capitulo i subestaciones

CAPITULO I

DIAGRAMAS UNIFILARES, NORMAS, ESPECIFICACIONES

1.1 SUBESTACIONES ELECTRICAS

Constituyen los nodos de la red eléctrica. En ella se ubican los equipos que permiten conectar o desconectar líneas, transformadores o generadores (interruptores, desconectadores, fusibles), así como equipos de control, protección y medición (transformadores de medida, relés, pararrayos, etc).

1.2 EQUIPOS DE UNA SUBESTACION ELECTRICA

1.2.1 INTERRUPTORES

MANIOBRA - Control de flujo - Aislamiento para el mantenimiento o trabajos

PROTECCION - Aíslan elementos con falla (capaz de operar con Icc)

Son equipos diseñados para interrumpir las fuertes corrientes que se presentan durante fallas del sistema eléctrico y así proteger el resto de las instalaciones.

1.2.2 SECCIONADORES - Aíslan para mantenimiento - Operan sin carga

Son equipos que no se pueden interrumpir corrientes fuertes que por ello sirve para aislar instalaciones previamente des energizados.

1.2.3 SECCIONADOR FUSIBLE

Son elementos que al fundirse con el paso de altas corrientes de falla permiten interrumpir los circuitos eléctricos, no son tan rápidos, ni seguros como los interruptores, se emplean en transformadores de medida.

1.2.4 PARARRAYOS (Surger Arrester)

Son elementos capaces de desviar a tierra las altas tensiones que acompañan a las

descargas atmosféricas, protegiendo así las instalaciones restantes, se ubican a la llegada de las líneas.

1.2.5 CONDENSADORES ESTATICOS

Son elementos auxiliares y sirve para mejorar el factor de potencia.

1.2.6 TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTACION Interfaz entre la alta tensión y los equipos de medición, control y protección.

- Transformadores de corriente - Transformadores de tensión

1.2.7 PATIO DE CONEXIONES Conjunto de equipos y barrajes de una subestación que tienen el mismo nivel de tensión y que están eléctricamente asociados. Generalmente ubicados en la misma área de la subestación.

1.3 TIPOS DE SUBESTACIONES ELECTRICAS

1.3.1 SUBESTACIONES DE GENERACION

Asociados a centrales generadoras. Dirigen directamente el flujo de potencia al sistema.

1.3.2 SUBESTACIONES DE TRANSFORMACION

Con transformadores elevadores o reductores (pueden ser terminales o no)

1.3.3 SUBESTACIONES DE MANIOBRA

Conectan varios circuitos (o líneas) para orientar o distribuir el flujo de potencia

a diferentes áreas del sistema.

1.4 RELACION ENTRE SUBESTACIONES ELECTRICAS, LINEAS DE TRANSMISION Y CENTRALES GENERADORES

Por razones técnicas (aislamiento, enfriamiento, etc) los voltajes de generación en las centrales generadoras son relativamente bajos en relación con los voltajes de transmisión, que por lo que si la energía eléctrica se va a transportar a grandes distancias estos voltajes de generación resultarían antieconómicos debido a que se tendría gran caída de voltaje. De aquí que se presenta la necesidad de transmitir la energía eléctrica a voltajes más elevados.

Ejemplo:

Si se va a transmitir energía eléctrica de una central generadora a un centro de consumo que esta situado a 1000 km de distancia, será necesario elevar el voltaje de generación.

G

13.8 kV

CENTRO DECONSUMO

Para poder elevar el voltaje de generación de 13.8 kV al de transmisión de 220kV, es necesario emplear una subestación Eléctrica “A”.

GCENTRO DECONSUMO

13.8 kV

S.E."A"

100 km

220 kV

Suponiendo que la caída de tensión en la línea de transmisión fuera cero voltios, tendríamos en el centro de consumo 220 kV. Es claro que este voltaje no es posible emplearlo en instalaciones industriales y aun menos en instalaciones comerciales y residenciales.

Donde se desprende la necesidad de reducir el voltaje de transmisión de 220 kV a otros más convenientes de distribución en centros urbanos de consumo.

T G YY YY

Y

10 kV

Cargas

Cargas

S.E.DISTRIBUCION

60 kV60 kV

L.S.T.

S.E. REDUCTORA

220 kV220 kV

L.T. S.E. ELEVADORA

13.8 kV

1.5 TENSION

Dentro de la gama existente de tensiones normalizadas, la tensión de una subestación se puede fijar en función de los factores siguientes:

a) Si la subestación es alimentada en forma radial, la tensión se puede fijar en función de la potencia de la misma.

b) Si la alimentación proviene de un anillo, la tensión queda obligada por la misma del anillo.

c) Si la alimentación se toma de una línea de transmisión cercana, la tensión de la subestación queda obligada por la tensión de la línea citada.

1.5.1 NIVELES DE TENSION

- Sistema de Baja Tensión (BT) Vn < 1000 V = 1 kV

- Sistema de Media Tensión (MT) 1 kV < Vn < 30 kV

- Sistema de Alta Tensión (AT) 30 kV < Vn < 220 kV

- Sistema de Extra Alta Tensión (EAT) Vn > 220 kV

1.6 NOMENCLATURA Y SIMBOLOGIA

La nomenclatura y simbología de los diagramas y el equipo que se mencionan, están de acuerdo con las normas americanas ANSI y con las normas internacionales IEC (comisión electrónica internacional).

Los símbolos son las representaciones graficas de los componentes de una instalación eléctrica que se usan para transmitir un mensaje, para identificar, calificar, instruir, mandar y advertir.

A continuación se indica un listado de simbologías eléctricas.

kW 49

Nº DESCRIPCION SIMBOLO

1 Línea de alimentador

2 Línea de barras

3 Conexión fija

4 Conexión móvil

5 Conductores cruzados

6 Conductores conectados

7 Interruptor de potencia

8 Interruptor seccionador

9 Seccionador con fusible

10 Carga (consumo)

11 Pararrayos

12 Instrumentos, reles, etc

13 Transformador de medida de corriente

14 Transformador de medida de potencial

15 Transformador de dos arrollamientos

16 Transformador de tres arrollamientos

17 Interruptor automático

18 Fuente de generación

19 Entrada de alimentador

20 Salida de alimentador

1.7 DIAGRAMA UNIFILIAR

El diagrama unifilar de una subestación eléctrica es el resultado de conectar en forma simbólica y a través de un solo hilo todo el equipo mayor que forma parte de la instalación, considerando la secuencia de operación de cada uno de los circuitos.

El diseño de una instalación eléctrica tiene su origen en el diagrama unifilar correspondiente, que resulta del estudio de las necesidades de carga de la zona en el presente y con proyección a un futuro de mediano plazo.

1.7.1 TIPOS DE DIAGRAMAS

La elección del diagrama unifilar de una subestación eléctrica depende de las características específicas de cada sistema eléctrico y de la función que realiza dicha subestación en el sistema.

En la realización de un mismo diagrama de conexiones, se pueden adoptar diferentes disposiciones constructivas, que presentan variaciones de la superficie ocupada, en función de tipo de barras, de tipo de estructuras, de la mayor o menor sencillez de la instalación.

Los criterios que se utilizan para seleccionar el diagrama unifilar más adecuados y económico de una instalación, son los siguientes:

a) Continuidad del serviciob) Versatilidad de operación c) Facilidad de mantenimiento de los equiposd) Cantidad y costo del equipo eléctrico

1.7.2 CONFIGURACION DE UNA SUBESTACION

Se denomina configuración al arreglo de los equipos electromecánicos constituidos de un patio de conexiones o pertenecientes a un mismo nivel de tensión de una subestación, efectuado de tal forma que su operación permita dar a la subestación diferentes grados de la confiabilidad, seguridad y flexibilidad de manejo, transformación y distribución de energía.

