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

Kleyderman José Cárdenas Marquez Autores:

Saúl Andrés Silva Castillo

Tutor Industrial:

Ing. Rubén. Hernández

Tutor Académico:

Ing. Enrique Gavorskis

MARACAY, ENERO 2014

REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA MINISTERIO DEL PODER POPULAR PARA LA DEFENSA UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL POLITÉCNICA DE LA FUERZA ARMADA NACIONAL 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 i

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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) ZONA ARAGUA.

Ing. Rubén Hernández C.I. 11.501.900 ii

DE CORPOELEC

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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 iii

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

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DEDICATORIA

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

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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.

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AGRADECIMIENTOS

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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

Kleyderman Cárdenas Autores:

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 viii

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 ix

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 x

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

xi

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 xii

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 xiii

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 xiv

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

xv

ÍNDICE DE TABLAS Pág.

Tabla 1.: Ubicación de la empresa CORPOELEC en el estado Aragua Tabla 2.: deberes y responsabilidades a desarrollar

11 19

Tabla 3.: Actividades realizadas

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Tabla 4.: Niveles de tensión asociados a la transmisión de energía eléctrica en Venezuela Tabla 5.: Niveles de tensión normalizados para circuitos de distribución primarios. Tabla 6.: Tensiones Normalizadas en baja tensión según normativa COVENIN 159-2005 para el servicio Monofásico. Tabla 7.: Tensiones Normalizadas en baja tensión según normativa COVENIN 159-2005 para el servicio Trifásico. Tabla 8.:Subestaciones eléctricas Atendidas del estado Aragua Tabla 9.: Simbología normalizada en el uso de diagramas unifilares Tabla 10.: Valores normalizados de tensiones entre fases Tabla 11.: Distancias mínimas entre fases para barras rígidas Tabla 12.: Distancia mínima entre fases para barras Tabla 13.: Distancias de seguridad para instalaciones exteriores Tabla 14.: Características mecánicas y eléctricas de los conductores ACSR desnudos Tabla 15.: características mecánicas y eléctricas de los conductores ACC . Tabla 16.: Características mecánicas y eléctricas de los conductores desnudos de cobre Tabla 17.: Características mecánicas y eléctricas de los Conductores Rigidos de aluminio. Tabla 18.: Características mecánicas y eléctricas de los Conductores Rígidos de Cobre. Tabla 19.: Coeficientes de emisividad de conductores Tabla 20.: Valores habituales de Ft para conductores de aluminio. Tabla 21.: Constante K y temperaturas de operación de los materiales Tabla 22.: Temperaturas de operación normalizadas en el cálculo de cortocircuitos Tabla 23.: Calibres primarios Normalizados en redes de distribución según Norma CADAFE 53-87. Tabla 24.: Número mínimo de aisladores tipo estándar de 25.4 cm de diámetro x14,6 cm de altura tipo suspensión formando cadenas Tabla 25.: Condiciones de servicio para el uso de aisladores de porcelana según norma 3.3 CADAFE Tabla 26.: Condiciones ambientales de diseño para aisladores de porcelana Tabla 27.: Características Técnicas Dieléctricas Aisladores Tipo Espiga. Tabla 28.: Características Mecánicas y físicas de aisladores tipo espiga. Tabla 29.: Características Técnicas Dieléctricas Aisladores Tipo

29

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30 30 31 34 48 52 53 53 55 61 61 62 64 65 70 72 73 73 74 81 82 83 84 85 85

Suspensión Tabla 30.: Características Mecánicas y físicas de Aisladores Tipo Suspensión. Tabla 31.: Características Técnicas Dieléctricas Aisladores Poliméricos. Tabla 32.: Características Mecánicas y físicas de Aisladores Polimericos Tabla 33.: Consumo en VA de diferentes aparatos Tabla 34.: Valores normalizados de burden o carga para transformadores de potencia según norma ANSI C57.13. Tabla 35.: Clase de precisión de transformadores de tensión Tabla 36.: Condiciones de servicio para el uso de transformadores de potencial según Norma 20.3 CADAFE. Tabla 37.: Condiciones ambientales de diseño para transformadores de potencial según Norma 20.3 CADAFE. Tabla 38.: Características técnicas dieléctricas de transformadores de potencial según Norma 20.3 CADAFE. Tabla 39.: Consumo en VA de diferentes aparatos Tabla 40.: Clase de precisión para transformadores de corriente según norma ANSI C57.13 Tabla 41.: Valores normalizados de burden o carga para transformadores de corriente según Norma ANSI C57.3 Tabla 42.: Clase de precisión de transformadores de corriente para instrumentos de medición (Norma IEC 185), corriente de 5A en el secundario. Tabla 43.: Valores normalizados de burden o carga para transformadores de corriente según Norma ANSI C57.3 Tabla 44.: Condiciones de servicio para transformadores de corriente según Norma 20.1 CADAFE. Tabla 45.: Condiciones ambientales indicadas para transformadores de corriente según Norma 20.1 CADAFE. Tabla 46.: Características técnicas Dieléctricas de transformadores de corriente según Norma 20.1 CADAFE. Tabla 47.: Características técnicas de capacidad para transformadores de corriente segun Norma 20.1 CADAFE. Tabla 48.: Corrientes nominales primarias en transformadores de corriente según Norma 20.1 CADAFE. Tabla 49.: Corriente nominal secundaria para transformadores de corriente bajo Norma 20.1 CADAFE. Tabla 50.: Transformadores de corriente normalizados bajo Norma 20.1 CADAFE Tabla 51.: Sistemas de refrigeración típicos de transformadores de potencia Fuente: Norma CADAFE 23.1 Tabla 52.: Potencia nominal en diferentes etapas de refrigeración Tabla 53.: Potencia nominal en diferentes etapas de refrigeración para transformadores de 3,750 KVA a 12,500 KVA. Tabla 54.: Condiciones ambientales indicadas para transformadores de potencia según Norma 23.1 CADAFE. Tabla 55: Nivel de aislamiento de arrollado primario de 34.5 y 13.8 Kv en trafos de 10 MVA xvii

86 87 88 90 91 92 93 93 94 95 96 97 98

99 100 100 101 101 101 102 102 106 107 107 108 109

Tabla 56.: Nivel de aislamiento de arrollado secundario de 34.5 y 13.8 Kv en trafos de 10 MVA . Tabla 57.: Niveles de amperaje típicos en trafos de potencia de 34,5/13,8 kV . Tabla 58.: Tensión de Cortocircuito en tomas de transformadores de 10MVA . Tabla 59.: Campo de regulación de tensión en transformadores de 10MVA. Tabla 60.: Identificación de relevadores para protección según normativa ANSI Tabla 61.: Sufijos aplicados a relevadores en subestaciones eléctrica según norma ANSIC37.2. Tabla 62.: Características técnicas y eléctricas Reconectadores. Tabla 63.: Parámetros básicos de operación Reconectador NOJA Power. Tabla 64.: Capacidades de voltaje de Reconectadores COOPER NOVA Tabla 65: Capacidades de corriente de Reconectadores COOPER NOVA. Tabla 66.: Capacidades de corriente de Reconectadores GVR. Tabla 67.: Condiciones de servicio para el uso de aisladores de fusibles según norma 2.1 CADAFE. Tabla 68.: Corriente de fusión para fusibles tipo K Fuente norma 2.1 CADAFE. Tabla 69.: especificaciones del sistema para seccionadores monopolares Tabla 70.: Condiciones ambientales de diseño seccionadores monopolares Tabla 71.: Características Técnicas dieléctricas seccionadores monopolares Tabla 72.: Características de capacidad de seccionadores monopolares. Tabla 73: especificaciones del sistema para seccionadores tripolares Tabla 74.: Condiciones ambientales para seccionadores tripolares Tabla 75.: Caracteristicas dielectricas para seccionadores tripolares Tabla 76.: Caracteristicas de capacidad para seccionadores tripolares Tabla 77.: especificaciones del sistema para apartarrayos Tabla 78.: Condiciones ambientales para apartarrayos Tabla 79.: Características técnicas dieléctricas para apartarrayos Tabla.80.: Características de capacidad para apartarrayos Tabla 81.: Características de protección para apartarrayos Tabla 82.: especificaciones del sistema para interruptores de potencia trifásicos Tabla .83: Condiciones ambientales para interruptores de potencia trifásicos Tabla 84.: Características Dieléctricas de interruptores trifásicos . Tablas 85.: Características De Capacidad para interruptores trifásicos Tabla 86.: Especificaciones de Interruptores equipados con transformadores de corriente Tabla 87.: Alimentación de interruptores trifásicos mediante servicios Auxiliares Tabla 88.: Condiciones ambientales para interruptores de potencia trifásicos Tabla 89.: Características eléctricas transformadores de distribución Tabla 90.: Potencia nominal en transformadores de distribución Tabla 91.: Tensiones nominales en transformadores de distribución Tabla 92.: Regulación de tensión en devanados de transformadores de distribución . xviii

