1158 1066 2440

Febrero 1844 1493 1623

Marzo 1068 1006 3257

Abril 1790 996 2765

Mayo 1932 1001 1860

Junio 1227 1486 2335

Julio 1241 994 2441

Agosto 1318 998 2441


Octubre 596 1304 1016

Prom.Dem Max 1315.21429 1198.78571 1908.5

Tabla 120.: Demanda Máxima en kilovolamperios de los circuitos pueblo, playón y


01020304050607080

sep

tiem

bre

oct

ub

re

no

viem

bre

dic

emb

re

Ener

o

Feb

rero

Mar

zo

Ab

ril

May

o

jun

io

julio

ago

sto

sep

tiem

bre

oct

ub

re

Dem

and

a en

Am

per

ios

COMANDO

COMANDO

194

Figura 5.8: Demanda en KVA del circuito Pueblo Fuente: Departamento de


Figura 5.9.: Demanda en KVA del circuito Playón Fuente: Departamento de


0500

1000150020002500

sep

tiem

bre

oct

ub

re

no

viem

bre

dic

emb

re

Ener

o

Feb

rero

Mar

zo

Ab

ril

May

o

jun

io

julio

ago

sto

sep

tiem

bre

oct

ub

reDem

ada

en K

VA

PUEBLO

PUEBLO

0

500

1000

1500

2000

sep

tiem

bre

oct

ub

re

no

viem

bre

dic

emb

re

Ener

o

Feb

rero

Mar

zo

Ab

ril

May

o

jun

io

julio

ago

sto

sep

tiem

bre

oct

ub

re

Dem

and

a en

KV

A

PLAYON

PLAYON

195

Figura 5.10.: Demanda en KVA del circuito Comando Fuente: Departamento de


5.5 Calculo del Factor de Utilización del Transformador Caivet.

La duración de la vida de un transformador se encuentra muy vinculada con el

nivel de carga que adquiere el transformador, partiendo de que la vida útil de un

transformador se puede asimilar a la vida de su aislamiento sólido. Un transformador

que funciona a regímenes de carga muy elevados verá reducida la vida de su

aislamiento, comparado con un ritmo mucho más bajo que un transformador que

trabaja en regímenes de carga inferiores, por lo tanto resultará fundamental analizar

qué aspectos influyen sobre la cargabilidad de los dos transformadores de la

subestación independencia

El factor de utilización de los transformadores viene expresado por la siguiente

ecuación

Fu %=

Ante el uso de normativa cadafe según la tabla número 67 se podrá realizar un

diagnóstico para la obtención del factor de utilización de los transformadores

0500

100015002000250030003500

sep

tie

mb

re

oct

ub

re

no

viem

bre

dic

emb

re

Ener

o

Feb

rero

Mar

zo

Ab

ril

May

o

jun

io

julio

ago

sto

sep

tie

mb

re

oct

ub

re

Dem

and

a en

KV

A

COMANDO

COMANDO

196

Los parámetros a considerar son los siguientes:

Se asume el transformador con el mayor número de circuitos alimentados

Se estima el análisis en el primer año de la energización del transformador

tomando aquel mes con mayor índice de consumo.

El Transformador con mayor número de circuitos se ubica en: Bahía 1

Transformador CAIVET 10 MVA

Ante el uso de los indicadores de la subestación independencia el nivel de

consumo en el primer año es:

DEMANDA EN KVA

MES CIRCUITOS

PUEBLO PLAYON COMANDO


Octubre 1007 1667 1016

Noviembre 1177 1168 878

Diciembre 1351 1005 823

Enero 1158 1066 2440

Febrero 1844 1493 1623

Marzo 1068 1006 3257

Abril 1790 996 2765

Mayo 1932 1001 1860

Junio 1227 1486 2335

Julio 1241 994 2441

Agosto 1318 998 2441


Octubre 596 1304 1016

Prom.Dem Max 1315.21429 1198.78571 1908.5

Tabla 121.: Demanda Máxima en kilovolamperios de los circuitos pueblo, playón y


197

Tomando el mes de marzo como el mes de mayor consumo se tiene:

Marzo

Circuito Demanda en [KVA]

Pueblo 1068 KVA

Playón 1006 KVA

Comando 3257 KVA

∑ x circuito KVAtotal:5331

Fu %=

53.31%

De acuerdo a los valores obtenidos en las gráficas se observó que en el mes de

marzo la sumatoria de la demanda máxima por los circuitos pueblo, playón y

comando alcanzaron un valor de 5.3MVA lo cual representa el 53% de carga

nominal del transformador de 10MVA. En este sentido podemos decir que al

momento de transferir toda la carga a una de los dos transformadores instalados en la

subestación, estos contaran con un 47% de reserva para atender incrementos de la

carga futuras. De acuerdo a lo antes mencionado la subestación cuenta con la

capacidad suficiente para realizar una propuesta de tres nuevos circuitos de salidas

que se mantendrán en reserva antes incrementos de la carga a futuro.

5.6 Niveles de Cortocircuito de la Subestación Independencia.

Los siguientes datos fueron suministrados por el departamento de

mantenimiento especializado (LAPRE), provenientes de la data de los reconectadores

COOPER.

198

Tensión

13,8 kV

Instantáneo Trifásico [A] Temporizado

Neutro [A]

Instantáneo

Monofásico [A]

R S T R S T R S T

Corriente Max 380 A 380 A 380 A 114 114 114 - - -

Corriente CC

Simétrica 3I

1760

-

1017

Tabla 122.: Valores de cortocircuito de la subestación independencia Fuente:

LAPRE (2013)

Los datos anteriores corresponden a el nivel de amperaje para que se produzca

los disparos instantáneos en fases, y temporizado a tierra, siendo estos un dato

proveniente de la coordinación de protección de la subestación independencia del año

2012, estos no toman en cuenta los dos nuevos trafos de 10 MVA que se sustituyeron

por los de 5 MVA, por lo que se encuentran desactualizados, para la obtención del

cálculo de conductores por cortocircuito de la subestación independencia, se deberá

actualizar los valores de cortocircuito, ante el uso del cálculo por unidad del sistema.