En cada punto (o nodo) en el sistema tiene diferentes requerimientos de confiabilidad, seguridad y flexibilidad, cada configuración brinda diferentes de estas características.

1.8 SELECCIÓN DEL SISTEMA DE BARRAS

1.8.1 FACTORES DE SELECCIÓN

Los principales factores que deben considerarse en la selección de un sistema de barras para una subestación de potencia son:

1.- SEGURIDAD DEL SERVICIO: Se refiere a la continuidad que la subestación debe tener en caso de falla o paradas por mantenimiento, alimentando las salidas.

2.- NECESIDAD DE MANTENIMIENTO: Cuando por factores externos la subestación requiere mantenimiento continuo, como por ejemplo contaminación ambiental excesiva: es necesario diseñar un sistema de barras que garantice la continuidad del servicio.

3.- CRECIMIENTO FUTURO: El diseño de la subestación debe considerar un sistema de barras que permita realizar ampliaciones o modificaciones para cargas futuras.

1.8.2 EVALUACION DE COSTOS

Con la finalidad de realizar comparaciones iniciales en costos de las diferentes alternativas de sistemas de barras se empleara el ÍNDICE DE COSTOS (C)

a.- Asignar un índice de 1.0 para interruptores y de 0.2 para seccionadores

b.- Poner los índices anteriores en función del numero de salidas “n”

c.- Considerar en cada salida o llegada dos seccionadores y un interruptor

d.- Calcular “C” para cada alternativa

C = Ci + Cs = n x I x Ii + n x S x Is

n : Numero de llegadas / salidasI : Numero de interruptores por salida / llegada Ii : Índice del interruptorS : Numero de seccionadores por salida / llegada

Is : Índice del seccionador

Calcular para cada alternativa el costo y comparar para decidir por este rubro la mejor opción de un sistema de barras, luego evaluar los tres factores de selección.

T1

52 T1

29 T1

89L11 89L21

52 L252 L1

89 L12 89 L22

L1 L2

89 L12

SALIDA

52 L1

89L11

29 T1

52 T1

T1

29 G12

52 G11

29 G11

G1

Barra colectora o Bus

1.8.3a SISTEMA DE SIMPLE BARRA

VARIANTE a

1.- SEGURIDAD: En la variante del sistema de simple barra, para una falla de barras, todo el sistema sale de servicio

T1

52 T1

29 T11

89L11

52 L1

89 L12

L2

89L21

52 L2

89 L22

L2

T2

52 T2

29 T21

89L31

52 L3

89 L32

L3

89L41

52 L4

89 L42

L4

29 A11 29 A12

2.- MANTENIMIENTO: El mantenimiento de las barras obliga a sacar fuera de servicio toda la subestación de igual forma el mantenimiento de interruptores y seccionadores requiere poner alimentación de cargas, fuera de servicio.

3.- CRECIMIENTO: Dependiendo de la capacidad de las barras la S.E. puede ampliarse hasta un limite. Para ampliar las barras se necesita sacar la subestación de servicio.

EVALUACION DE COSTOS

C = n x I x Ii + n x S x Is C = n x I x 1.0 + n x S x 0.2C = n x 1 x 1.0 + n x 2 x 0.2C = n + 0.4 n C = 1.4 n

EJEMPLO 1 : Evaluar el índice de costos (C) para un sistema de barras simple variante I que tiene 5 salidas

n = 5 C = 1.4 nC = 1.4 x 5 C = 7.0

DIAGRAMA DE CONEXIÓN CON BUS SECCIONADO

1.8.3b VARIANTE b : BARRA SIMPLE SECCIONABLE

T1

52 T1

29 T11

89L13

89L11

52 L1

89 L12

L1

T2

52 T2

29 T21

89L23

89L21

52 L2

89 L22

L2

1.- SEGURIDAD: En esta variante se mejora la seguridad de la subestación toda vez que para fallas en las barras solo la mitad de salidas queda fuera del servicio, ídem para mantenimiento.

2.- EL MANTENIMIENTO: Requiere solo de aperturar y dejar fuera de servicio la mitad de la subestación y la otra mitad estará en servicio.


C = n x I x Ii + n x S x Is + (I x Ii + S x Is)C = n x 1 x 1.0 + n x 2 x 0.2 + (1 x 1.0 + 2 x 0.2)C = n + 0.4 n + (1.4)C = 1.4 (n + 1)

EJEMPLO 2 : En un sistema de barras simples con seccionamiento (variante II) que tiene 5 salidas, evaluar el índice de costos (C) del sistema.

n = 5 C = 1.4 (n + 1) = 1.4 ( 5 + 1)C = 8.4

El índice de costos es mayor que la variante B, en 20 % mas (8.4 – 7.0)/ (7.0) = 0.20

1.8.3c VARIANTE c: BARRA SIMPLE CON SECCIONADORES EN PARALELO

Esta variante mejora la continuidad del servicio (seguridad) en cuanto al mantenimiento de las salidas (interruptores y seccionadores). Los seccionadores de cada salida en paralelo se encargan de mantener el servicio, sin embargo quedan sin protección. Por ello esta situación debe ser temporal.


C = n x I x Ii + n x S x Is + (n x S x 0.2) C = n x 1 x 1.0 + n x 2 x 0.2 + (n x 1 x 0.2) C = n + 0.4 n + (0.2 n)C = 1.6 n

EJEMPLO 3

Calcular el índice de costo para un sistema de barras simples con seccionadores en paralelo, que tiene 5 salidas.

C = 1.6 n C = 1.6 x 5n = 5 C = 8.0

Esta variante es mayor que la variante I en 14 % (8.0 – 7.0) / (7.0) = 0.14

T1

52 T1

29 T11

89L21

52 L2

89L11

52 L1

89L31

52 L3

89A11

52 A189L12

89L13

1 2 4

E

89L23

89L22 89L32

89L33

L1 L2 L3

A

B

C

29A12

Interruptor deacoplamiento

BARRA PRINCIPAL

BARRA DE

TRANSFERENCIA

1.8.4 SISTEMA CON BARRAS DE TRANSFERENCIA

1. SEGURIDAD

La barra de transferencia se utilizan para sustituir, a través de interruptor de acoplamiento (comodín)

2. MANTENIENTO

Supongamos que se desea reparar el interruptor del circuito 1, primero se abre el interruptor 1, luego las cuchillas seccionadoras A y B. Ahora se cierran las cuchillas C del circuito 1 y las cuchillas A y B del interruptor de acoplamiento.

Finalmente se cierra el interruptor E con lo cual queda en servicio el circuito 1 y el interruptor 1 queda des energizado y listo para su reparación.

1.- SEGURIDAD: Cuando se produce una falla en la barra principal la subestación sale de servicio, no hay mejoras.