109 110 111 111 115 115 120 123 124 124 125 128 129 131 132 133 134 134 135 136 137 140 141 141 142 142 145 146 147 147 149 149 151 151 152 152 153

Tabla 93.: Valores de impedancia en transformadores de distribución Tabla 94.: Niveles de iluminaciones adecuados en bahías de subestaciones eléctricas. Tabla 95.: Tensión nominal del sistema de corriente continua Tabla 96.: Valores máximos de resistencia de red de tierras en función de su capacidad. Tabla 97.: Conductores utilizados en conexiones y barras de la subestación independencia. Tabla 98.: Conductores utilizados para la alimentación en equipos de control de la subestación independencia. Tabla 99.: Datos de placa de transformador de potencia TX1 de la Subestación Independencia Tabla 100.: Datos de placa de los transformadores de Potencial de la Subestación Independencia Tabla 101.: Datos de placa de los transformadores de Corriente de la Subestación Independencia 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 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 Tabla 106.: Datos de placa de Apartarrayos de 13,8 kV de la Subestación Independencia Tabla 107.: Datos de placa de Apartarrayos de 34,5 kV de la Subestación Independencia Tabla 108.: Datos de placa de Reconectador GVR L1 de la Subestación Independencia Tabla 109.: Datos de placa de Reconectador NOVA COOPER Circutios Pueblo, Playon y Comando de la Subestación Independencia Tabla 110.: Datos de placa de Transformador de servicios auxiliares de la Subestación Independencia Tabla 111.: Datos de placa de Fusibles tipo K en transformador de servicios auxiliares de la Subestación Independencia Tabla 112.: Datos de placa del transformador de potencia TX2 de la Subestación Independencia Tabla 113.: Datos de placa de los transformadores de Corriente de la Subestación Independencia Tabla 111.: Datos de placa de Seccionador Monopolar 34,5 de la Subestación Independencia Tabla 115.: Datos de placa de Seccionador Tripolar 34,5 kV de la Subestación Independencia Tabla 116.: Datos de placa de Reconectador GVR Entrada de líneas L1,L2 de la Subestación Independencia Tabla 117.: Datos de placa de Transformador de servicios auxiliares de la Subestación Independencia xix

153 155 157 161 179 179 180 181 181 181 181 182 182 182 182 183 184 184 184 185 186 186 186 187 188

Tabla 118.: Demanda Máxima en kW de los circuitos pueblo, playón y comando Tabla 119.: Demanda Máxima en amperios de los circuitos pueblo, playón y comando Tabla 120.: Demanda Máxima en kilovolamperios de los circuitos pueblo, playón y comando Tabla 121.: Demanda Máxima en kilovolamperios de los circuitos pueblo, playón y comando Tabla 122.: Valores de cortocircuito de la subestación independencia Tabla 123.: Resumen de la normalización de la subestación independencia

xx

189 191 193 196 198 239

ÍNDICE DE FIGURAS Pág.

Figura 1. Subestaciones atendidas y no atendidas por la región 4 Zona Aragua. Figura 2.1.: Estructura organizativa CADAFE Figura 2.2.: Organigrama de la División de Operación y Mantenimiento Figura 3.1.: Representación de un sistema de potencia Figura 3.2.: Sistema interconectado nacional Figura 3.3.: Equipo de control de una subestación eléctrica no atendida. Figura 3.4.: Sistema de potencia Radial Figura 3.5.: Sistema de potencia en Anillo Figura 3.6.: Sistema de potencia mallado. Figura 3.7.: Bahía de una subestación Figura 3.8.: Niveles de aislamiento en equipos de subestaciones eléctricas. Figura 3.9.: Niveles de aislamiento experimentados por Figura 3.9.1.: Dimensiones medias de un operador. Figura 3.9.1.2 Zona de circulación y distancia de seguridad vertical para la circulación del personal Figura 3.9.1.3.: Zona de circulación y distancia de seguridad horizontal para la circulación del personal Figura 3.9.1.4.: Distancia de seguridad vertical para circulación de vehículos Figura 3.9.2.: Características inversivas en relevadores de sobre corriente Figura 3.9.3.: Diagrama del ciclo de trabajo de un reconectador Figura 3.9.4.: Interruptor de potencia tanque muerto Figura 3.9.4.1.: Interruptor de potencia tanque vivo Figura 3.9.5.: Medidas referenciales en pórticos de concreto y estructurales para subestaciones de media tensión 34,5/13,8 kV. Figura 3.9.6.: Niveles en pórticos formados por vigas UPL 120 y 150 mm Figura 5.: Diagrama Unifilar actual de la Subestación Independencia Figura 5.1.: Descripción de las bahías de la subestación independencia Figura 5.2.: Demanda en Kw del circuito pueblo Figura 5.3.: Demanda en Kw del circuito playón Figura 5.4.: Demanda en Kw del circuito comando Figura 5.5.: Demanda en amperios del circuito playón Figura 5.6.: Demanda en amperios del circuito pueblo Figura 5.7.: Demanda en amperios del circuito comando Figura 5.8: Demanda en KVA del circuito Pueblo Figura 5.9.: Demanda en KVA del circuito Playón Figura 5.10.: Demanda en KVA del circuito Comando Figura 6.: Niveles en pórticos formados por vigas UPL 120 y 150 mm Figura 6.1 .: Tramos de línea de la subestación independencia Figura 6.2: Diagrama Unifilar propuesto en la Subestación Independencia

xxi

6 15 16 27 29 35 43 44 46 48 50 51 57 58 58 59 113 119 144 138 158 159 177 178 190 190 191 192 192 193 194 194 195 231 232 246

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

1

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.

2

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

3

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.

4

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.

5

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.

6

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.

7



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.

8

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.

9

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.

10

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 Calle Mariño, sur Nº 45-A casco

Dirección

central, frente a antiguo Telares Maracay

Teléfono

(0243) 2311336

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

11

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.

12

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.

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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.

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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.

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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,

16

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:

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SEMANA 1



DEBERES Y RESPONSABILIDADES A DESARROLLAR 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)



Inducción sobre el manejo de equipos TILT, TTR, Memobox, Prueba de la relación de transformación a transformadores de

3

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.



Realización de pruebas ante el manejo de los equipos TILT, TTR, HIPOT, Kilovoltimetro, Kiloamperimetro,Megger,inyector de corriente, banco de

5

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.

18

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.



Verificación de los puntos de soldadura exotérmica en el sistema de puesta a tierra.

14



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

19

2.3.4.5 Plan de actividades realizadas SEMANA 1



ACTIVIDADES REALIZADAS 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

20

SEMANA 3



ACTIVIDADES REALIZADAS 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.

5



Desarrollo del contenido del proyecto a realizar



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)

21

SEMANA 6



ACTIVIDADES REALIZADAS 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

distribución y prueba a TP (Transformadores de potencial)

Tabla 3.: Actividades realizadas (continuación)

22

de

SEMANA 10



ACTIVIDADES REALIZADAS 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.

Tabla 3.: Actividades realizadas (continuación)

23

SEMANA 13



ACTIVIDADES REALIZADAS 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 subestación independencia.



Calculo de los valores de cortocircuito en la barra de salida de la subestación independencia.



Diseño de la barra de transferencia propuesta en la subestación independencia.



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.

Tabla 3.: Actividades realizadas (continuación)

24

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.

25

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:

26

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

27

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:

28

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:

29

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

# DE HILOS

SERVICIO

MONOFASICO

VOLTAJE

USO Y APLICACIONES

NOMINAL 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.

30

TIPO DE

# DE HILOS

SERVICIO

TRIFASICO

VOLTAJE

USO Y APLICACIONES

NOMINAL 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.