5.7 Calculo de niveles de cortocircuito de la subestación Independencia

Para el cálculo de los niveles de cortocircuito es necesario encontrar los

parámetros eléctricos de la línea de transmisión de 34,5 kV, partiendo como primicia

se tienen los siguientes datos.

Datos:

Categoría: Línea de Transmisión Media

Longitud: 107 Km

Tensión Nominal: 34,5 kV

Número de líneas: 1

199

Configuración de la línea: Simplex

Apoyos: Torres Metálicas

Nombre de la línea: Derivación Santa Clara

Conductor de la línea: 6201 (Arbidal)

Material del conductor: Aluminio AAAC

Calibre del conductor: 4/0 AWG

Diámetro del conductor mm: 14,31

Número de Hilos del conductor: 7

Resistencia eléctrica del conductor a 75 : 0,319 Ω/Km

Los conductores en la línea tienen la siguiente configuración:

La distancia media geométrica (Dmg) es calculada por:

√

[ ]

√ [ ]

Para la configuración simplex se tiene:

El coeficiente de inducción de la línea se calcula por:

200

[

] [

]

[ ]

Dónde:

N: Número de conductores por fase [1]

Rmg= Radio medio geométrico

La reactancia inductiva típicamente se expresa por

[

]

Al ser una línea media la capacitancia es notable y se calcula por

[

]

La suceptancia tiene un valor de:

[

]

Formando la Impedancia Inductiva se tiene

[ ]

El Angulo de la impedancia se calcula como

201

La admitancia se expresa como

[

]

La conductancia (G) tiene un valor para las siguientes condiciones atmosféricas

Seco: , Húmedo: *

+

Sin embargo puede tomarse despreciable (G=0) en los cálculos actuales, Por lo

que:

[

]

El ángulo de la admitancia se calcula como:

Finalmente los valores de los parámetros eléctricos de la línea por 107 Km son:

[ ]

[ ]

[ ]

El módulo de la impedancia inductiva es

| | √ [ ]

202

Para la Admitancia

| | √ [ ]

La impedancia característica de la línea santa clara y que alimenta a

independencia tendrá el siguiente valor

√| |

| | √

[ ]

5.7.1 Redes de Secuencia

Los siguientes datos fueron suministrados por los datos de placa de los

transformadores y algunos fueron tomados de la data de los reconectadores de la

subestacion santa clara e independencia.

Datos del sistema

Generación:

Transformador 1 (Santa Clara)=

Transformador 2 (Independencia) =

Linea de transmisión 107 Km: [ ]

Tomando como datos iniciales

MVA Base: 20 MVA

203

El circuito mostrado posee 3 zonas por lo que se obtienen sus bases.

Zona 1:

√

Zona 2:

(

)

√

204

Zona 3:

(

)

√

Actualizando las reactancias de los elementos:

Secuencia Positiva:

Generador

(

)

(

) [ ]

Transformador T1

(

)

(

) [ ]

Transformador T2

(

)

(

) [ ]

205

Línea de Transmisión

(

) [ ]

Para análisis de cortocircuito es tomado únicamente la parte reactiva por lo que:

(

) [ ]

Para la red de secuencia negativa se tiene

Generador= 0.10j

Transformador T1= 0.1j

Transfrmador T2=0.1752j

ZL=0.7035j

Formando las redes de secuencia

Sec (+) = Sec (-)

206

Sec (0)

a) Calculo de la impedancia equivalente de secuencia positiva del sistema (barra

3 de 34.5 KV

||

b) Calculo de la impedancia equivalente de secuencia cero del sistema (barra 3

de 34.5 KV)

La barra 3 se encuentra en la zona dos con una base en impedancia de 59.5125

Ω por lo que en valores reales son:

Finalmente el cortocircuito trifásico en la barra de 34,5 Kv valdrá:

207

(

√ )

c) Calculo de la impedancia equivalente de secuencia positiva del sistema (barra

4 de 13.8 KV)

d) Calculo de la impedancia equivalente de secuencia negativa del sistema (barra

4 de 13.8 KV)

La barra 4 se encuentra en la zona tres con una base en impedancia de 9.522 Ω

por lo que en valores reales son:

Finalmente el cortocircuito trifásico en la barra de 13,8 Kv valdrá:

(

√ )

208

Los valores obtenidos anteriormente muestran un incremento notable en la

corriente de cortocircuito trifásica, en la barra tres 34,5 kV se obtuvo un valor 896.74

A y para la barra cuatro 13,8 Kv, 4719.45 A. Esto es debido a la nueva potencia en

sus transformadores que maneja la subestación independencia, es notable que al

sustituir un transformador de 5 MVA por otro de 10 MVA se asume más carga y

dichos valores incrementen considerablemente, por lo que es necesario tomar en

cuenta estos datos para el cálculo de barras flexibles. Actualmente la subestación

cuenta con conductores de cobre 2/0 AWG, los cuales no han sido remplazados y/o

dimensionados para las nuevas condiciones de operación, por lo cual fue necesario

realizar los cálculos anteriores, ya que estos garantizaran la obtención del calibre del

conductor más apropiado

En el apartado del cálculo del factor de utilización del transformador Caivet

arrojo un factor de 53% lo cual es indicativo que este ya se encuentra en la mitad de

su capacidad, y ante la energización futura de tres circuitos de distribución en el

portico de la bahía II, se estima que si no se remplazan el cableado de los pórticos

estos podrían en un futuro causar fallas en el sistema.

209

CAPITULO VI

Normalización de la bahía I y II de la subestación eléctrica Independencia

34,5/13,8 Kv

La normalización de las bahías contempla el uso de la normativa CADAFE

para la elección de equipos y criterios de seguridad, ante el uso de esto se pretende

normalizar el pórtico de la bahía numero 2 el cual es el más afectado en su

normalización ya que no cuenta con el equipo necesario para la implementación de

nuevos circuitos de distribución, Es por ello que se pretenda usar como base los

criterios establecidos en las bases legales ya que permiten la buena obtención de

resultados.

Para la normalización de las bahías se pretende:

Calculo de conductores: El cual incluye la obtención del calibre adecuado

para todo el conexionado de los equipos y barras.

Calculo de distancias de diseño: Para garantizar los criterios de seguridad

establecidos por las normas.