2.- MANTENIMIENTO: A) El mantenimiento de barras obliga a sacar de servicio la subestación. B) El mantenimiento de interruptores no afecta el

T1

52 T 1

29 T 11

T2

52 T 2

29 T 2129 T 12 29 T 22

89 T 11 89 T 12 89 L 21 89 L 22

29A11

52 A1

29A12

59 L 1 52 L 2

89 T 13 89 T 23

CARGA 1 CARGA 2

INT

ER

RU

PTO

R D

EA

CO

PLA

MIE

NT

O

BARRA 1

BARRA 2

SECCIONADORESDE CONEXION ABARRRAS

funcionamiento de los circuitos ya que tienen la barra de transferencia. El interruptor de acoplamiento protege las salidas. C) El mantenimiento de los seccionadores de barra se realiza conjuntamente con la barra principal y los seccionadores de línea se hace mantenimiento junto con dicha línea.

3.- Para aumentar el numero de circuitos que llegan a las barras hay que poner fuera de servicio la subestación


C = n x I x Ii + n x S x Is + (n x S x 0.2) + (S x 0.2 + I x 1.0)C = n x 1 x 1.0 + n x 2 x 0.2 + (n x 1 x 0.2) + (2 x 0.2 + 1 x 1.0)C = 1.4 n + (0.2 n) + 1.4C = n(1.4 + 0.2) + 1.4C = 1.6 n + 1.4

EJEMPLO 4

Calcular el índice de costo para un sistema con barras de transferencia con 5 salidasn = 5 C = 1.6 n + 1.4 = 1.6 x 0.5 + 1.4C = 9.4

Este tipo de barras son 34 % más que el costo de un sistema de barras simples (9.4 - 7.0) / 7.0 = 0.34

1.8.5 CONEXIÓN CON DOBLE BARRA (DOBLE BUS) E INTERRUPTOR DE AMARRE

SISTEMA DE BARRA DOBLE (BARRA PARTIDA)

(EL SISTEMA MÁS USADO Y GENERALIZADO)

Cada salida puede ser conectado a cualquiera de las dos barras, mediante seccionadores para transferir un circuito de una barra a otra bajo carga, se cierra el interruptor de acoplamiento se abre los interruptores de línea y se conecta los seccionadores según la barra que le corresponde, luego se conectan los interruptores de línea.

1.- SEGURIDAD: Tiene mayor seguridad de continuidad para una falla en barras se hace funcionar la subestación con el otro sistema de barras previamente se aisla la falla y se traslada manualmente los circuitos a la barra sana.

2.- MANTENIMIENTO: Para el mantenimiento de barras se usa las otras barras 2 y mantener la continuidad del servicio. El interruptor de acoplamiento se usa para pasar los circuitos de un sistema de barras a otro sin interrumpir el servicio para el mantenimiento de interruptores es necesario sacar de servicio la línea. El mantenimiento de seccionadores se hace con la barra o con las líneas de salida.

3.- CRECIMIENTO: Cuando se desea extender el sistema de barras para agregar más circuitos, no requiere sacar fuera de servicio la subestación.


C = n x I x Ii + n x S x Is + (I x Ii + S x Is)C = n x 1 x 1.0 + n x 3 x 0.2 + (1 x 1.0 + 2 x 0.2) C = n x 0.6 n + (1.4) = 1.6 n + (1.4)C = 1.6 n + 1.4 (similar a barras de transferencia)

EJEMPLO 5

En un sistema de doble barra se desea estimar el indicador de costo para 5 salidas

C = 1.6 n + 1.4n = 5 C = 1.6 x 5 + 1.4 C = 9.4

La diferencia se encuentra en los tres factores básicos de comparación y operación.

T1

52 T1

29 T11

T2

52 T2

29 T21

BARRA 1

BARRA 2

RAMAL 1 RAMAL 2

SALIDA 1 SALIDA 2

1.8.6 SISTEMA DE BARRAS INTERRUPTOR Y MEDIO

Este sistema de barras utiliza tres interruptores para controlar dos circuitos, el interruptor del medio sirve para intercambiar las barras.

1.- SEGURIDAD: En caso de fallas en un juego de barras el sistema de protección aísla la barra fallada. La seguridad del servicio se mantiene alimentando los circuitos desde la barra sana. En caso de falla en una línea se requiere la apertura de dos interruptores para dejarlo totalmente libre (los que están asociados a la línea).

2.- MANTENIMIENTO: El mantenimiento de un juego de barras se realiza abriendo los interruptores asociados no requiere interrupción del servicio. El mantenimiento del interruptor del medio se puede hacer sin interrumpir el servicio. Los seccionadores reciben mantenimiento conjuntamente con la barra respectiva o con la línea que le corresponda.

3.- CRECIMIENTO: Extender el sistema de barras para agregar mas circuitos no requiere interrumpir el servicio en la subestación.

EVALUACION COSTOS

C = R x I x Ii + R x S x Is R = Ramal

C = x 3 x 1.0 + x 6 x 0.2 R =

C = + = R =

C = C = 2.1 n

EJEMPLO 6

En un sistema de barras de interruptor y medio se desea conocer el índice de costo para 6 salidas

R = = = 3

n = 6C = 2.1 n = 2.1 x 6C = 12.6

EJEMPLO 7

G1

29 G11

29 T11

89 L21

52 L2

89 L22

L2

33 kV

L1

T1

52 T11

89 L31

52 L3

89 L32

L3

6.6 kV

52 T12

29 T12

89 L11

52 L1

89 L12

Se tiene que alimentar redes a dos tensiones, con dos líneas para distribución urbana (6.6 kV) y otra para redes de MT (33kV). Dibuje el diagrama unifilar de la subestación eléctrica y evalúe el índice de costas del sistema.

L1

89 L13

52 L1

89 L14

L2

89 L23

52 L2

89 L24

52 T1

29 T12

29 G11

52 G1

29 T11

G115 MVA 13.2 kV 3f 60 Hz

52 T2

29 T22

29 G21

52 G2

29 T21

G2

52 T3

29 T32

29 G31

52 G3

29 T31

G3

89 L11 89 L12 89 L21 89 L22

29 T13 29 T14 89 T23 29 T24 29 T33 29 T34

52 A1

29 A1129 A12

T115 MVA 13.2/60kV 3f 60 Hz

T2 T3

BARRAPRINCIPAL

BARRATRANSFERENCIA

52 T12

EJEMPLO 8

Se tiene una subestación eléctrica con tres generadores de 15 MVA – 13.2 kV cada uno, transmite energía con dos líneas de 60 kV. Dibuje su diagrama unifilar y evalue el índice de costos del sistema.

T/F

PARARRAYOS

TC CUCHILLA INTERRUPTOR CABLE

25 %

25 %

NIVEL 1

NIVEL 2

NIVEL 3

Vn

(Arqueo)

1.9 COORDINACION DE AISLAMIENTO

Se denomina coordinación de aislamiento de una instalación eléctrica al ordenamiento de los niveles de aislamiento de los diferentes equipos, de tal manera que al presentarse una onda de sobretensión, esta se descargue a través del elemento adecuado, que llamaremos explosor o pararrayos, sin producir arqueos ni daños a los equipos adyacentes.

La coordinación de aislamiento se refiere a la correlación entre los esfuerzos dieléctricos aplicados y los esfuerzos dieléctricos resistentes.

En un sistema eléctrico es muy importante coordinar los aislamientos entre todo el equipo de la instalación.

La figura muestra un diagrama unifilar. En la parte superior se encuentran los tres niveles de sobretensión en la coordinación de aislamiento, indicando el nivel que le corresponde a cada aparato.

Vn: Es la tensión nominal del sistema.

1.9.1 TIPOS DE NIVELES PARA COORDINACION

NIVEL 1: También llamado nivel alto. Se utiliza en los aislamientos internos no auto recuperable (sin contacto con el aire), de aparatos como: transformadores, cables o interruptores.