31

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

32

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:

33

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

115/13,8 kV

negro, Corinsa 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

34



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.

35

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

36

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

37



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



Conmutador del Mando de Seccionadores: Manual.

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



Conmutador del Mando de Disyuntores: Local-Remoto



Conmutador del Mando de Seccionadores: Manual.

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



Conmutador del Mando de Seccionadores: Manual

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 Tramos de 13.8 kV: 14



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 Transformadores de Servicios Auxiliares: 2

38



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 Tramos de 230 kV: 14



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 Tramos de 115 kV: 9



Máximo número de Salidas de Línea 115 kV: 5



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.



Conmutador del Mando de Seccionadores: Manual

39

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 Tramos de 34.5 kV: 8



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.



Máximo número de Tramos de 13.8 kV: 18



Máximo número de Salidas de 13.8 kV: 12



Máximo número de llegadas de Transformadores a Barras de 13.8 kV: 3



Máximo número de Acoplamiento de Barras: 2



Disyuntor de Transferencia: 1



Tramos para Servicios Auxiliares: 2



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



Conmutador del Mando de Seccionadores: Manual

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



Máximo número de Salidas de Línea 115 kV: 2

40



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



Conmutador del Mando de Seccionadores: Manual

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



Conmutador del Mando de Disyuntores: Local-Remoto



Conmutador del Mando de Seccionadores: Manual



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



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



Salida de Transformador Elevador: 1



Tramo para Servicios Auxiliares: 2



Conmutador del Mando de Disyuntores Local-Remoto



Conmutador del Mando de Seccionadores: Manual.

41

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.

42

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.

43

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.

44

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:

45

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

46

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

47

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:

48



Barras Colectoras de tipo flexible o rigidas.



Conductores de alta y baja tensión



Aisladores



Transformadores de potencial



Transformadores de corriente



Transformadores de potencia



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

49

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.

50

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).

51

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).

52

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:

53

[ ]

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: [ ]

54

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 110

150

200

350

550

1050 1550

2100

40

40

70

110

220

650

kV Distancia mínima a masa

26

350

(cm) Conductores Rígidos (Tubos) y terminales de equipos (cm) Conductores Flexibles

26+f 40+f 40+f 70+f 110+f 220+f 350+f 650+f

(Cables) (cm) Distancia mínima entre

40

100

100

150

200

300

400

1000

60

100

100

150

250

400

600

1500

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

fases (cm) Conductores Rígidos (Tubos) y terminales de equipos (cm) Conductores Flexibles (Cables) (cm) Altura mínima a tierra (m) Conductores Rígidos (Tubos) y terminales de equipos

Tabla 13.: Distancias de seguridad para instalaciones exteriores Fuente: Norma CADAFE 158-88.

55

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

56

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.

57

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).

58

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:

59



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.

60

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).

61

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

62

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.

63

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).

64

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.

65

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.

66

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.

67

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]

68

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.

69

EMISIVIDAD MATERIAL Cond. Nuevo Cond. Viejo

CADAFE

CADAFE

Interiores

Exteriores

Cobre

0,40

0,70

0,4

0,6

Aluminio y

0,38

0,90

0,35

0,5

0,45

0,90

-

-

aleaciones ACSR

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 [

70

]

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.

71

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).

72

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.

73

Los conductores encontrados deben ser normalizados ante el uso de Norma 5387 la cual expone:

Tipo de red

Calibre del conductor

Material del conductor

2 AWG 1/0 AWG 2/0 AWG

ALUMINIO (ARVIDAL)

4/0 AWG AEREA

4 AWG 2 AWG

COBRE

2/0 AWG 2 2/0 SUBTERRANEA

250 MCM

COBRE

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.

74

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].

75

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 /

] ).

76

].

: 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

77

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: [

]

78

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:

79

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

80

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

81

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

NBI kV

sistema de fase a fase 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.

82

Tensión Nominal

13.8 kV

34.5 kV

Tensión Máxima de

15.5 kV

38.0 kV

Estrella con neutro puesto

Estrella con neutro puesto

a tierra

a tierra

60 Hz

60 Hz

diseño Conexión

Frecuencia Nominal

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

83

Características Técnicas Dieléctricas Aisladores Tipo Espiga.

Clase

55-55

56-2

Tensión nominal del

13,8 kV

24 kV

sistema Tensión de descarga a baja

34,5 kV 85 Kv

110 kV

frecuencia en seco

Tensión de descarga a baja

56-3

125 Kv

45 Kv

70 kV

frecuencia en húmedo

80 kV

Tensión de descarga a impulso critico positivo

140 Kv

175 kV

Tensión de descarga a

170 kV

225 kV

impulso critico negativo

Tensión de perforación a

265 kV

115 kV

145 kV

baja frecuencia

Tensión de ensayo a tierra

200 kV

165 k V

15 kV

22 kV

en baja frecuencia para

30 kV

radio de influencia Tensión máxima de radio

8,000 µV

12,000 µV

16,000 µV

influencia a 1000 Khz

Tabla 27.: Características Técnicas Dieléctricas Aisladores Tipo Espiga.

84

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

15,9 cm

21,0 cm

24,1 cm

15,2 cm

17,8 cm

20,3 cm

2,2 kg

6,0 kg

6,0 kg

de arco en seco Altura mínima de la espiga Peso

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

Características Técnicas Dieléctricas Aisladores Tipo Suspensión

Clase

52-1

56-3

52-4

Tensión de descarga a baja

60 kV

80 kV

80 kV

30 kV

50 kV

50 kV

100 kV

125 kV

125 kV

a

100 kV

130 kV

130 kV

Tensión de perforación a

80 kV

110 kV

110 k V

7,5 kV

10 kV

10 kV

50 µV

50 µV

50 µV

frecuencia en seco Tensión de descarga a baja frecuencia en húmedo Tensión

de

descarga

a

impulso critico positivo Tensión

de

descarga

impulso critico negativo

baja frecuencia Tensión de ensayo a tierra en baja frecuencia para radio de influencia Tensión máxima de radio influencia a 1000 Khz Tabla 29.: Características Técnicas Dieléctricas Aisladores Tipo Suspensión

85

Características Mecánicas y físicas

Clase

52-1

52-3

52-4

Distancia de fuga

17,8 cm

29,2 cm

29,2 cm

Resistencia

4,540 kg.

6,810 kg

6,810 kg

0,52 kg

0,63 cm

0,63 cm

2,700 kg

4,540 kg

4,540 kg

2,2 kg

6,0 kg

6,0 kg

electromecánica Resistencia al impacto Tensión mecánica de carga sostenida Peso

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

86

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

100 kV

115 kV

130 kV

70 kV

85 kV

100 kV

150 kV

175 kV

200 kV

180 kV

205 kV

230 kV

15 kV

15 kV

20 kV

5 µV

5 µV

5 µV

Tensión de descargas a baja frecuencia

Tensión de descarga a baja frecuencia en húmedo (posición horizontal) Tensión de descarga a impulso critico positivo

Tensión de descarga impulso critico negativo

Tensión de ensayo a tierra en baja frecuencia para radio influencia

Tensión máxima de radio influencia a 1.000 KHz

Tabla 31.: Características Técnicas Dieléctricas Aisladores Poliméricos.

87

Características Mecánicas y físicas

Numero de aletas o

4

5

6

Distancia de fuga

36,3 cm

46,2 cm

56,1 cm

Resistencia

6,810 kg

6,810 kg

6,810 kg

Resistencia al impacto

0,63 kg

0,63 kg

0,63 kg

Tensión mecánica de

3,400 kg

3,400 kg

3,400 kg

4,540 kg

4,540 kg

4,540 kg

discos

electromecánica

prueba de carga Tensión mecánica de carga sostenida 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

88

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

89

Aparatos

Consumo Aproximado en VA Transformadores de potencia

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

90

Cargas Nominales Designación VA

Características en base a 120V y 60 Hz Resistencia Ω Inductancia H

Fp

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:

91

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

Error de fase para los

los valores de la

valores de la intensidad

intensidad expresadas en

expresadas en % d la

% de la intensidad

intensidad nominal

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 Condiciones de servicio

Los transformadores de potencial deben ser diseñados y construidos para las siguientes condiciones de servicio del sistema.