Calculo de esfuerzos mecánicos experimentados por las estructuras.

Normalización del equipo en cada estructura

210

Diseño de planos eléctricos ante el uso de la herramienta Autocad.

Actualización de diagramas unifilares

6.1. Cálculo de Conductores

6.1.1 Barras flexibles

Las barras serán del tipo flexibles de cobre y para su determinación se

realizaran los siguientes cálculos.

Cálculos eléctricos el cual incluye:

Calculo por Capacidad de corriente (método clásico)

Calculo por Capacidad de cortocircuito

Cálculos mecánicos

Esfuerzo debido a cortocircuito

Esfuerzo debido al viento

Tensión longitudinal ejercida por el conductor sobre el pórtico

6.1.2 Condiciones Previas al cálculo de barras flexibles

1. Se dimensionan las barras con la corriente nominal de los transformadores

2. Se toma el lado de baja tensión 13,8 kV por ser donde se producen los

esfuerzos de cortocircuito de mayor magnitud.

3. El factor de reserva se tomara igual a la unidad

4. El factor de utilización será del 90% de su capacidad nominal

5. La temperatura ambiente será de 35

211

6. Los conductores a ser empleados provienen de tablas de la empresa CABEL y

ELECON (Ver anexo xx)

6.1.3 Calculo por Capacidad de corriente

Ante el uso de las siguientes ecuaciones:

√

√

Dónde:

Es la corriente nominal del sistema, en este caso será la corriente nominal

del transformador.

Potencia Nominal del transformador en [MVA]

Tensión del lado de alta del transformador [kV]

Es la corriente nominal del sistema, la cual toma en cuenta la temperatura y la

utilización a que estará sometido el conductor. [Amp]

Factor de temperatura

Factor de utilización generalmente 0,9

Temperatura del conductor normalmente

: Temperatura de la subestación Independencia

Temperatura a la cual se calcula la corriente en la tabla del fabricante.

Para la obtención correcta del conductor es necesario calcular primeramente el factor

de corrección por temperatura Ft

212

De 12 se tiene:

√

Dónde:

: Temperatura máxima de operación del conductor =

: Temperatura ambiente de diseño en la subestación Independencia [C º].

: Temperatura a la cual se calcula la corriente en la tabla del fabricante.

De la tabla xx los valores habituales de las variables de son:

75

35

25

Sustituyendo los valores anteriores en 12:

√

√

De la ecuación 10 se obtiene:

√

√

De 11 finalmente se obtiene:

213

Por tabla de CABEL, para Conductor de Cobre Desnudo 12 hilos Entorchado e

instalado al aire libre resulta: 3x250 MCM, Cu, Imax=540 A

6.1.4 Calculo por Capacidad de Cortocircuito

Se determinará el conductor por capacidad de cortocircuito utilizando la

corriente de falla trifásica de la barras.

La expresión a utilizar es la siguiente:

√

[

] [ ]

Dónde:

S: Sección del conductor o calibre calculado [ ]

Corriente de falla trifásica de las barras [Amp]

Constante del material del conductor

Duración del cortocircuito [dato de reconectadores] [ms]

Temperatura máxima final de cortocircuito del conductor. [ ]

Temperatura de operación [ ]

Temperatura máxima de servicio del conductor [ ]

Las temperaturas utilizadas se encuentran en las tablas del fabricante CAVEL

por ser un fabricante Nacional.

214

La constante K se encuentra en la siguiente tabla

Material K

Cobre 226 234,5

Aluminio 148 228

Plomo 41 230

Acero 78 202

Tabla 21: Constante K y temperaturas de operación de los materiales Fuente:

(Apuntes de sistemas de distribución Ing. Cedeño Luis)

Las temperaturas vienen normalizadas en la tabla siguiente según conductores

CABEL:

Para el cobre:

0.5-1 seg

645

75

Tabla 22: Temperaturas de operación normalizadas en el cálculo de cortocircuitos

Fuente: Apuntes de sistemas de distribución Ing. Cedeño Luis (2013)

Usando los datos siguientes:

Datos del conductor Datos de Cortocircuito

Tipo To Ti Tf K tcc

Cobre 234,5 75 645 226 A 1 seg

215

Aplicando la expresión 13 se tiene:

√

*

+

√

Por tabla de CABEL, para Conductor de Cobre Desnudo 19 hilos, Entorchado e

instalado al aire libre resulta: 3x1/0 AWG, Cu, Imax=315 A

El conductor anterior no cumple con los requerimientos por lo que se escoge

como solución para una instalación a futuro.

Conductor de Cobre Desnudo Entorchado e instalado al aire 3x250 MCM, Cu,

Imax=540 A

6.1.5 Esfuerzos por cortocircuito

Ante el uso de la normativa NS-P-240 la cual expone las siguientes ecuaciones

[ ]

Dónde:

Fuerza ejercida en puntos de amarre y conductores flexibles [N-m]

Corriente de cortocircuito trifásica de la barra [Amp]

Distancia entre ejes de conductores [m]

216

La expresión anterior permitirá el cálculo de los esfuerzos en N-m que ejerce la

corriente de cortocircuito en los puntos de amarre y sujeción en pórticos y

conductores flexibles.

La distancia entre ejes de conductores se representa como:

La corriente de cortocircuito trifásica en las barras de 13,8 kV tiene un valor de

4718 A

Sustituyendo en la ecuación principal se tiene:

Para una longitud de barras de 6 m

217

Haciendo la conversión indicada:

Las barras experimentaran 6.63 Kgf en los puntos de amarre, sujeción de

cadenas de aisladores y conductores flexibles, debido a los esfuerzos producidos por

la corriente de cortocircuito, donde para 250 mcm la máxima carga para su ruptura es

de 5242 Kg, por lo que el conductor es aceptable.

6.1.6 Esfuerzo debido al viento.

El esfuerzo que experimenta el conductor rígido o flexible debido al viendo son

tomados de la norma NS-P-240 la cual expone las siguientes ecuaciones:

Dónde:

: Presión de viento [kg / ]

: Velocidad del viento promedio de la zona en [Km/h]

: Factor de efectividad del viento [0.6]

La Determinación de la fuerza ejercida por los conductores sobre pórtico

debido al viento es

218

Dónde:

: Fuerza del viento sobre los conductores [kg/ ].