NIVEL 2: También llamado nivel medio o de seguridad. Está constituido por el nivel de aislamiento autor recuperable de las partes vivas de los diferentes equipos que están en contacto con el aire. Este nivel se adecua de acuerdo con la altura sobre el nivel del mar de la instalación y se utiliza en todo los aisladores de aparatos, buses y pasa muros de la subestación.

NIVEL 3: También llamado bajo o de protección. Está constituido por el nivel de tensión de operación de los explosores de los pararrayos.

1.9.2 TENSION NOMINAL

Según CEI (Comisión Electrotécnica Internacional)

TENSIONES ENTRE FASES TABLA 1

Tensiones nominalesdel sistema (kV)

Tensionales Máximopara el equipo

66 69110 115 132 138 150 161220 230275 287330 345380 400 500 700 a 750

72.5 123 145 170 245 300 362 420 525 765

Fuente: Publicación 35 de CEI / Valores por ≤ a 1000 msnm

1.9.3 NIVEL BASICO DE IMPULSO

Llamado también nivel básico de aislamiento (BIL) Basic Insulation Level (En la tabla aparece Nivel de Aislamiento al Impulso)El nivel Básico de Aislamiento (BIL) determina las características de aislamiento de los aparatos a Impulso las distancias entre partes conductoras de fase y entre fase y tierra. Además repercute en el costo de la S. E.

Tabla 2 Niveles de Aislamiento

Tensión Máxima

para el equipo kV

Nivel de aislamiento al impulso Nivel de aislamiento a baja frecuencia

Aislamiento pleno kV cresta

Aislamiento reducido kV cresta

Aislamiento pleno kV efectivo

Aislamiento reducido kV efectivo

1.5 50 u seg

T

(kV)

90 %pico

Tension decola

1.5/50 useg

(1) (2) (3)

(2) Bushing

(3) Bushing

Bushing (1)

100123..245..

450550

1050

380450

900

185450

900

150185

395

Tabla para 1000 m.s.n.m

1.9.4 CORRECCION DEL NIVEL DE AISLAMIENTO (BIL)

Los datos de la tabla anterior son para 1000 m.s.n.m. Para altitudes mayores se corrige según la tabla: Tabla 2.3

1.9.5 DETERMINACION DEL BIL DE UNA SUBESTACION (APARATOS)

En la subestación debe existir tres niveles de aislamiento. En el caso que los elementos de la protección fallen es necesario establecer un elemento intermedio que active como reserva, los niveles de aislamiento que son básicamente para los aparatos:

(1) Pararrayos(2) Aislamiento Externo(3) Aislamiento Interno

Visto en una instalación de la subestación Eléctrica tendríamos lo siguiente.

En esta parte se realiza la selección del BIL (nivel básico de aislamiento) interno y externo referido a un transformador, el mismo que servirá para posteriores cálculos y diseños.

REGLA BASICA

Para equipos que contienen aislamientos externos e internos, el factor de corrección atmosférico deberá ser aplicado y la prueba se llevara a cabo con el valor corregido; siempre que el valor corregido este entre 0.95 y 1.05.

REGLA 1

Cuando el aislamiento externo es mayor que el aislamiento interno, el aislamiento externo puede ser probado únicamente cuando el aislamiento interno está sobredimensionado.

En caso contrario el aislamiento interno será probado con el valor normalizado. Esto quiere decir que no se puede aplicar una tensión mayor a las boquillas del transformador, sabiendo que no puede soportar el aislamiento interno.

En este caso se tiene:

REGLA 2

Cuando el aislamiento externo es menor que el aislamiento interno, este puede ser únicamenteprobado cuando el aislamiento está sobredimensionado.

El rango de operación es [0.95 ; 1.05] ± 5 %

EJEMPLO 1

Determine el BIL de la Subestación Eléctrica interno y externo de un sistema de 230 kV instalado a 2300 m.s.n.m

SOLUCION

Identificar: Vn = 230 kV (Tensión nominal del sistema)ç

- De acuerdo con la tabla 2.1Considerar: Vmax = 245 kV (Tensión máxima para el equipo)Identificar: BIL (Nivel básico de aislamiento)

- De acuerdo con la tabla 2.2 (niveles de aislamiento)Para aislamientos externos (boquillas)

BIL EXT = 1050 kVpPara la altitud de 2300 m.s.n.m.

- De acuerdo con la tabla 2.3 (corrección del nivel de aislamiento)

Altitudm

Factor de corrección (δ)

2100 a 0.89 c2300 m δ2900 b 0.86 d

Interpolando: δ =

(Factor de corrección)

BIL EXT CORREGIDO = (1050kVp)(0.87) BIL EXTCORREGIDO = 913.5 kVp

- De acuerdo con la tabla 2.2

Para aislamientos internos (bobinas de transformador)

BIL INT 3 valores en la columna de aislamiento reducido 900 ; 825 ; 750

Asumir : BIL INT : 900 kVp Fc = 0.95 – 1.05Vemos que : BIL EXTCORREGIDO > BIL INT

Fc = (CUMPLE)

Asumir: BIL INT = 825 kVp

Fc = 1.07 (No cumple)

Ahora bien, para tener una buena coordinación de aislamiento entre las boquillas exteriores, cuyo BIL es de 913 kV y el bobinado interior, se debe escoger el valor de 900 kVp

EJEMPLO 2

Considerar una instalación de 400 kV a una altitud de 3280 msnm. Determine su correspondiente BIL.

SOLUCION

Vn = 400 kVTabla 2.1Vmáx = 420 kV Tabla 2.2BIL EXT = 1675 kVpTabla 2.3h = 3280 m.s.n.m.δ = 0.78BIL EXTCORREGIDO = 1675 kVp (0.78)BIL EXTCORREGIDO = 1306.5 kVp Tabla 2.2BIL INT tenemos 3 valores* Asumir BIL INT = 1550 kVp

Fc = 0.81 (NO CUMPLE)

* Asumir BIL INT = 1425 kVp


* Asumir BIL INT = 1300 kVp

Fc = 1.01 (CUMPLE)

Elegir BIL INT = 1300 kVp

EJEMPLO 3

Determinar el BIL INTERNO y EXTERNO de una Subestación Eléctrica de un sistema de 220 kV a) A nivel del mar b) A una altitud de 3700 m.s.n.m. para equipos

Solución Vn = 220 kVTabla 2.1 Vmáx = 245 kV Tabla 2.2

BIL INT = 900 kVp BIL INT = = 636 kVef

BIL EXT = 825 kVp BIL EXT = = 583 kVref

No hay corrección por altitud por encontrarse a menos de 1000 m.s.n.m.

b) Para la altitud de 3700 m.s.n.m.δ = 0.742Selección del BILTabla 2.2 BIL EXTERNO = 1050 kVp

Sin embargo este valor a 3700 m.s.n.m. se reduce a:BIL EXTERNOCORREGIDO = 1050 kVp (0.742)

BIL EXTERNOCORREGIDO = 779 kVp

BIL INTERNO (3 valores)

* Asumir : BIL INTERNO = 900 kVp

Fc = = 0.87 (NO CUMPLE)

* Asumir : BIL INT = 825 kVp


* Asumir: BIL INT = 750 kVp

Fc = 1.04 (CUMPLE)

ELEGIR BIL INT = 750 kVp

1.10 CORRIENTES EN UNA SUBESTACION

Una instalación eléctrica debe estar diseñada para soportar el paso de dos tipos de corriente.1.- Corriente nominal máxima2.- Corriente de cortocircuito máxima

1.10.1 CORRIENTE NOMINAL

La corriente nominal nos fija esfuerzos térmicos que deben soportar una instalación eléctrica, en las condiciones de operación mas desfavorables. Sirve para determinar la sección de las barras colectoras y las características de conducción de corriente de interruptores, cuchillas, transformadores de corriente, etc.