92

Tensión Nominal

13.8 kV

34.5 kV

Tensión Máxima de

15.5 kV

38.0 kV

Estrella con neutro puesto

Estrella con neutro puesto

a tierra

a tierra

60 Hz

60 Hz

diseño Conexión

Frecuencia Nominal

Tabla 23.1.: Condiciones de servicio para el uso de transformadores de potencial según Norma 20.3 CADAFE. Montaje

Los transformadores de potencial serán instalados a la intemperie, sobre estructuras metálicas y deben ser diseñados y construidos para las condiciones ambientales indicadas

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 37.: Condiciones ambientales de diseño para transformadores de potencial según Norma 20.3 CADAFE.

93

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

N/A

34 Kv

N/A

70 kV

2 kV

2 kV

2 kV

2 kV

250 µV

250 µV

250 µV

250 µV

Tensión de ensayo a frecuencia de servicio un minuto en seco Tensión de ensayo a frecuencia de servicio un minuto en seco entre devanado secundario contra primario y tierra Tensión máxima de radio interferencia (RIF) 1.3Un 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

94

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 Transformadores de potencia

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).

95

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:

Error de relación %

Errores de fase para los

para los valores de

valores de la intensidad

Clase de

Límite de TCF intensidad expresados

precisión

en % de la intensidad

expresados en % de la intensidad nominal

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

96

Burden o carga para transformadores de medición

Burden

Resistencia

Inductancia Impedancia VA (5A) Fp mH Ω Secundario ´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

97

Clase de Error de relación en % para los Errores de fase para los valores precisión valores de intensidades de la intensidad expresados en % expresados en % de la de la intensidad nominal 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

-

3,00

-

-

-

-

5,00

-

-

-

-

5

20

100

120

3,0

-

-

3,00

5,0

-

-

3,00

Gama Extendida 1

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.

98

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

Condiciones de servicio

Los transformadores de corriente deben ser diseñados y construidos para las siguientes condiciones de servicio del sistema.

99

Tensión Nominal

13.8 kV

34.5 kV

Tensión Máxima de

15.5 kV

38.0 kV

Estrella con neutro puesto

Estrella con neutro puesto

a tierra

a tierra

60 Hz

60 Hz

diseño Conexión

Frecuencia Nominal

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

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 45.: Condiciones ambientales indicadas para transformadores de corriente según Norma 20.1 CADAFE.

100

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

35 kV

70 kV

3 kV

3 kV

250 µV

250 µV

Tensión de ensayo a frecuencia de servicio un minuto en seco entre el devanado primario contra secundario y tierra Tensión de ensayo a frecuencia de servicio un minuto en seco, entre el devanado secundario contra primario y tierra Tensión máxima de radio interferencia (RIF) a 1,3Un

Tabla 46.: Características técnicas Dieléctricas de transformadores de corriente según Norma 20.1 CADAFE.

Características Técnicas de Capacidad

<100 A

Corriente nominal primaria

<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 según Norma 20.1 CADAFE.

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.

101

Corriente nominal secundaria

Para 13,8 kV

5A

Para 34,5 kV

5A

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

Clase de

Potencia de

Devanados

Precisión

Precisión Dev.

Protección Medición Medición Medición y

2 1

protección Protección

VA 0.5

15

5P20 0,5

15

5P20

15

1 2

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.

102

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:

103



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).

104



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.

105

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

Refrigeración mediante circulación natural

Natural Circulation)

del aceite y del aire en los radiadores. Refrigeración mediante circulación natural

ONAF (Oil Natural Circulation Air

del aceite y circulación forzada de aire a

Forced Circulation)

través de los radiadores Refrigeración mediante circulación forzada

OFAF (Oil Forced Circulation Air Forced

del aceite (bombas de aceite hacia los

Circulation)

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

106

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)

107

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

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 54.: Condiciones ambientales indicadas para transformadores de potencia según Norma 23.1 CADAFE.

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

108

Tensión Nominal

34,5 kV

Frecuencia Nominal

60 Hz

Tensión de Aislamiento máximo de

36kV

servicio Nivel de aislamiento a las ondas de

170 kVp

choque (completas) a tierra Nivel de aislamiento a las ondas de

195 kVP

choque (cortadas) a tierra Nivel de aislamiento a frecuencia

70 kV

industrial 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 Nominal

13,8 kV

Frecuencia Nominal

60 Hz

Tensión de Aislamiento máximo

17,5 kV

Nivel de aislamiento a las ondas

95 kVp

de choque (completas) a tierra Nivel de aislamiento a las ondas

110 kVP

de choque (cortadas) a tierra Nivel de aislamiento a

38 kV

frecuencia industrial, 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

109

Corriente B.T

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.

110

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.

111

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.

112

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.

113

Numero

Descripción del

ANSI

relevador

21

Distancia-Impedancia de

Protección de respaldo en buses remotos

0,2 -4,350 Ω

de subestaciones adyacentes

Distancia-Falla a tierra

Protección de respaldo para fallas de fase

monofásica

a tierra.

Sobre corriente,

Detecta sobre corriente de fase

21-G

50

Función

instantáneo 50N

Sobre corriente,

Detecta sobre corriente de tierra

instantáneo Sobre corriente, 51

instantáneo y tiempo

Protección de respaldo de banco

inverso temporizado 4-16 A 51-T

Sobre corriente instantáneo y temporizado

Falla a tierra en bancos

0.5 – 2 A tiempo inverso 62

63

Relevador de tiempo

Retardar el disparo de un relevador de

ajustable de 0.1 a 3 seg

distancia, para suministrar la 2da zona

Buchholz

Detector de gas en transformadores de potencia

67

67-N

Sobre corriente direccional instantáneo y temporizado 4-16 A. Tiempo inverso

Protección de respaldo en líneas para fallas entre fases

Sobre corriente direccional instantáneo y temporizado 0.5-2 A

Protección de respaldo en líneas, para fallas de fase a tierra

114

Protección primaria para bancos de transformadores

87-T

87-B

87-C

Diferencia para banco de transformadores, con tres bobinas Diferencial de buses

Protección diferencial de buses de alta velocidad

Comparación de fase, con canal de corriente portadora

Protección primaria para líneas de transmisión

Diferencial de hilopiloto

Protección primaria para líneas de transmisión cortas ( menos de 20 km)

87-N

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 Protección de falla a tierra (Bobina de

N

relé conectada al circuito residual del TC)

T

Protección del transformador

Tabla 61.: Sufijos aplicados a relevadores en subestaciones eléctrica según norma ANSIC37.2.

115

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.

116

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:

117



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

118

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.

119



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

Corriente

Corriente de

Voltaje soportado a BIL

Máximo Nominal

interrupción

frecuencia

Continua

simétrica kA

Kv RMS

Amp Rms

RMS

kV

Seco

industrial 1.2/50μS kV RMS

1 Humedo 10

min

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).

120

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.

121

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

630A

630A

630A

16kA

16kA

12.5kA

40kA

40kA

31.5kA

20%

20%

20%

30000

30000

30000

30000

30000

30000

200

200

200

16kA

16kA

12.5kA

(RMS) Capacidad máxima de Falla (peak) Capacidad de ruptura Capacidad de interrupción de componentes de corriente continua Operaciones mecánicas Operaciones a plena carga Operaciones a capacidad de Falla. Corriente de falla de corta duración (4 seg) Capacidad de

122

ruptura activa

630A

630A

630A

22A

22A

22A

25A

25A

25A

5A

5A

5A

110kV

110kV

125kV

50kV

50kV

60kV

Tiempo de cierre

<60ms

<60ms

<60ms

Tiempo de apertura

<30ms

<30ms

<30ms

<40ms

<40ms

<40ms

48

48

48

principal Corriente de magnetización de Transformador Corriente de Carga del Cable Corriente de carga de la línea Capacidad de impulso fase a tierra, fase-fase, y A través del interruptor Oscilación de potencia fase a tierra y a través del interruptor

Tiempo de ruptura / interrupción (incluyendo tiempo de arco) Tiempo de Operación después pérdida del suministro AC, hrs Tabla 63.: Parámetros básicos de operación Reconectador NOJA Power Fuente: Manual de Usuario NOJA (2013).