: Presión de viento [kg / ] ).

: Diámetro del conductor em [mm]

: Longitud de la barra [m]

La subestación independencia al ser una zona árida, y cercana al mar tiene

ráfagas de viento de 50 Km/h.

Sustituyendo valores en la ecuación 18 se tiene

Para el conductor 250 MCM se tiene un diámetro de 14.62 mm y la longitud de

las barras es de 6m por lo que:

La tensión de ruptura del calibre 250 MCM Cobre tiene un valor de: 2559 kg

por lo que se considera aceptable.

Por lo que el conductor cumple con los cálculos:

Eléctricos

Mecánicos.

219

6.2 Diseño de enlace de barras

Las condiciones para el diseño de enlace de barras entre la bahía 1 y la bahía 2

son los siguientes:

La distancia entre pórtico y pórtico se observa en el siguiente esquema.

La caídas de tensión máxima se estimaran según la normativa Cadafe y será del

2% para un circuito subterráneo con una longitud de 9m.

Los parámetros del sistema se indican a continuación.

Tensión: 13,8 kV (BT)

Tipo del diseño de la red: Subterránea

Configuración de la Canalización: B2C

Material de la Canalización: Ductos PVC

Cantidad de conductores por ducto: 3fases por ducto más un ducto de reserva.

Tipo de conductor: Para redes subterráneas tipo XLPE 15 kV

220

6.2.1 Bancada Preliminar

Por capacidad de corriente se tiene para un transformador con capacidad de 10

MVA.

√

√

Para una temperatura ambiente de 35 de la tabla 1 Norma 54-84 CADAFE se

tiene

Temperatura Ambiente 35

Factor de corrección Ft 0,96

Remplazando los datos anteriores en la corriente de diseño “ Idiseño”:

Tomando en consideración el factor de temperatura se estima la corrente

I`diseño.

R

Datos: V: 13.8 kV Fases: 3 f, fp=0.8 atraso

Ta= 35 Fu= 100% Fr=0

Ductos: PVC Conductor: Cobre XLPE 15kV

221

Con y Según norma 54-87 Pag: 16/26 para una bancada B2C

y factor de carga 100% resulta:

6.3 Calculo por Caída de Tensión

Para las líneas subterráneas se debe considerar una caída de tensión máxima

permitida de 2%, lo que resulta:

La configuración de los conductores en el pórtico es

La expresión a utilizar viene expresada por:

√

La condición óptima es:

3x500 MCM, CU, XLPE 15 kV con Imax= 454 Amp

222

Dónde:

Caida de tension del tramo [V]

Idiseño: Corriente de diseño calculada anteriormente 435,79 [Amp]

L: Longitud en metros del tramo entre pórtico y pórtico 9 [m].

r: Resistencia del conductor a elegir obtenida en las normas [Ω/Km]

Reactancia de la línea obtenida en las normas [Ω/Km]

De las normas de redes de distribución subterránea se tiene para conductor 500

MCM XLPE 15kV

Conductor Resistencia (Ω/Km) Reactancia (Ω/Km)

XLPE 15 kV 0,0930 0,1381

Para un factor de potencia de 0.8

√

Sustituyendo en la ecuación principal:

√

√

Cumpliéndose la condición principal por tabla CABEL se elige:

3x500 MCM, CU, XLPE 15 kV con Imax= 454 Amp

223

6.4 Calculo de Distancias de Seguridad

Al ser independencia una subestación de media tensión solo se tomaran en

cuenta el cálculo de distancia de seguridad entre partes vivas (equipos de

seccionamiento) y las distancias mínimas de fase a tierra que deben poseer los

equipos

6.4.1 Distancia de seguridad entre líneas vivas

Ante el uso de las siguientes ecuaciones

Para 13,8 kV

El NBA para 13,8 kV corresponde a una tensión máxima de diseño de 110 Kv

La distancia mínima entre líneas vivas será de :

Para 34,5 kV

El NBA para 34,5 kV corresponde a una tensión máxima de diseño de 200 Kv

224

La distancia mínima entre líneas vivas será de :

La norma 158- 88 en la tabla Oxd establece una separación mínima entre fases

de 60 cm por lo que se tomara este valor como requerimiento de seguridad basado en

la normativa CADAFE.

6.4.2 Distancia de línea a tierra.

La fórmula que permite calcular la distancia de línea a tierra es:

Dónde:

Tension critica de flameo en kV bajo condiciones normales de

temperatura, humedad y presión.

Factor de humedad bajo condicon normal

Factor de densidad el cual depende de la presión y temperatura bajo condición

normal

Para 13,8 kV

El NBA para 13,8 kV corresponde a una tensión máxima de diseño de 110 kV

225

Sustituyendo en la formula principal se tiene

Para 34,5 kV

El NBA para 34,5 kV corresponde a una tensión máxima de diseño de 200 kV

Sustituyendo en la formula principal se tiene

La norma 158- 88 en la tabla 9 se establece una distancia mínima de los equipos

entre fase y tierra de 26 cm como mínimo para los 13,8 kV y 37 cm para 34,5 kV por

lo que se tomara este valor como requerimiento de seguridad basado en la normativa

CADAFE.

6.4.3 Altura de equipos sobre el nivel del suelo.

Equipos cercanos al suelo como reconectadores seccionadores, transformadores

de medición, protección deben cumplir con las siguientes alturas:

226

Para una tensión de 13,8 kV la tensión máxima de diseño es 15.5 kV

Para una tensión de 34,5 kV la tensión máxima de diseño es 38 kV

La norma 158- 88 en la tabla 9, establece una altura de de equipos sobre el nivel

del suelo de 3m por lo que se tomara este valor como requerimiento de seguridad

basado en la normativa CADAFE.

6.4.4 Altura de conductores flexibles sobre el suelo.

La altura mínima que debe cumplir los conductores flexibles de la subestación

independencia se calcula como.

Para una tensión de 13,8 kV la tensión máxima de diseño es 15.5 kV

Para una tensión de 34,5 kV la tensión máxima de diseño es 38 kV

La norma 158- 88 en la tabla Oxd establece una altura de conductores flexibles

sobre el suelo de 7,5 m por lo que se tomara este valor como requerimiento de

seguridad basado en la normativa CADAFE.