1.10.2 CORRIENTE DE CORTOCIRCUITO

La corriente de cortocircuito determina los esfuerzos electrodinámicos máximos que pueden soportar las barras colectoras y los tramos de conexión; y es también un parámetro importante en el diseño de la red de tierra de la instalación.

La corriente de cortocircuito, al circular por los devanados de cualquier transformador, produce un aumento brusco de temperatura, que degradan los aislamientos y disminuye la vida útil de estos, de tal manera que una sobretensión posterior, aunque sea pequeña, puede ser el origen de una falla seria en los embobinados e incluso de su destrucción.

Para reducir las corrientes de cortocircuito, se acostumbra conectar bobinas en serie en las tres fases para reducir el cortocircuito trifásico, o bien, instalar una sola en el neutro de los transformadores de potencia para reducir el cortocircuito monofásico a tierra.

1.10.3 CAPACIDADES DE CORTOCIRCUITO

Estos valores serán utilizados para el diseño de las subestaciones, de acuerdo con la tensión nominal de cada subsistema:

L1

89 L 11

52 L1

89 L 12

52 T 1

29 T 11

T 1

1000 kVA 20/0.48 kV

3f , 60 Hz ,

54 T 12

0.48 kV

M

20 kV

M M M M

FALLA

400 kV – 20 000 MVA230 kV – 15 000 MVA

1.11 ESTUDIO DEL CORTOCIRCUITO

Las corrientes de cortocircuito que se originan por diversas causas en los sistemas eléctricos son alimentadas por elementos activos: generadores, motores, etc y se limitan por elementos pasivos del sistema: impedir impedancias de conductores, motores, transformadores, generadores, etc.

1.11.1 DIAGRAMA UNIFILAR

Para iniciar el estudio de un cortocircuito es necesario primero la preparación del diagrama unifilar de la instalación que muestre la conexión de todas las fuentes de las corrientes de cortocircuito.

1.11.2 DIAGRAMA DE REACTANCIAS O IMPEDANCIAS

En segundo lugar se debe preparar el diagrama de impedancias o reactancias que pueden tener influencia en el cálculo.

1.12 SELECCIÓN DEL TIPO Y LOCALIZACION DEL CORTOCIRCUITO

En la mayor parte de los sistemas industriales se obtiene la máxima corriente de cortocircuito cuando se produce una falla trifásica. En este tipo de instalaciones las magnitudes de las corrientes de cortocircuito generalmente son mayores que cuando la falla se produce entre fase y neutro o entre dos fases; por consiguiente, para la selección de los dispositivos de protección en la mayoría de las plantas industriales basta calcular un cortocircuito trifásico.

1.13 LOCALIZACION DEL CORTOCIRCUITO

La ubicación del cortocircuito en una instalación depende desde luego del fin perseguido; por ejemplo, la máxima corriente de cortocircuito que circula a través de un interruptor, un fusible o un arrancador se presenta cuando la falla se produce precisamente en los terminales de estos dispositivos.

Estos dispositivos, cuando se seleccionan adecuadamente, deben ser capaces de interrumpir la corriente máxima de cortocircuito que puede pasar por ellos.

EJEMPLO 1

Calcular la corriente de cortocircuito y la potencia de cortocircuito del siguiente diagrama unifilar que representa una industria alimentada por la compañía de luz.

FALLA

0.48 kV

ZeM

ZT

Zr

j 0.065 j 0.25

FALLA

DATOS: La capacidad de interrupción de interruptor 52L1 fue dado por la compañía suministradora y es de 100 000 kVA .

Impedancia del transformador T1 Zt = 5.5 %Impedancia equivalente de los motores a 480 V Zem = 25 %

Solución:

Adoptaremos el método por unidad (p.u.)

a) Diagrama de impedancias

Calcular la impedancia de la red

Zr =

Tomaremos: Pb = 1000 kVA

Los kVABASE pueden ser del generador o transformador como base. En los sistemas mayores con diversas fuentes, generalmente resulta mas fácil elegir una potencia base de 1000, 10 000 o 100 000 kVA.

Tomaremos: Pb = 1 000 kVA Una vez elegida la potencia base, deben convertirse las reactancias óhmicas de los cables, conductores, transformadores, etc. En reactancia en por unidad.

Zr = j 0.1

Zeq total = = j 0.0516

b) Calcular corriente de cortocircuito

Icc =

Icc = 23.31 kA

c) Potencia de cortocircuito

Scc =

Scc = 19.38 MVA

EJEMPLO 2

M M M M

52 T1

T 1

3000 kVA 20/0.48 kV , 60 Hz

52 L1

Compañia de luz

G1

3000 kVA3f , 60 Hz , 480 V

FALLA

Calcular la corriente de cortocircuito y la potencia de cortocuito para poner una falla localizada en le bus de 480 V de una instalación instustrial que además de la alimentación de la compañía de luz, dispone de un generador de 3000 kVA ; fp = 0.85, 60 Hz , 3 fases, 480 V, Zg = 9 %, tal como se muestra en el diagrama unifilar.

Datos: Zg = 9% , ZT1 = 6 % , ZEM = 25 %

ZG

ZeM

ZT

Zr

ZeM ZGZT

Zr

Corriente de cortocircuito en la acometida (dato suministrado por la compañía suministrada) Icc = 32 kVA Capacidad total de los motores = 3000 kVA SOLUCION


La impedancia de la red: considerar Pb = 1000 kVA

Zr = =

Zr = 0.0376

b) Refiriéndonos a las impedancias a una base común Las reactancias de generadores, transformadores y motores generalmente están expresadas en porcentaje de su propio régimen en kVA y por lo tanto sus reactancias deben convertirse a una base común elegida para el estudio por medio de la formula siguiente.

ReactanciaA LA BASE 2 =

Zbase =

Para el generador :

0.083 0.03

0.02

0.0125

0.083 0.03 0.0325

Zeq = 0.013

ZBASE 2 =

Para el transformador:

ZT BASE 2 =

Para el grupo de motores

ZM BASE 2

=

Para la red

Zr BASE 2 =

C5

BARRA 1

BARRA 2

C3 C4

60 kV

TRAFO AUXILIAR

60 / 0.38 kV 250 kVA

SALIDA 2

SALIDA 1

TRAFO DE POTENCIA 220 / 60 kV 40 MVA

220 / 60 kV60 MVA

C2C1

L1 L2

220 kV

C6

La corriente de corto circuito

Icc =

Icc =

Icc = 92.5 kA

La potencia de cortocircuito

Scc =

Scc = 76.9 MVA

EJEMPLO 3

Calcular las corrientes de cortocircuito asi como las potencias en el diagrama unifilar sgte. :

CALCULO POR UNIDAD

(1) En la placa de características los fabricantes especifican las impedancias en tanto por ciento de valores nominales.(2) La impedancia por unidad de un transformador es la misma en el primario y secundario(3) La impedancia por unidad de un transformador no depende del tipo de conexión.

En el método de cálculo se requiere conocer la potencia de cortocircuito en las líneas de entrada L1 y L2 ; que será suministrado por la empresa concesionaria.