123

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

Nominal (BIL)

110

150

170

Frecuencia de Voltaje no

50

60

70

45

50

60

Nivel Básico de Impulso

Disruptivo en seco Frecuencia de Voltaje no Disruptivo en húmedo 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

630 A

630 A

630 A

simétrica

12,5 kA

12,5 kA

12,5 kA

Corriente de cierre de

31 kA

31 kA

31 kA

10

25

40

nominal Corriente de cortocircuito

cresta asimétrica Corriente de carga de cable Tabla 65.: Capacidades de corriente de Reconectadores COOPER NOVA Fuente: Manual de usuario COOPER [2013].

124

Reconectador GVR Parámetros Básicos de operación

Voltaje Nominal

15 kV

27 kV

38 kV

Voltaje Nominal de

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

12,5 kA

12,5 kA

10 kA

12,5 kA

12,5 kA

10 kA

de Cortocircuito

32 kAp

32 kAp

21 kAp

Peso del Reconectador

145 Kg

145/155 Kg

145/155 Kg

95 Kg

95 Kg

95 Kg

400/1 A

400/1 A

400/1 A

gas SF6 (manométrica)

0,3 Bar

0,3/0.5 Bar

0,5 Bar

Presion Nominal del

0

0/0.3

0.3 Bar

24Vcd

24Vcd

24Vcd

-40 +50

-40 +50

Ensayo

Corriente de Interrupción Simétrica Corriente Simétrica de Cortocircuito Corriente Asimétrica

(Aprox) Peso del gabinete de Control y Baterias Relacion del TC de protección Presion de llenado del

gas SF6 (manométrica) Voltaje de operación del Gabinete de Control Rango te Temperatura

-40

+50

de operación Tabla 66: Capacidades de corriente de Reconectadores GVR Fuente: Manual de usuario GVR (2013).

125

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).

126



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.

Condiciones de servicio

Los fusibles tipo K deben ser diseñados y construidos para funcionar correctamente en forma indistinta para las siguientes condiciones de servicio del sistema.

127

Tensión Nominal

13.8 kV

34.5 kV

Tensión Máxima de diseño

15.5 kV

38.0 kV

60 Hz

60 Hz

Frecuencia Nominal

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:

128

Corriente de fusión (amperios) Corriente

300 s o 600 s

10 s.

0.1 s.

Nominal (Amp)

Corriente de fusión (Amp)

Corriente de fusión (Amp)

Corriente de fusión (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.

129

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.

130

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 Condiciones de servicio

Los Seccionadores monopolares deben ser diseñados y construidos para las siguientes especificaciones del sistema.

Tensión Nominal

13.8 kV

34.5 kV

Tensión Máxima de

15.5 kV

38.0 kV

Estrella con neutro puesto a

Estrella con neutro puesto a

tierra

tierra

60 Hz

60 Hz

servicio Conexión

Frecuencia Nominal

Tabla 69.: especificaciones del sistema para seccionadores monopolares Fuente: Norma 5.1 CADAFE

131

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

Las condiciones ambientales de diseño son las siguientes

Temperatura ambiente máxima

40

Temperatura ambiente minima

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 70.: Condiciones ambientales de diseño seccionadores monopolares Fuente: Norma 5.1 CADAFE

132

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

121 kV

220 kV

50 kV

95 kV

45 kV

80 kV

55 kV

105 kV

50 kV

88 kV

del seccionador Tensión de ensayo a frecuencia de servicio un minuto en seco entre el seccionador cerrado y el soporte de puesto a tierra Tensión de ensayo a frecuencia de servicio 10 segundos húmedo entre el seccionador cerrado y el soporte puesto a tierra Tensión de ensayo a frecuencia de servicio un minuto en seco entre el seccionador abierto y el terminal inferior puesto a tierra con el soporte aislado Tensión de ensayo a frecuencia de servicio 10 segundos, húmedo entre el seccionador abierto y el terminal inferior puesto a tierra con el soporte aislado Tabla 71.: Características Técnicas dieléctricas seccionadores monopolares Fuente: Norma 5.1 CADAFE.

133

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

Corriente nominal

630 A

Capacidad de corriente máxima (1seg)

25 k

Capacidad de corriente asimétrica

67,4 k

Distancia mínima de fuga

624 mm

Tabla 72.: Características de capacidad de seccionadores monopolares Fuente: Norma 5.1 CADAFE.

3.39.2 Seccionadores Tripolares Condiciones de servicio

Los Seccionadores tripolares deben ser diseñados y construidos para las siguientes especificaciones del sistema.

Tensión Nominal

13.8 kV

34.5 kV

Tensión Máxima

15.5 kV

38.0 kV

Conexión

Estrella con neutro puesto

Estrella con neutro puesto

a tierra

a tierra

60 Hz

60 Hz

Frecuencia Nominal

134

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

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

<0,05 kg/

Tabla 74.: Condiciones ambientales para seccionadores tripolares Fuente: Norma 5.1 CADAFE

135

Caracteristicas dielectricas

Seccionadores Tripolares

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

121 kV

220 kV

50 kV

95 kV

45 kV

80 kV

55 kV

105 kV

50 kV

88 kV

del seccionador Tensión de ensayo a frecuencia de servicio un minuto en seco entre el seccionador cerrado y el soporte de puesto a tierra Tensión de ensayo a frecuencia de servicio 10 segundos húmedo entre el seccionador cerrado y el soporte puesto a tierra Tensión de ensayo a frecuencia de servicio un minuto en seco entre el seccionador abierto y el terminal inferior puesto a tierra con el soporte aislado Tensión de ensayo a frecuencia de servicio 10 segundos, húmedo entre el seccionador abierto y el terminal inferior puesto a tierra con el soporte aislado Tabla 75.: Caracteristicas dielectricas para seccionadores tripolaresFuente: Norma 5.1 CADAFE

136

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

437 mm 34,5 kV

Corriente nominal

630 A

Capacidad de corriente máxima (1seg)

25 k

Capacidad de corriente asimétrica

67,4 k

Distancia mínima de fuga

624 mm

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.

137

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

138



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)

139



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 Condiciones de servicio

Los pararrayos deben ser diseñados y construidos para las siguientes especificaciones del sistema.

Tensión Nominal

13.8 kV

34.5 kV

Tensión Máxima de

15.5 kV

38.0 kV

Estrella con neutro puesto

Estrella con neutro puesto

a tierra

a tierra

60 Hz

60 Hz

diseño Conexión

Frecuencia Nominal

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:

140

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 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

Puesto a tierra en

subestación

subestación

15 kV

36 kV

12,7 kV

29 kV

Tensión básica de impulso

95 kV

150 kV

Tensión de Ensayo a Frecuencia

35 kV

70 kV

30 kV

60 kV

Tensión nominal del pararrayos (dutty-cicle) Tensión máxima de operación continua

de Servicio un minuto en seco Tensión de Ensayo a Frecuencia de Servicio 10 segundos, húmedo Tabla 79.: Características técnicas dieléctricas para apartarrayos Fuente: Norma 8.1 CADAFE.

141

Características de Capacidad

Tipo según ANSI 62.11

Distribución trabajo

Distribución Trabajo

normal

pesado

5.000 A

10.000 A

Corriente de descarga nominal para onda 8x20 µS

Tabla.80.: Características de capacidad para apartarrayos Fuente: Norma 8.1 CADAFE.

Características de Protección

Tensión nominal del

15 kV

36 kV

54,0 – 58,5 kV

125 kV

50,7 – 52,0 kV

116 kV

35,9 – 52,0 kV

83,7 – 125 kV

pararrayos (dutty-cicle) Máximo nivel de protección al frente de onda Kv pico Máxima tensión de residual para onda de corriente 8x20µS y 5.000 A

Máxima tensión residual para onda de corriente 8x20µS y 10.000 A

Tabla 81.: Características de protección para apartarrayos Fuente: Norma 8.1 CADAFE. 3.42 Interruptores de Potencia

142

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:

143



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

144



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 Condiciones de servicio

Los interruptores de potencia deben ser diseñados y construidos para las siguientes especificaciones del sistema.