227

6.4.5 Esfuerzos mecánicos experimentados por las estructuras

La Tensión horizontal y longitudinal del conductor sobre un punto de amarre

viene expresada como:

Dónde:

: Tensión longitudinal del conductor (kg).

: Tensión horizontal del conductor (kg).

: Flecha (m).

: Peso del conductor (kg/m).

Para el conductor de cobre 250 MCM se tiene los siguientes datos:

Material Cobre “Cu”

Calibre [MCM] 250

Código Conductor a 37 Hilos

Diámetro 14.62

Área [ ] 127

Carga de ruptura [Kg] 2559

Coeficiente de dilatación [ ] 16900x

Módulo de Elasticidad

11939

Peso del Conductor [

] 1149

Th viene expresada por:

228

La flecha máxima ante la elongación debe ser determinada para los siguientes

estados

Estado 1

Para conductor 250 MCM Cobre:

√ √

La flecha mínima que tendrá el conductor será:

a= vano tomando como longitud de barra 6 [m]

x

La tensión longitudinal del estado 1 es

(

)

Estado 2

229

Dónde:

Peso del conductor

a= vano tomando como longitud de barra 6 [m]

[incógnita]

Para la obtención de se aplica la ecuación de cambio de estado:

[

]

B D

La cual expresamos como:

[ ]

Dónde para 4/0 MCM conductor de barra se tiene:

Tension mecánica horizontal inicial = [kg]

Tension mecánica horizontal final Incógnita [ ]

Temperatura inicial [ ]

Temperatura final 70 [ ]

Peso combinado

Peso del conductor 1149 [kg/m]

Sección del conductor 127 [ ]

Vano 6 [m]

Modulo de elasticidad 11939 [kg/ ]

Coeficiente de dilatación 1.70x [1/ ]

230

Despejando B y D de la ecuación (25)

Remplazando datos en B

Remplazando datos en D

La ecuación (26) es una ecuación de tercer grado la cual tiene la forma:

Con A=0 y C=0 se obtienen B y D y se despeja la cual es la tensión máxima

horizontal.

El resultado anterior es la tensión máxima horizontal para condiciones 70

231

6.5 Normalización del Equipo de la Bahía I

La subestación independencia en sus pórticos de la bahía I y II, deberán estar

conformados por los siguientes 4 niveles, constituidos por vigas UPL 120 y 1500 mm

apernados a columnas formadas por postes tubulares, en estos niveles de altura es

donde se ubicaran los equipos basados en la normalización de estructuras de la

empresa CADAFE.

Figura 6.: Niveles en pórticos formados por vigas UPL 120 y 150 mm Fuente:


232

La normalización se basa en indicar que equipos cumplen la norma y aquellos

los cuales están fuera de ella para ello, la configuración de las líneas en la subestación

independencia para la transformación de la tensión 34,5 kV a 13,8 kV debe pasar por

los siguientes tramos:

Tramo de entrada de línea 34,5 kV

Tramo de salida de línea 34,5 kV

Tramo de transformación

Tramo entrada de línea 13,8 kV


Lo anterior es mostrado en la siguiente figura.

Figura 6.1.: Tramos de línea de la subestación independencia

233

Tramo de entrada de línea 34.5 kV

Equipos de seccionamiento y protección actualmente en el pórtico.

Tres pararrayos de 34.5 kV uno en cada fase.

Tres seccionadores monopolares que reciben a las líneas de 34,5 kV.(Bypass)

Tres seccionadores monopolares de 34,5 kV que van a los bushings de entrada

del reconectador GVR

Un cortacorriente de 34,5 kV, con fusible tipo expulsión de 20 Amp.

Un reconectador Tipo GVR .

Seis pararrayos de 13,8 Kv en los bushings del reconectador.

Transformadores de distribución

Un transformador de distribución con capacidad de 15 KVA para servicios

auxiliares.

Aisladores

Nueve aisladores en amarre tipo capucha 34,5 kV, tres para cada fase

Tres aisladores de 34,5 kV en suspensión usados como puentes.

234

Equipos para medición indirecta

Dos transformadores de potencial de 34.5/100-120 V

Dos transformadores de corriente con relación de 100/ 5 Amp

Para este nivel se encuentra ausente un transformador de corriente con relación

100/5 Amp, la normalización de estructuras en la empresa Cadafe estima el uso de

tres TC, y Dos TP, como equipos para medición indirecta.


El siguiente tramo se refiere a los equipos que están del lado de salida de los

bushings del reconectador GVR (Ver flecha)

Tres seccionadores monopolares 34,5 kV, que van puenteados a los bushings

de salida del reconectador GVR.

Es recomendable el uso de seccionares tripolares de apertura con palanca (Ver

flecha) para esta condición, bajo la normalización de estructuras de la empresa

Cadafe las subestaciones tipo radial I y radial II, cuentan con seccionamientos

tripolares.

235

Tramo de transformación de 34.5/13.8 kV

Está compuesto por un trasformador trifásico de potencia con capacidad de 10

MVA, marca CAIVET y tensión nominal de 34.5/13.8 KV.


Este tramo está compuesto por un pórtico de 13.8 KV con un esquema de barra

simple el cual consta de una estructura metálica de vigas UPL UPL 120 y 150 mm

apernados a columnas formadas por postes tubulares, esta posee tres niveles y su

equipamiento es el siguiente (Ver flecha).

Equipos de seccionamiento y protección en el pórtico.

Tres seccionadores monopolares de 13,8 kV, los cuales cumplen la función de

seccionar la barra .

236

Circuito Pueblo, Playón y Comando

Nueve seccionadores monopolares de 13,8 kV, doble columna con tension

máxima de 15 kV, tres en cada circuito que van a las entrada de los

reconectadores COOPER.