Pcc1 = 1000 MVAPcc2 = 1000 MVA

POTENCIA BASE Pb = 10 MVA

CALCULO DE REACTANCIAS

(1) LINEAS A BARRAS DE 220 kV

x = Pb = Potencia Base MVA

Scc = Potencia cortocircuito MVAx = Valor p.u. reactancia del sistema

x = = j 0.01 pu (Línea 1 y Línea 2)

(2) REACTANCIAS DE TRANSFORMADORES

TRAFO 1: 60 MVA Vcc = Tensión de cortocircuito %

x = Vcc = Tension de cortocircuito %

x = = j 0.12 Pb = Potencia Base MVA

Sn = Potencia Nominal del trafo en MVA Vcc = 12 % (Placa fabricante)

TRAFO 2: 40 MVA

Vcc = 12 %

x = x = j 0.03 pu

TRAFO 3: 250 kVA (Servicios Auxiliares)

Vcc = 4.5 %

x = 0.045 x x = j 1.8 p.u.

Estos valores se resumen en la tabla Nº 01 siguiente

CORTOCIRCUITO EN LE PUNTO C1

El cortocircuito en el punto C1, es el mismo de la línea proporcionado por la compañía concesionaria:

XL1 = j 0.01 pu Pcc = 1000 MVA = Scc

XL2 = j 0.01 pu Icc = = 2.62 kA

Ich = 1.8 x x 2.62 = 6.67 Ka

CORTOCIRCUITO EN EL PUNTO C2

Esta falla se ubica en la barra de 220 kV en el cual se encuentran conectadas en paralelo las líneas de transmisión L1 y L2. Por tanto:

XC2 = = j 0.005 pu

ICC = ICC = Corriente Permanente de

Scc = Potencia de Cortocircuito

SCC = MVA

VN = Tension Nominal en Kv SCC = 2000 MVA

ICC = kA

Ich = 1.8 x ICC Ich = Corriente de Choque en Ka

Ich = 1.8 5.25 = 13.36 kA


Esta falla incluye las dos líneas L1 y L2 en paralelo y el trafo 1 en serie, por lo tanto la reactancia equivalente será :

VN = 60 kV

ITEM POTENCIA(MVA)

POTENCIA BASEMVA

VALOR EN (p.u.)

LINEA A BARRAS L1

1000 10 j 0.01

LINEA A BARRAS L2

1000 10 j 0.01

j 0.01 j 0.01

j 0.02 j 0.03TRAFO 2

TRAFO 1

TRAFO SERV. AUX.

L1

L2

j 1.8

60 kV

220 kV

C5

C6

C4C3

C2C1

TRAFO 1 60 10 j 0.02TRAFO 2 40 10 j 0.03 TRAFO SERVICIOSAUXILIARES

0.250 10 j 1.8

(3) ESQUEMA DE IMPEDANCIAS

El esquema de impedancias se elabora sustituyendo cada elemento por su respectivo valor de unidad, transformadores de potencia, líneas de transmisión a barras, transformadores de servicios auxiliares.

xC3 = + j 0.02 = j 0.005 + j 0.002

XC3 = j 0.025 p.u.

SCC = 400 MVA

ICC =

ICh = 1.8 = 9.80 kA


En esta falla intervienen las dos L.T. L1 y L2 en paralelo y el trafo 2 en serie. La reactancia equivalente es:

xC4 = + j 0.03 = j 0.05 + j 0.03

XC4 = j 0.035 p.u.

SCC = 286 MVA

ICC = 2.75 kA

ICh = 1.8 x x 2.75

ICh = 7.0 kA

En el punto C4 la tensión nominal es 60 kV.


En este punto participan las dos L.T. L1 y L2 en paralelo, los dos trafos de potencia en paralelo en la salida no hay reactancia.

XC5 = = j 0.005 + j 0.012

XC5 = j 0.017 pu

SCC = 588 MVA

ICC = = 5.66 kA

ICh = 1.8 x x 5.66 = 14.41 kA

FASE R masa

d

R

S

T

d

d

flameo (ruptura de la resistencia del aire)

aire

flameo aislador p = 50 % p = 0.5

CORTOCIRCUITO EN EL PUNTO 6

En este punto participan las dos L.T. L1 y L2 en paralelo; los dos trafos de potencia en paralelo y el trafo de servicio en serie.

XC6 = + j 1.8 = j 0.005 + j 0.002 + j 1.8

XC6 = j 1.817 p.u.

SCC = = 5.50 MVA

Icc = 8.36 kA

ICh = 1.8

La tensión nominal en el punto C6 es de 380 voltios o 0.380 kV.

RESUMEN DE CALCULOS

PUNTO TENSION NOMINAL kV

POTENCIA DE CORTOCIRCUITO kA

CORRIENTE PERMANENTE DE CORTO CIRCUITO Ka

CORRIENTE DE CHOQUE kA

C1 220 1000 2.62 6.67C2 220 2000 5.25 13.36C3 60 400 3.85 9.80C4 60 286 2.75 7.00C5 60 588 5.66 14.41C6 0.380 5.50 8.36 21.28

CAPITULO II

FORMAS CONSTRUCTIVAS DE DISPOSICION FISICA DE SUBESTACIONES

DETERMINACION DE DISTANCIAS DIELECTRICAS EN

SUBESTACIONES

Se debe fijar las distancias a través del airea.- Entre fases R-S-Tb.- Entre fase y tierra

También se aclara que las distancias entre PARTES VIVAS de diferentes fases entre PARTE VIVA de fase y TIERRA.

TENSION CRITICA DE FLAMEO (TCF)

Es la tensión que presenta una probabilidad de flameo de 50 % cuando se aplica una tensión de impulso de rayo o por maniobra de interruptores a electrodos con distancia en aire; o a aislamientos auto recuperables (cadenas de aisladores, bushing, aisladores, etc.)

En un acontecimiento aislado P es la probabilidad de que ocurra un acontecimiento favorable (a)

a = casos favorables

b = casos no favorables n = # total de casos que pueden presentarse

En la definición de Tensión Critica de Flameo (TCF)

a = 0.5 Ocurre flameo b = 0.5 No ocurre flameo

a + b = 1.0 = n

La tensión de flameo tiene una probabilidad de ausencia de 50 %, pero también tienen un 50 % que no puede ocurrir.(DETERMINADO DE FORMA EXPERIMENTAL)

RELACION ENTRE NIVEL BASICO DE AISLAMIENTO (BIL) Y LA TENSION CRITICA DE FLAMEO (TCF)

Existen dos relaciones determinadas experimentalmente: para sobretensiones por impulso del rayo y para sobretensiones por impulso de maniobra.

Por impulso de rayo :

BIL = 0.981 x TCF Desviación estándar de 3 % y a nivel del mar

DESVIACION ESTANDAR : Mide la variabilidad de datos de una población o de una muestra (σ).

Muestra A

xi (xi - )

14950

16161616

-15-15-15-15

2251444911561574

Muestra B

Comparación

Muestra A

19.5

MUESTRA B

xi (xi - )

14914

7777

-6-337

36944998

4.8

COMPARACION

4.8

Menor dispersión, los datos están más cercanos a la media. Hay menor riesgo

19.5

Tiene una mayor dispersión que la muestra B, los datos están más alejados de la media, hay más riesgo.

NOTA: Las muestras de estos ejemplos solo son para fines de ilustrar el concepto. Para la formula de la varianza se necesita muestras de tamaño grande o de la población.