Tensión Nominal

13.8 kV

34.5 kV

Tensión Máxima de

15.5 kV

38.0 kV

Estrella con neutro puesto

Estrella con neutro puesto

a tierra

a tierra

60 Hz

60 Hz

diseño Conexión

Frecuencia Nominal

Tabla 82.: especificaciones del sistema para interruptores de potencia trifásicos Fuente: Norma 13.1 CADAFE

145

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:

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 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

146

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 máxima de diseño

15,5 kV

38 kV

Tensión de impulso a tierra

110 kV

200 kV

Tensión de ensayo a frecuencia de

50 kV

80 kV

45 kV

75 kV

servicio un minuto en seco Tensión de ensayo a frecuencia de servicio 10 segundos, húmedo Tablas 84.: Características Dieléctricas de interruptores trifásicos Fuente: Norma 13.1 CADAFE. Características De Capacidad

Interruptor Trifásico SF6 o resina Corriente Nominal rms (operación

Para 13,8 kV

Para 34,5 kV

1,200 A

600 A

25,0 kV

12,5 kV

25,0 kA

12,5 kA

68 kAp

34 kAP

250 A

100 A

continua) Corriente simétrica de interrupción (a tensión máxima de diseño) Corriente simétrica rms de corta duración (3 segundos) Corriente pico de cierre bajo cortocircuito Capacidad de interrupción de corrientes capacitivas débiles Ciclo nominal de operación (Intervalos

A-0,3- CA-15-CA-10

en segundos)

147

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 Relación de transformación para

5A 1.200 A

1200-1000-900-800-600-500-400300-200-100/5

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

148

relación Clase de precisión para protección a la menor

5P20-15 VA

relación Factor de sobrecarga

1,2

Aislamiento entre vueltas del devanado a

2 kV

frecuencia industrial 1 minuto 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

120 Vca

universal y para alumbrado Circuitos de potencia para resistencias de

208 Vca

calefacción Tabla 87.: Alimentación de interruptores trifásicos mediante servicios Auxiliares Fuente: Norma 13.1 CADAFE.

149

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:

Temperatura ambiente máxima

40

Temperatura ambiente mínima

5

Temperatura anual promedio

25

150

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 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:

Tensión Nominal

13,8 kV

Frecuencia Nominal

60 Hz

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:

151

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 Nominal

13,8 kV

Tensión Máxima del sistema

17,5 kV

Nivel de aislamiento a las ondas de choque

95 kV

completas (Nivel de aislamiento soportado) 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

152

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

153

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.

154



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

155

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.

156

Voltaje Nominal del

Voltaje Mínimo del

Voltaje Máximo del

Sistema

sistema

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.

157

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:

158

Figura 3.9.6.: Niveles en pórticos formados por vigas UPL 120 y 150 mm Fuente: Cárdenas, K, Silva. S. (2013). 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.

159

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

160

Resistencia de la red de tierra (Ω)

Capacidad de la subestación en MVA 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:

161



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.

162

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

163

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]

61-87 Norma de diseño para lineas de alimentacion y redes de distribucion [ Acometidas subterraneas de baja tension]

63-87 Norma de diseño para lineas de alimentacion y redes de distribucion [ Bancadas de tubos de fibrocemento]

64-87 Norma de diseño para lineas de alimentacion y redes de distribucion [ Bancadas de tubos de PVC]

65-87 Norma de diseño para lineas de alimentacion y redes de distribucion [ Cableado de lineas subterraneas de baja tension]

76-87 Norma de diseño para lineas de alimentacion y redes de distribucion [ Seccionadores]

2.1 Norma CADAFE Especificaciones técnicas de fusibles tipo K según

3.3 Norma CADAFE Especificaciones técnicas de aisladores de porcelana

164

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.

165

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.

166

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

167

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

168

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.

169

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.

170

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.

171

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.,

mantenimiento especializado, planificación información como

entrevista

y operación,

al

personal

de

para así obtener

son históricos de demanda, mediciones de los parámetros

eléctricos y descripciones de los equipos que componen la instalación eléctrica.

172

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.

173

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 utilización del software AUTOCAD

independencia mediante la

que incluyan todas las modificaciones

realizadas en las fases anteriores.

174

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.

175

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.

176

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

177

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).

178

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.

Carga de

Resistencia

Ampacidad Sección Peso Total ruptura a 20 (A) No Hilos (Kg/Km) (Kg) (Ω/km) 2/0 365 67.43 19 611.4 2790 0.261 Tabla 97.: Conductores utilizados en conexiones y barras de la subestación

Calibre AWG

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 Alimentación de tableros

Conductor THHN (AWG) 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 subestación independencia.

179

Transformadores de potencia

La subestación para la bahía uno cuenta con el siguiente trafo a 10 MVA Transformador Caivet Relación Nominal: 34,5/13,8 kV Potencia Nominal: 10MVA Conexión: Dyn5 Tipo de Refrigeración: ONAN Voltaje Alta Tensión

Voltaje Baja Tensión

Posición 1: 36225 V Posición 5: 34500 V Posición 17: 29325V Impedancia AT-BT (10MVA)

Posición 5: 13800 V

Corriente Alta Tensión

Posición 1: 9,17% Posición 5: 8,92% Posición 17: 8,36%

Posición 1: 159,4 A Posición 5: 167,3 A Posición 17: 196,9 A

Impedancia Secuencia Cero AT-BT (10 MVA) Posición 1: 8,98% Posición 5: 8,76% Posición 17: 8,31% Tiempo de Cortocircuito (Térmico)

2 Seg

Corriente Baja Tensión Posición 1: 409,5 A Posición 5: 409,5 A Posición 17: 409,5 A Corriente de Cortocircuito BT Max 4,59 kA

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

180

Equipos para Medición Indirecta

Transformador de Potencial (TP) ARTECHE Voltaje Primario: 13,800 V Tensión Máxima: 17,500 V Voltaje Secundario: 100V-120V

: S2-S3

: S2-S3 VA: 20 : 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 Voltaje Primario: 13,800 V Tensión Máxima: 17,500 V

: S1-S2 VA: 15

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 Equipos de Seccionamiento

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

Seccionador Monopolar 34,5 kV MELEC Tensión Nominal: 34,500 V Tensión Máxima: 38,000 V NBA (BIL): 200 kV Corriente Nominal: 630 A Distancia de fuga: 354 mm Corriente Cortocircuito: 25 kA Tabla 103.:Datos de placa de Seccionador Monopolar 34,5 de la Subestación Independencia

181

Seccionador Tripolar 13,8 kV MELEC Tensión Nominal: 13,800 V Tensión Máxima: 17,500 V NBA (BIL): 110 kV Corriente Nominal: 630 A Distancia de fuga: 354 mm Corriente Cortocircuito: 25 kA Tabla 104.: Datos de placa de Seccionador Tripolar 13,8 kVde la Subestación Independencia

Seccionador Tripolar 34,5 kV MELEC Tensión Nominal: 34,500 V Tensión Máxima: 38,000 V NBA (BIL): 150 kV Corriente Nominal: 630 A Distancia de fuga: 354 mm Corriente Cortocircuito: 25 kA Tabla 105.: Datos de placa de Seccionador Tripolar 34,5 kV de la Subestación Independencia

Equipos de Descarga Atmosférica

Apartarrayos 13,8 kV HUBBELL Tensión Nominal: 13,800 V Tensión Máxima: 15,000 V NBA (BIL): 110 kV Tabla 106.: Datos de placa de Apartarrayos de 13,8 kV de la Subestación Independencia

Apartarrayos 34,5 kV HUBBEL Tensión Nominal: 34,500 V Tensión Máxima: 38,000 V NBA (BIL): 200 kV Tabla 107.: Datos de placa de Apartarrayos de 34,5 kV de la Subestación Independencia

182

Equipos de Protección de Líneas

Reconectador GVR (Entrada) L1 34,5 kV Voltaje Nominal

38 kV

Voltaje Nominal de Ensayo

150

Frecuencia Nominal

60 Hz

Corriente Nominal

560/630 A

Corriente de Interrupción Simétrica

10 kA

Corriente Simétrica de Cortocircuito

10 kA

Corriente Asimétrica de Cortocircuito

21 kAp

Peso del Reconectador (Aprox)

145/155 Kg

Peso del gabinete de Control y

95 Kg

Baterias Relacion del TC de protección

400/1 A

Presión de llenado del gas SF6

0,5 Bar

(manométrica) Presion Nominal del gas SF6

0.3 Bar

(manométrica) Voltaje de operación del

24Vcd

Gabinete de Control Rango te Temperatura de

-40 +50

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

183

Reconectador COOPER (Circuito Pueblo, Playon comando) Tensión Nominal

34,5 kV

Voltaje Máximo

38 kV

Nivel Básico de Impulso Nominal (BIL)

170 kV

Voltaje de operación del Gabinete de Control

24 Vcd

Frecuencia Nominal

60 Hz

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

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

Fusible Tipo K Corriente de fusión (amperios) Corriente

300 s o 600 s

Nominal

Corriente

(Amp)

fusión (Amp)

fusión (Amp)

Min

Max

Min

Max

Min

Max

39.0

47.0

48.0

71.0

237.0

328.0

20

10 s.