En esta estructura se encuentran ausentes los siguientes equipos:


Tres transformadores de corriente con relación de 300/ 5 Amp

Barras y conexionado

Actualmente independencia cuenta con una barra simple, con calibre 2/0 de

cobre desnudo 7 hilos entorchado, el cual según la tabla 12 “Características

mecánicas y eléctricas de los conductores desnudos de cobre Fuente: CABEL (2013)”

el conductor soporta una corriente máxima de 360 Amp, según el apartado en el

“Calculo del factor de utilización del transformador caivet” este se encuentra a un uso

de 53% lo cual representa 221.73 Amp, siendo independencia una subestación en

crecimiento de carga se estima que cuando el transformador se encuentre a un 80% de

su uso el conductor ya no soportara dichas condiciones de carga por lo que es

recomendable actualizar a los siguientes calibres obtenidos en el cálculo de barras

flexibles página 262.

237

Dos calibres por encima del actual 2/0.


instalado al aire: 3x4/0 AWG, Cu, Imax=490 A

Conductor más ideal, Transformadores al 120%.


instalado al aire: 3x250 MCM, Cu, Imax=540 A

Para conexionado en puentes



Tramo de salida de línea 13,8 Kv

Para el tramo de salida de las líneas de 13,8 kV al haber en dicha estructura tres

circuitos de distribución a 13.8 kV existen para su protección en cada circuito un

reconectador tipo COOPER con tensión máxima de 15 kV los cuales tienen la

función de proteger en caso de fallas en la línea de 13.8 kV a los suscriptores de los

238

circuitos Pueblo, Playon y Comando, a continuación se detallan los elementos que

componen cada circuito.

Equipos de Seccionamiento y Protección del Circuito Pueblo

Tres pararrayos de 13,8 kV para protección de salida de línea

Seis aisladores de 13,8 kV, dos en cada fase a la salida del circuito

Tres seccionadores tipo de 13,8 kV que están a la salida del reconectador y

alimentando el circuito pueblo.

Equipos de Seccionamiento y Protección del Circuito Playón

Tres pararrayos de 13,8 Kv para protección de salida de línea


Tres seccionadores de 13,8 kV que están a la salida del reconectador y

alimentando el circuito playón.

Equipos de Seccionamiento y Protección del Circuito Comando

Tres pararrayos de 13,8 Kv para protección de salida de línea


Tres seccionadores de 13,8 kV que están a la salida del reconectador y

alimentando el circuito comando

6.6 Normalización del Equipo de la Bahía II

La bahía II de la subestación independencia se encuentra inoperativa debido a la

falta de los siguientes equipos en sus pórticos de entrada 34,5 kV y salida 13,8 kV.

239


Equipos de seccionamiento y protección.

Tres pararrayos de 34.5 kV uno en cada fase.

Tres seccionadores monopolares que reciben a las líneas de 34,5 kV.(Bypass)

Tres seccionadores monopolares de 34,5 kV que van a los bushings de entrada

del reconectador GVR

Un cortacorriente de 34,5 kV, con fusible tipo expulsión de 20 Amp.

(Ausente)

Un reconectador Tipo GVR.

Seis pararrayos de 13,8 Kv para el reconectador GVR. (Ausentes)

Transformadores de distribución

Un transformador de distribución con capacidad de 15 KVA para servicios

auxiliares.

Aisladores

Nueve aisladores en amarre tipo capucha 34,5 kV, tres para cada fase

240


Dos transformadores de potencial de 34.5/100-120 V (Ausentes)


Para este nivel se encuentran ausentes dos transformadores de potencial con

relación 34,5/13,8 kV, la normalización de estructuras en la empresa Cadafe estima el

uso de tres TC, y dos TP, como equipos para medición indirecta.


Tres cortacorrientes hacen la función de los seccionadores que van a la salida

del reconectador GVR.

Un juego de seccionadores tripolares 34,5 kV de apertura con palanca que van

puenteados a los bushings de salida del reconectador GVR.

241

Tramo de transformación de 34.5/13.8 kV

Está compuesto por un trasformador trifásico de potencia con capacidad de 10

MVA, marca SIEMENS y tensión nominal de 34.5/13.8 KV.


Este tramo está compuesto por un pórtico de 13.8 KV con un esquema de barra

simple el cual consta de una estructura metálica de vigas UPL UPL 120 y 150 mm

apernados a columnas formadas por postes tubulares, esta posee tres niveles y su

equipamiento es el siguiente

Equipos de seccionamiento y protección en el pórtico.

Un juego de seccionadores tripolares 34,5 kV de apertura con palanca

242

Equipos para medición indirecta en el pórtico



Equipos de Seccionamiento y Protección Actualmente Ausente en el pórtico

9 seccionadores monopolares de 13,8 kV que van a la entrada de los

reconectadores (Ausentes)

9 Pararrayos de 13,8 kV, tres en cada fase en bushings de entrada de

reconectadores. (Ausentes)

Barras y conexionado

Actualmente está bahía cuenta con una barra simple, con calibre 2/0 de cobre

desnudo 7 hilos entorchado, el cual según la tabla 12 “Características mecánicas y

eléctricas de los conductores desnudos de cobre Fuente: CABEL (2013)” el conductor

soporta una corriente máxima de 360Amp, según el apartado en el “Calculo del factor

de utilización del transformador caivet” este se encuentra a un uso de 53% lo cual

representa 221.73 Amp, siendo independencia una subestación en crecimiento de

carga se estima que cuando el transformador se encuentre a un 80% de su uso el

conductor ya no soportara dichas condiciones de carga por lo que es recomendable

actualizar a los siguientes calibres obtenidos en el cálculo de barras flexibles página

262.

Dos calibres por encima del actual 2/0.



243

Conductor más ideal, Transformadores al 120%.


instalado al aire: 3x250 MCM, Cu, Imax=540 A

Para conexionado en puentes



Tramo de salida de línea 13,8 Kv

Para el tramo de salida de las líneas de 13,8 kV al haber en dicha estructura tres

circuitos de distribución a futuro, 13.8 kV existirán para su protección en cada

circuito un reconectador tipo COOPER con tensión máxima de 15 kV los cuales

tienen la función de proteger en caso de fallas en la línea de 13.8 kV a los próximos

suscriptores de estos circuitos, los elementos faltantes en cada circuito son los

siguientes

244

Circuito Futuro 1

Tres pararrayos de 13,8 kV para protección de salida de línea (Ausentes)

Seis aisladores de 13,8 kV, dos en cada fase a la salida del circuito (Ausentes)

Tres seccionadores tipo bypass de 13,8 kV que están a la salida del

reconectador. (Ausentes)

Circuito Futuro 2

Tres pararrayos de 13,8 Kv para protección de salida de línea (Ausentes)



reconectador.