EJEMPLO:

Calcular la tensión critica de flameo (TCB) para una tensión nominal de 230 kV, cuyo BIL es de 1050 kV.

Solución:

TCF =

TCF = 1092.6 kV a nivel del mar en condiciones normales

TCFNORMAL =

Por impulso de maniobra

BIL = 0.922 TCF

TCFNORMAL =

Para una desviación estándar del 6 %.

En el mismo ejemplo anterior.

TCF =

DISTANCIAS DE DISEÑO

Este punto se refiere al dimensionamiento de las distancias entre partes vivas en instalaciones convencionales (no del tipo blindado o aisladas en gas) referencia: Comité Nº 23 CEI.

Las distancias eléctricas son:

(1) Distancia entre fases (2) Distancia entre fase y tierra(3) Altura de equipos sobre nivel del suelo(4) Altura de barras colectoras sobre suelo(5) Altura de remate de L.T.(6) Distancias de seguridad

DISTANCIA DE FASE A TIERRA

1. Determinar la Tensión Critica de Flameo (TCF). Es la Tensión experimental que presenta una probabilidad de flameo de 50 %

(TCF)NORMAL A NIVEL DEL MAR = …….. (1)

2. Realizar la corrección hasta 1000 m.s.n.m. considerando un incremento en la distancia dieléctrica por altura de 1.25 % por cada 100 mts de incremento en altitud. (p27 Diseño de Subestaciones Eléctricas José Raúl Martin – Mc. Gramhill (1) )

TCF1000msnm = TCFNORMAL + ……… (2)

3. Calcular la distancia de Fase a Tierra (m) Con el valor de TCF1000 Calcular la distancia f-T a 1000 m.s.n.m. con la formula.

d = (mts) …………. (3)

El gradiente de Potencial de 550kV/m es el promedio de 500 kV/m y 600kV/m

4. Este valor de distancia d de Fase a Tierra se puede corregir a valores mayores a 1000 m.s.n.m. por la formula.

dH = d1000 + 0.0125 ……… (4)

TABLA DISTANCIA FASE - TIERRA

TENSION NOMINAL

TENSION MAXIMA

BIL TCFNORMAL TCF1000 d1000 d3500

kV kV kV kV kV m m69138

72.5145

450650

468.3676.4

526.8760.95

0.9581.384

1.2571.817

hs

hb

2 do. nivel de barras

Altura equipos1 er nivel barras

hs

hL

Altura de remate

220500

245525

10501800

1092.61873.0

1228.62107.1

2.2343.831

2.9325.028

DISTANCIA ENTRE FASES

(A) SEGÚN CEI PUBLICACION 71-A Sección 6.4

dF-F = dF-T + 15% dF-T

dF-T = 1.15 dF-T

kV NOMINAL dF-T 3500 m.s.n.m. Mt dF-F 3500 m.s.n.m dFF redondeo

69138220500

1.2571.8172.9325.028

1.4452.0893.3725.782

1.50 mt2.003.505.80

(B) PARA BARRAS FLEXIBLES LA DISTANCIA DE FASE-FASE ES: EFECTO VIENTO-SISMOS

FACTOR: 1.80 PARA < 40 mts. FACTOR: 2.00 PARA > 40 mts. dF-F = 1.80 ó 2.00 x dF-T

Barra 138 kV (35 mts)

dF-F 3500 = 1.8 x 1.817 = 3.27 mt

ALTURA DE EQUIPOS NIVEL DEL SUELO (hs)

hs

Pararrayos Seccionador Interruptor

TC

1.- La altura mínima de equipos sobre el nivel del suelo (hS) no será menor a 3m. (PARTES VIVAS)

2.- La altura (h) mínima de la base de los aisladores que soportan bases vivas no será menor 2.25

m.

h 2.25 m.

hS 3.00 m.

hS = 2.30 + 0.0105 x kV a 1000 m.s.n.m. kV = Tensión máxima (Tabla 2-1)

EJM:

= 115 kV kVmax = 123

hS = 2.30 + 0.0105 x 123 = 3.59m 3.60 m

Si la altitud es 1000 m.s.n.m. corregir.

ALTURA DE

BARRAS 2do NIVEL hb

Esta altura debe garantizar que el personal que pasa por debajo de las barras no reciba la sensación del campo eléctrico (National Safety Code).

hb = 5.0 + 0.0125 kV a 1000 m.s.n.m. kV = Tension máxima

Ejm. kVN = 115 kV kVmax = 123

hb = 5.0 + 0.0125 x 123 = 6.537 m. 6.60 mts. a 1000 m.s.n.m.

Se puede corregir para altitudes mayores a 1000 m.s.n.m.

ALTURA DE REMATE (hL)

1.- Los conductores de líneas de transmisión que llegan o salen de una subestación pueden estar a

una altura de 6 metros.

hL = 5.0 + 0.006 kV

kV = Tensión máxima

Para 115 kVN

kVmax = 123

hL 1000 = 5.0 + 0.006 x 123 = 5.738 m. 6.0 m


1) Altura de equipos sobre nivel del suelo (hS)

Valor básico

> 2.25 m.

Distancia basehs

Valor básico = hs - 2.25 m.

Distancia deseguridad

= 3.0 m.

1.20 m.

dhBaranda

(dh = dF-T + 0.90 m.)

a) La altura hS en ningún caso será < 3 mts. Si no se encuentra aislado por barreras de protección.

A) DISTANCIAS DE SEGURIDAD Distancias de seguridad son espacios libres que permiten circular y efectuar maniobras dentro de la subestación sin riesgo para descargas.

Distancia mínima horizontal

dh = dF-T + 0.9 m. dF-T = Distancia mínima de fase a tierra correspondiente al BIL de la zona.

Distancia mínima vertical dV = dF-T + 2.25 m.

B) ZONA DE CIRCULACIÓN DEL PERSONAL

En zonas que no tienen cercos de protección la distancia mínima es d = dF-T + 2.25 (distancia vertical a fases vivas). MINIMO: 3.00 metros

En subestaciones donde las partes bajo tensión están a

d

d

d

d d = dh

cerca

altura 2.25 mt.

alturas inferiores especificadas SE INSTALAN BARANDAS.

En caso de cercas debe tener 2.25 m. de altura y alejadas a una distancia dH = dF-T

C) ZONA DE CIRCULACION DE VEHICULOS

La distancia horizontal a las partes vivas será: dH = dF-T + 0.70 m.

dh

Trafo de potencia

La distancia vertical a las partes vivas sea por lo menos igual a la distancia base por conexiones rígidas mas 0.5 m. (caso de conexiones flexibles)

Los espacios para circulación de vehículos con cargas paradas (ejm. Transformador) se determina con los dimensiones exterior del vehículo de > tamaño incluido el trafo de potencia.

Conductor Conductor

Val

or B

ásic

o V

B

(DF

- T)

VB

1.25 m.

1.75 m.

1.75 m.

ZONA DESEGURIDAD

escalera

D) ZONAS DE TRABAJO

En cualquier sección de alta tensión de la S.E. después de desconectar las interrupciones y seccionadores y sin Desconectar las secciones contiguas. El personal debe trabajar con SEGURIDAD PLENA.


Es el dimensionamiento de distancias entre partes vivas y a tierra.