0.2

de Corriente

s.

de Corriente de fusión (Amp)

Tabla 111.: Datos de placa de Fusibles tipo K en transformador de servicios auxiliares de la Subestación Independencia

184

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 Transformador Siemens Relación Nominal: 34,5/13,8 kV Potencia Nominal: 10MVA Conexión: Dyn5 Tipo de Refrigeración: ONAN Voltaje Alta Tensión

Voltaje Baja Tensión

Posición 1: 36225 V Posición 5: 34500 V Posición 17: 29325V Impedancia AT-BT (10MVA)

Posición 5: 13800 V

Corriente Alta Tensión

Posición 1: 9,17% Posición 5: 8,92% Posición 17: 8,36%

Posición 1: 159,4 A Posición 5: 167,3 A Posición 17: 196,9 A

Impedancia Secuencia Cero AT-BT (10 MVA) Posición 1: 8,98% Posición 5: 8,76% Posición 17: 8,31% Tiempo de Cortocircuito (Térmico)

Corriente Baja Tensión Posición 1: 409,5 A Posición 5: 409,5 A Posición 17: 409,5 A Corriente de Cortocircuito BT Max

2 Seg

4,59 kA

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

185

Equipos de Medición Indirecta

Transformador de Corriente (TC) ARTECHE Voltaje Primario: 13,800 V Tensión Máxima: 17,500 V

: S1-S2 VA: 15

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

Equipos de Seccionamiento

Seccionador Monopolar 34,5 kV MELEC Tensión Nominal: 34,500 V Tensión Máxima: 38,000 V NBA (BIL): 200 kV Corriente Nominal: 630 A Distancia de fuga: 354 mm Corriente Cortocircuito: 25 kA Tabla 114.: Datos de placa de Seccionador Monopolar 34,5 de la Subestación Independencia

Seccionador Tripolar 34,5 kV MELEC Voltaje (V)Tensión Nominal: 34,500 V Tensión Máxima: 38,000 V NBA (BIL): 150 kV Corriente Nominal: 630 A Distancia de fuga: 354 mm Corriente Cortocircuito: 25 kA Tabla 115.: Datos de placa de Seccionador Tripolar 34,5 kV de la Subestación Independencia

186

Equipos para Protección de Líneas

Reconectador GVR (Entrada) L2 34,5 kV Voltaje Nominal

38 kV

Voltaje Nominal de Ensayo

150

Frecuencia Nominal

60 Hz

Corriente Nominal

560/630 A

Corriente de Interrupción Simétrica

10 kA

Corriente Simétrica de Cortocircuito

10 kA

Corriente Asimétrica de Cortocircuito

21 kAp

Peso del Reconectador (Aprox)

145/155 Kg

Peso del gabinete de Control y

95 Kg

Baterías Relación del TC de protección

400/1 A

Presión de llenado del gas SF6

0,5 Bar

(manométrica) Presión Nominal del gas SF6

0.3 Bar

(manométrica) Voltaje de operación del

24Vcd

Gabinete de Control Rango te Temperatura de

-40 +50

operación Tabla 116.: Datos de placa de Reconectador GVR Entrada de líneas L1,L2 de la Subestación Independencia

187

Equipos para Servicios Auxiliares

Transformador Servicios Auxiliares MENVECA Relación Nominal

Potencia Nominal

Impedancia Z%

13,800/120-240 V

1x15 KVA

2- 2,5

Tabla 117.: Datos de placa de Transformador de servicios auxiliares de la Subestación Independencia

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.

188

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

0.990659 1527.51 0.971549

720

0.3766

Septiembre

1689.83

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

960

0.944779

991

0.759685

Prom.Dem 1,060 1,069 913 Max Tabla 118.: Demanda Máxima en kW de los circuitos pueblo, playón y comando Fuente: Departamento de mantenimiento especializado.

189

Demanda en KW

PUEBLO 2000 1500 1000 500 0

PUEBLO

Figura 5.2.: Demanda en Kw del circuito pueblo Fuente: Departamento de mantenimiento especializado.

Demanda en KW

PLAYON 2000 1500 1000 500

PLAYON

0

Figura 5.3.: Demanda en Kw del circuito playón Fuente: Departamento de mantenimiento especializado.

190

Demanda en KW

COMANDO 1.200 1.000 800 600 400 200 0

COMANDO

Figura 5.4.: Demanda en Kw del circuito comando Fuente: Departamento de mantenimiento especializado.

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.

191

Demanda en Amperios

PLAYON 120 100 80 60 40 20 0

PLAYON

Figura 5.5.: Demanda en amperios del circuito playón Fuente: Departamento de mantenimiento especializado.

Demanda en Amperios

PUEBLO 140 120 100 80 60 40 20 0

PUEBLO

Figura 5.6.: Demanda en amperios del circuito pueblo Fuente: Departamento de mantenimiento especializado.

192

80 70 60 50 40 30 20 10 0 octubre

septiembre

agosto

julio

junio

Mayo

Abril

Marzo

Febrero

Enero

dicembre

noviembre

octubre

COMANDO septiembre

Demanda en Amperios

COMANDO

Figura 5.7.: Demanda en amperios del circuito comando Fuente: Departamento de mantenimiento especializado.

DEMANDA EN KVA MES CIRCUITOS PUEBLO PLAYON COMANDO Septiembre 1705 1572 1912 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 Septiembre 999 1027 1912 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 comando Fuente: Departamento de mantenimiento especializado.

193

2500 2000 1500 1000 500 0 octubre

septiembre

agosto

julio

junio

Abril

Mayo

Marzo

Febrero

Enero

dicembre

noviembre

octubre

PUEBLO septiembre

Demada en KVA

PUEBLO

Figura 5.8: Demanda en KVA del circuito Pueblo Fuente: Departamento de mantenimiento especializado.

2000 1500 1000 500

PLAYON octubre

septiembre

agosto

julio

junio

Mayo

Abril

Marzo

Febrero

Enero

dicembre

noviembre

octubre

0 septiembre

Demanda en KVA

PLAYON

Figura 5.9.: Demanda en KVA del circuito Playón Fuente: Departamento de mantenimiento especializado.

194

3500 3000 2500 2000 1500 1000 500 0

COMANDO septiembre octubre noviembre dicembre Enero Febrero Marzo Abril Mayo junio julio agosto septiembre octubre

Demanda en KVA

COMANDO

Figura 5.10.: Demanda en KVA del circuito Comando Fuente: Departamento de mantenimiento especializado.

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

195

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 Septiembre 1705 1572 1912 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 Septiembre 999 1027 1912 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 comando Fuente: Departamento de mantenimiento especializado.

196

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 KVAtotal:5331

x circuito

53.31%

Fu %=

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.

197

Instantáneo Trifásico [A]

Temporizado Neutro [A]

Tensión

Instantáneo Monofásico [A]

13,8 kV

R

S

T

R

S

T

R

S

T

Corriente Max

380 A

380 A

380 A

114

114

114

-

-

-

Corriente CC Simétrica 3I

1017

1760

-

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

198

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:

199

[

]

[

]

[ ] 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

200

]

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

|

|

√

[ ]

201

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

202

El circuito mostrado posee 3 zonas por lo que se obtienen sus bases.

Zona 1:

√

Zona 2:

(

√

203

)

Zona 3:

(

)

√

Actualizando las reactancias de los elementos:

Secuencia Positiva:

Generador (

) (

)

(

) (

)

(

) (

)

[

]

Transformador T1

[

]

Transformador T2

204

[

]

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 (-)

205

[

]

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:

206

(

√

)

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:

(

207

√

)

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.

208

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

209



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

210

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

211

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:

212

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.

213

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

Cobre

234,5

75

645 226

214

K

tcc A

1 seg

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]

215

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

216

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

217

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.

218

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

219

6.2.1 Bancada Preliminar

Datos: V: 13.8 kV Fases: 3 f, fp=0.8 atraso R

Ta= 35

Fu= 100% Fr=0

Ductos: PVC Conductor: Cobre XLPE 15kV

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.