Circuito Futuro 3

Tres pararrayos de 13,8 Kv para protección de salida de línea (Ausentes)



reconectador .(Ausentes)

En la tabla 123 se resumen los elementos faltantes en cada bahía.

245

Equipos Ausentes en la Bahía I Equipos Ausentes en la Bahía 2

Tramo de entrada 34,5 Kv Tramo de Entrada 34,5 kV

Equipo Cantidad Ubicación Especificación

Técnica

Función Equipo Cantidad Ubicación Especificación

Técnica

Función

TC 1 Pórtico

Bahía I

Relación 100/5

A

Medición

Indirecta TP 2 Pórtico

Bahía II

34.5 kV/100-120

V

Medición

Indirecta

- - - - - Pararrayos 6 Idem 15 kV para

protección

de bushings

GVR

Protección

Descarga

Tramo de salida 34,5 kV Tramo de salida 34,5 kV


Técnica


Técnica

Función

Seccionador 1 Pórtico

Bahía I

Tripolar de

apertura con

palanca

Seccionar

salida de

Reconectador

- - - Normalizada

cumple con la

Norma

-

Tramo de Transformación Trafo CAIVET 10 MVA Tramo de Transformación Trafo SIEMENS 10 MVA

Equipo Cantidad Ubicación Especificacion

Tecnica

Funcion Equipo Cantidad Ubicación Especificación

Técnica

Función

Conductor Necesaria Trafo

CAIVET

Cambiar Puentes

a 4/0 Cu 7 Hilos

Conexionado

General


SIEMENS

Cambiar Puentes

a 4/0 Cu 7 Hilos

Conexionado

General

Tramo de Entrada 13,8 kV Tramo de Entrada de 13,8 kV

Equipo Cantidad Ubicación Especificacion

Tecnica


Técnica

Función

TC 3 Pórtico

Bahía I

Relacion 300/5 A Medicion

Indirecta


Bahia II

Monopolar 13,8

kV 2 Columnas.

Seccionadores

de entrada

circuitos

futuros 1,2,3

TP 2 Idem 13,8 kV/100-120

V

Idem - - -

Tabla 123.: Resumen de la normalización de la bahía I y II de la subestación independencia.

246

Equipos Ausentes en la Bahía I Equipos Ausentes en la Bahía 2

Tramo de entrada 13,8 kV Tramo de entrada 13,8 kV


Técnica


Técnica

Función

Conductor Necesaria Pórtico

bahía I

Cambiar Puentes

a 4/0 Cu 7 Hilos

Conexionado

General


bahía II

Cambiar Puentes

a 4/0 Cu 7 Hilos

Conexionado

General

Tramo de salida 13,8 kV Tramo de salida 13,8 kV


Tecnica


Técnica

Función


CAIVET

Cambiar Puentes

a 4/0 Cu 7 Hilos

Conexionado

General


SIEMENS

Cambiar Puentes

a 4/0 Cu 7 Hilos

Conexionado

General

-

-

-

-

-


Bahía II

Monopolar 13,8

kV 2 Columnas.

Seccionadores

de salida

circuitos

futuros 1,2,3

Reconectador 3 Pórtico

Bahía II

Reconectador

COOPER 15 KV

200/1 A

Protección de

circuitos

futuros 1,2,3


bahía II

Cambiar Puentes

a 4/0 Cu 7 Hilos

Conexionado

General

Tabla 123.: Resumen de la normalización de la bahía I y II de la subestación independencia (continuación)

247

6.7 Enlace de Barras

Los siguientes elementos conforman el nuevo enlace de barras de la subestación

Independencia, entre la bahía 1 y la bahía 2.

Seccionador de barra: 2 Tripolares de apertura con palanca [Opcionales 6

Monopolares 13,8 kV]

Copas Terminales de 13,8 kV: 6

Calibre de conductor a utilizar: 500 MCM, 50 metros

Conectores Tipo Barracuda: 6 para calibre 500 MCM

Pararrayos para protección de líneas de 13,8 kV: 6

Bancada: B2C

Conductores por ducto: 3

Tubo Acero Galvanizado para canalización de conductores: 2

Altura y Calibre Tubo Acero Galvanizado: 3 m, 4” Pulg.[Norma 420-05

,Anexo 12]

Tubería Plástica PVC Para bancada B2C: 4” Pulg. [Norma 420-05, Anexo 12]

6.8 Diagrama Unifilar Actualizado

Ante el uso de la herramienta Autocad se realizó la actualización del diagrama

unifilar propuesto de la subestación independencia.

248

249

Figura 6.2: Diagrama Unifilar propuesto en la Subestación Independencia

250

6.9 Equipo total a utilizar en la normalización

Bahía I Transformador CAIVET 10 MVA

Transformadores de potencial: 2 de 13,8 kV/100-127 V

Transformadores de corriente: 4 relación, (1 de 100/5 A, 3 de 300/5 A)

Calibre de conductor a utilizar Para Conexionado General: Cobre 4/0 7 hilos.

Bahía II Transformador SIEMENS 10 MVA

Equipo para la puesta en marcha de los Circuitos Futuros 1, 2 y 3.

Seccionador de barra: 1 Tripolares de apertura con palanca.

Seccionadores de 13,8 kV a la entrada de circuitos: 9

Seccionadores de 13,8 kV a la salida de circuitos: 9

Pararrayos de 13,8 kV en bushings de salida de reconectadores:9

Pararrayos para protección de salida de líneas de 13,8 kV: 9

Aisladores en amarre en salida de circuitos de 13,8 kV: 18

Reconectadores de 13,8 kV modelo COOPER: 3

Caja de Control: 3

Conectores Tipo Barracuda: 10 para calibre 4/0.

Calibre de conductor a utilizar Para Conexionado General: Cobre 4/0 7 hilos.

Transformadores de potencial: 2 de 13,8 kV/100-127 V

Transformadores de corriente: 3 relación 300/5 A.

251

252

CAPITULO VII

RECOMEDACIONES

Bajo la normalización de las bahías en el presente proyecto atendiendo a dar

una solución para la puesta en marcha de nuevos circuitos de distribución en la

subestación independencia se describen a continuación una serie de recomendaciones

asociadas a mantener en condiciones de operatividad toda la aparenta eléctrica de la

subestación, lo cual repercute directamente en la duración de los equipos de potencia:

7.1 Recomendaciones

De los resultados en el cálculo de conductores se recomienda el remplazo total

del calibre 2/0 cu, en puentes y conexionado general, por el calibre 4/0 cu, 7

hilos debido a incrementos futuro de la carga, la subestación independencia

debe poseer un conductor acorde a la demanda en crecimiento lo cual

garantiza la disminución de fallas en el sistema.

Se deben cumplir acorde en lo establecido en las normas de distribución de la

empresa cadafe, el uso de estructuras normalizadas las cuales contengan en

perfecto funcionamiento y asociado a el nivel de tensión que manejan

pararrayos y seccionadores afín a las tensiones que manejan, esto quiere decir

que se debe evitar la colocación de equipo de 34,5 kV en 13,8 kV y viceversa.

Deben evitarse el uso de cortacorrientes como elementos de bypass en las

estructuras debido a que estas no cumplen con la norma.

253

Todas las subestaciones deben poseer, una entrada segura, ante el uso de

portones, se garantiza que personas ajenas a la instalación no ingresen en ella,

debido a que independencia no cuenta con esto.

Ante el sistema de puesta a tierra se deben realizar mediciones de resistividad

del terreno a fin de garantizar las condiciones de aislamiento en equipos y

masa a cuba de transformadores, lo cual es especificado en el apartado 3.48 de

este proyecto.

Para estructuras metalizadas es importante la inspección visual de puntos

calientes en seccionadores y puntos de amarre, sujeción así como bushings de

transformadores, ante el uso de la termografía a fin de evitar la pérdida o daño

de equipo.

Se recomienda mantener la data de reconectadores actualizada por mes,

debido a que estos datos brindan la posibilidad de mantener acorde a los

valores de carga y/o consumo que adquiere la subestación independencia, una

buena elección en las curvas de sobre corriente que brinda los relés, lo cual

garantiza una correcta apertura y reganche de los reconectadores.

Ante la implementación de enlace de barras se recomienda usar en el

seccionamiento de barras a seccionadores del tipo tripolar de apertura manual

con palanca ya que brinda un corte franco en fases.

Todo conductor del tipo subterráneo debe ir canalizado ante el uso de

bancadas, se debe evitar el uso de estos como intemperie. A fin de evitar

accidentes.

Conectores tipo barracuda de aleación de aluminio deben ser sustituidos por

conectores de cobre debido a los efectos de salinidad en la zona se garantiza

de que estos no se corroan fácilmente.

254

Se recomienda la colocación de pararrayos en todos los bushings tanto de

entrada y salida de reconectadores, a fin de proteger correctamente fases.

255

Conclusiones

Las normalización de subestaciones hoy en día conlleva mantener al margen

todo el conjunto de equipos y elementos que conforman dichas instalaciones, basado

en apego a la normativas existentes proporcionadas por la empresa CORPOELEC, se

garantiza un sistema que cumple los requerimientos técnicos y operativos para la

alimentación del sistema interconectado nacional.

El diseño de cualquier subestación eléctrica debe ser confiable y seguro, de

manera que esta brinde un alto nivel de continuidad del servicio eléctrico, asociado a

los límites de operación y alta demanda de consumo de energía, la modificación de

estas instalaciones a futuro deben tenerse en cuenta, ya que permite la

implementación de adaptaciones futuras, hoy en día la subestación independencia

contara con una bahía la cual partiendo de este proyecto podrá ser normalizada y

puesta en servicio.

La implementación de un nuevo enlace de barras entre la bahía I y II brindara la

posibilidad de transferencia de carga de los circuitos. entre los transformadores a 10

MVA existentes en independencia, lo cual garantizara el correcto aprovechamiento de

la capacidad de estos equipos, disminuyendo así sus factores de utilización.

256

Fuentes consultadas

[1] Tamayo y Tamayo (20.11). El proceso de la investigación científica.

Editorial Limusa. Cuarta edición. México.

[2] Universidad Pedagógica Experimental Libertador (UPEL). (2006).

Manual De Trabajos de Grado de Especialización y Maestrías y Tesis

Doctorales. 4ta Edición, Editorial FEDUPEL, Caracas.

[3] Hernández M. (2.011) Metodología de la Investigación. Lima – Perú

[4] UNA (2.012) Metodología de la Investigación (2012). Universidad

Nacional Abierta. Caracas – Venezuela.

257

Anexos

258

Anexo 1.: Vista A-A del pórtico de la bahía I Subestación Independencia 34,5 kV/13.8 kV

259

Anexo 2.: Vista B-B del pórtico de la bahía I Subestación Independencia 34,5 kV/13.8 kV

260

Anexo 3.: Diagrama Unifilar propuesto en la Subestación Independencia.

261

Anexo 4.: Vista C-C Propuesta del enlace de barras de la S/E independencia 34,5 kV/13.8 kV.

262

Anexo 5: Vista de planta de la S/E independencia con implementación de enlace de barras.

263

Anexo 6: Circuito Santa Clara, S/E independencia 34,5 kV/13.8 kV.

264

Anexo 7: Pórticos de entrada de la bahía I (Izquierda) y II (Derecha),Subestación Independencia..

265

Anexo 8: Pórtico de salida de la bahía I, Circuitos Pueblo, Playón y Comando, Subestación Independencia..

266

Anexo 9: Pórtico de salida de la bahía II (Inoperativo), Subestación Independencia..

267

Anexo 10: Pórtico de salida de la bahía II,Ubicación del enlace de barras, Subestación Independencia..

268

Anexo 11: Características de conductores de cobre desnudo (Cabel).

269

Anexo 12:Norma 420-05, Máximo número de cables 15 kV, XLPE de igual calibre en tuberías de acero galvanizado.

270

Documents

Normalizacion de La Bahia I y II SE Independencia