220

Con

y Según norma 54-87 Pag: 16/26 para una bancada B2C

y factor de carga 100% resulta:

3x500 MCM, CU, XLPE 15 kV con Imax= 454 Amp

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:

221

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

222

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

223

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

224

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:

225

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.

226

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 11939

Módulo de Elasticidad Peso del Conductor [

1149

]

Th viene expresada por:

227

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

228

)

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/ ]

229

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

230

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: Cárdenas, K, Silva. S. (2013).

231

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



Tramo de salida de línea 13,8 kV

Lo anterior es mostrado en la siguiente figura.

Figura 6.1.: Tramos de línea de la subestación independencia

232

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.

233

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.

Tramo de salida de línea 34,5 kV

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.

234

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.

Tramo de entrada de línea 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 .

235

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.

 Equipos para medición indirecta

En esta estructura se encuentran ausentes los siguientes equipos: 

Dos transformadores de potencial de 34.5/100-120 V



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.

236

Dos calibres por encima del actual 2/0.

Por tabla de CABEL, para Conductor de Cobre Desnudo 7 hilos Entorchado e instalado al aire: 3x4/0 AWG, Cu, Imax=490 A

Conductor más ideal, Transformadores al 120%.

Por tabla de CABEL, para Conductor de Cobre Desnudo 12 hilos Entorchado e instalado al aire: 3x250 MCM, Cu, Imax=540 A

Para conexionado en puentes

Por tabla de CABEL, para Conductor de Cobre Desnudo 7 hilos Entorchado e instalado al aire: 3x4/0 AWG, Cu, Imax=490 A

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

237

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



Seis aisladores de 13,8 kV, dos en cada fase a la salida del circuito



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



Seis aisladores de 13,8 kV, dos en cada fase a la salida del circuito



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.

238

Tramo de entrada de línea 34.5 kV

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

239

Equipos para medición indirecta 

Dos transformadores de potencial de 34.5/100-120 V (Ausentes)



Tres transformadores de corriente con relación de 100/ 5 Amp

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.

Tramo de salida de línea 34,5 kV



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.

240

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.

Tramo de entrada de línea 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

241

Equipos para medición indirecta en el pórtico 

Dos transformadores de potencial de 34.5/100-120 V



Tres transformadores de corriente con relación de 500/ 5 Amp

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.

Por tabla de CABEL, para Conductor de Cobre Desnudo 7 hilos Entorchado e instalado al aire: 3x4/0 AWG, Cu, Imax=490 A

242

Conductor más ideal, Transformadores al 120%.

Por tabla de CABEL, para Conductor de Cobre Desnudo 12 hilos Entorchado e instalado al aire: 3x250 MCM, Cu, Imax=540 A

Para conexionado en puentes

Por tabla de CABEL, para Conductor de Cobre Desnudo 7 hilos Entorchado e instalado al aire: 3x4/0 AWG, Cu, Imax=490 A

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

243

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)



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.

Circuito Futuro 3 

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)

En la tabla 123 se resumen los elementos faltantes en cada bahía.

244

Equipo TC -

Equipos Ausentes en la Bahía I Tramo de entrada 34,5 Kv Cantidad Ubicación Especificación Técnica 1 Pórtico Relación 100/5 Bahía I A -

Función Medición Indirecta -

Tramo de salida 34,5 kV Cantidad Ubicación Especificación Función Técnica Seccionador 1 Pórtico Tripolar de Seccionar Bahía I apertura con salida de palanca Reconectador Tramo de Transformación Trafo CAIVET 10 MVA Equipo

Equipo Conductor

Cantidad

Ubicación

Especificacion Tecnica Necesaria Trafo Cambiar Puentes CAIVET a 4/0 Cu 7 Hilos Tramo de Entrada 13,8 kV

Equipo

Cantidad

Ubicación

TC

3

Pórtico Bahía I

TP

2

Idem

Especificacion Tecnica Relacion 300/5 A

Equipos Ausentes en la Bahía 2 Tramo de Entrada 34,5 kV Equipo Cantidad Ubicación Especificación Función Técnica 2 Pórtico 34.5 kV/100-120 Medición TP Bahía II V Indirecta Pararrayos 6 Idem 15 kV para Protección protección Descarga de bushings GVR Tramo de salida 34,5 kV Equipo Cantidad Ubicación Especificación Función Técnica Normalizada cumple con la Norma Tramo de Transformación Trafo SIEMENS 10 MVA

Funcion

Equipo

Cantidad

Ubicación

Especificación Técnica Necesaria Trafo Cambiar Puentes SIEMENS a 4/0 Cu 7 Hilos Tramo de Entrada de 13,8 kV

Conexionado General

Conductor

Funcion

Equipo

Cantidad

Ubicación

Medicion Indirecta

Seccionador

9

Pórtico Bahia II

Especificación Técnica Monopolar 13,8 kV 2 Columnas.

13,8 kV/100-120 Idem V Tabla 123.: Resumen de la normalización de la bahía I y II de la subestación independencia.

245

-

Función Conexionado General Función Seccionadores de entrada circuitos futuros 1,2,3 -

Equipo Conductor

Equipos Ausentes en la Bahía I Tramo de entrada 13,8 kV Cantidad Ubicación Especificación Técnica Necesaria Pórtico Cambiar Puentes bahía I a 4/0 Cu 7 Hilos Tramo de salida 13,8 kV

Equipo

Cantidad

Ubicación

Conductor

Necesaria

Trafo CAIVET

-

-

Equipo

Conexionado General

Conductor

Equipo

Cantidad

Ubicación

Conexionado General

Conductor

Necesaria

Trafo SIEMENS Pórtico Bahía II

Conexionado General

Función

Reconectador COOPER 15 KV 200/1 A

Protección de circuitos futuros 1,2,3

Pórtico Cambiar Puentes bahía II a 4/0 Cu 7 Hilos Tabla 123.: Resumen de la normalización de la bahía I y II de la subestación independencia (continuación)

Conexionado General

-

Funcion

Función

Especificación Técnica Cambiar Puentes a 4/0 Cu 7 Hilos Monopolar 13,8 kV 2 Columnas.

-

Especificación Tecnica Cambiar Puentes a 4/0 Cu 7 Hilos

Función

Equipos Ausentes en la Bahía 2 Tramo de entrada 13,8 kV Cantidad Ubicación Especificación Técnica Necesaria Pórtico Cambiar Puentes bahía II a 4/0 Cu 7 Hilos Tramo de salida 13,8 kV

-

Seccionador

9

Reconectador

3

Conductor

Necesaria

246

Pórtico Bahía II

Conexionado General Seccionadores de salida circuitos futuros 1,2,3

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.

247

248

Figura 6.2: Diagrama Unifilar propuesto en la Subestación Independencia

249

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.

250

251

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.

252



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.

253



Se recomienda la colocación de pararrayos en todos los bushings tanto de entrada y salida de reconectadores, a fin de proteger correctamente fases.

254

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.

255

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.

256

Anexos

257

Anexo 1.: Vista A-A del pórtico de la bahía I Subestación Independencia 34,5 kV/13.8 kV

258

Anexo 2.: Vista B-B del pórtico de la bahía I Subestación Independencia 34,5 kV/13.8 kV

259

Anexo 3.: Diagrama Unifilar propuesto en la Subestación Independencia.

260

Anexo 4.: Vista C-C Propuesta del enlace de barras de la S/E independencia 34,5 kV/13.8 kV.

261

Anexo 5: Vista de planta de la S/E independencia con implementación de enlace de barras.

262

Anexo 6: Circuito Santa Clara, S/E independencia 34,5 kV/13.8 kV.

263

Anexo 7: Pórticos de entrada de la bahía I (Izquierda) y II (Derecha),Subestación Independencia..

264

Anexo 8: Pórtico de salida de la bahía I, Circuitos Pueblo, Playón y Comando, Subestación Independencia..

265

Anexo 9: Pórtico de salida de la bahía II (Inoperativo), Subestación Independencia..

266

Anexo 10: Pórtico de salida de la bahía II,Ubicación del enlace de barras, Subestación Independencia..

267

Anexo 11: Características de conductores de cobre desnudo (Cabel).

268

Anexo 12:Norma 420-05, Máximo número de cables 15 kV, XLPE de igual calibre en tuberías de acero galvanizado.

269

270