1.- Distancia entre fases 2.- Distancia Fase-Tierra3.- Altura de equipos sobre el nivel del suelo4.- Altura de barras sobre el suelo5.- Altura de remate de L.T.6.- Distancias de seguridad

321 4 2.25 m. 5hs

hb

1) Distancia entre Fases-Tierra (dF-T)

kVmax entre fases BIL dminimo 1000 m. (cm)7.212.017.524.036.072.5123 - 145 245

607595125170325550750

91216223263115162

2) Distancias entre Fases dF-F

Según las recomendaciones de la Comisión Electromecánica Internacional (CEI) publicación 71-A según 6.4

dF-F = 1.15 x dF-T

La corrección por actitud se realiza por:

dh = d1000 + 0.0125 d1000

3)Altura de los equipos sobre el nivel del suelo

1 - Pararrayo 2 - TT 3 - TC 4 - Seccionador 5 - Interruptor

a) hS > 3 metros (Sin barrera de protección)

b) Altura mínima de base de aisladores que soportan parte vivas ≥ 2.25 m.

c) Hasta 1000 m.s.n.m.

hS = 2.30 + 0.0105 x kV kV : Tensión máxima de diseño

Estas distancias serán corregidos por altitud

4) ALTURA DE BARRAS SOBRE EL SUELO

Esta altura garantiza que al pasar personal por debajo de las barras no reciba la sensación del campo eléctrico.

hb = 5.0 + 0.0125 x kV kV : Tensión máxima

kVNOM = 115 kVMAX = 123 hb = 5.0 + 0.0125 x 123 = 6.54 m = 6.60 m.

Corregir para alturas > 1000 m.

hb 2300 m.s.n.m. 123 kV = 6.54 + 0.0125 x x 6.54

= 7.60 m.

hL

5) ALTURA DE …. DE LA LINEA DE TRANSMISION

hL

S.E.

hb

a) hL 6 m.

b) hL = 5.0 + 0.006 x kV

kVNOM = 115 kV kVNOM = 123 kV

hL = 5.0 + 0.006 x 123 = 5.74 m 5.80 m. a 2300 m.s.n.m.

hL = 5.74 + x 5.74

hL = 6.67 m. 6.70 m.

Cual poner en el diseño hL ó hb

6) DISTANCIAS DE SEGURIDAD

Son los espacios libres que permiten circular y efectuar maniobras de personal, dentro de la S.E. sin riesgo de sus vidas.

a) Distancia horizontal dh = dF-T + 0.90

1.20 m.

dhBaranda

(dh = dF-T + 0.90 m.)

b) Distancia vertical

dV = dF-T + 2.25 dv > 3 m.

Cuando se tiene distancias inferiores a las diseñadas, interponer barandas de 1.20 m de altura

Las cercas de la S.E. mínimo 2.25 m de altura y separado dF-T + 0.90 longitudinalmente.

EJEMPLO 2

Calcular las corrientes de cortocircuito y la potencia de cortocircuito para una falla localizada en el bus de 480 V de una instalación industrial, que además dispone de un generador de 3000 kVA ; fp = 0.85 ; 60 Hz; 3 fases ; 480 V; Zg = 9 % conectando directamente al bus de 480 V

DATOS:

Zg = 9 %

ZT1 = 6 % ZEM = 25 %

Corriente de cirtocircuito en la acometida Icc = 32 kA Capacidad total de los motores = 3000 kVA

Solucion:


La impedancia de la red: considerar Pb = 1000 Kva

Zr = = = 0.0376

b) Refiriendonos a una base común Para el generador : 3000 kVA

Zgbase2 =

Zgbase2 = 0.03

Para el transformador : T1

ZTBASE2 =

Para el grupo de motores: M

ZMBASE2 = = 0.0833

Para la red eléctrica : r

Zrbase2 = = 0.0128

El diagrama de impedancias será :

c) Calculamos la Icc

Icc = = 92.5 kA

d) Calculamos la Scc

Scc = =

Scc = 76.92 MVA

3) Calcular las corrientes de cortocircuito y las potencias de cortocircuito para fallas en el bus de 6.6 kV y en el bus de 66 kV para el sistema mostrado en el siguiente diagrama unifiliar.

DATOS:

ZT = 7 % ZG1 = 14 % ZG2 = 15 % ZG3 = 18 % ZG4 = 20 %

SOLUCION:


b) Tomando como referencia Pb = 10000 kVA a una misma base común

ZG1BASE 2 = = = 0.0933

ZG2 BASE 2 = = 0.072

ZG3 BASE 2 = = 0.075

ZG4 BASE 2 = = 0.067

Por lo tanto el diagrama de impedancias será:

c) Calculemos la Icc

Icc = = Icc = 47.54 kA

d) Hallamos la Scc

Scc = Scc = 543.48 MVA

CONSIDERANDO LA FALLA 2 EN EL BUS DE 66 kV


b) Refiriendo la impedancia de los transformadores a la base común

ZTBASE 2 = = = 0.156

Luego:

c) Hallamos la corriente de cortocircuito (Icc)

Icc = = 3.36 kA

d) Hallamos la potencia de cortocircuito (Scc)

Scc = =

Scc = 383.88 MVA

EJEMPLO 5

En la subestación receptora del diagrama unifilar mostrado calcular las corrientes de cortocircuito y las potencias de cortocircuito en los buses de 66 kV y 33 kV de la subestación receptora.

DATOS :

ZG1 = 9.3 % ZG4 = 6.6 % ZT3 = 2.0 % ZG2 = 7.5 % ZT1 = 1.53 % ZT4 = 2.0 % ZG3 = 7.3 % ZT2 = 1.53 %

EJEMPLO 6:

Dos plantas generadoras alimentan a una subestación receptora por medio de líneas de transmisión, calcular las corrientes de cortocircuito y las potencias de cortocircuito para fallas en los buses de 6.6 kV y 66 kV .

BLINDAJE

Es una malla formada por cables de guarda que se instala sobre la estructura de la subestación.

CABLES DE GUARDA

Se entiende por cables de guarda a una serie de cables desnudos, generalmente de acero, que se fijan sobre la estructura de una subestación formando una red que actua como un blindaje, para proteger las partes vivas de la subestación de las descargas directas de los rayos.

La red de cables de guarda actua como contraparte del sistema de tierra. A veces se complementa o se sistituye por una serie de bayonetas de tubo de acero galvanizado, también conectadas a la red de tierra de la instalación, que se fijan en la parte superior de los remates de las columnas de la estructura de la subestación.

Para los cálculos del blindaje se pueden utilizar en forma mas o menos aproximada los siguientes métodos analíticos. a) Metodo electromecánico b) Metodo de Bewley c) Metodo de bayonetas

Metodo electromecánico

El calculo del blindaje a partir del método electromecánico se desarrolla de la forma siguiente:

La tensión que aparece en los conductores se calcula en forma análoga a las líneas de transmisión.

Donde : Io = Corriente de rayo obtenida a partir de la curva de distribución de la corriente de los rayos

Zo = Impedancia característica de los conductores

Tambien :

Io =

Donde: T.C.F. = Tension Critica de Flameo

Zo = 60 log Ohms.

Donde: re = Radio exterior del conductor Y = Altura efectiva del conductor, que a su vez se determina a partir de:

Y = Yt -

Donde: Yt = Altura de remate del conductor en la torre en metros f = flecha del condcutor en metros

El modelo electrogeometrico del blindaje considera a Io como el valor de la corriente minima que produce salidas de la instalación por falla de blindaje.

Esta corriente establece una distancia (ref) llamado radio critico de flameo respecto a los conductores mas elevados de la subestación y cuya expresión es:

rcf = 9.06 Ic2/3

En el modelo electrogeometrico se considera que al quedar protegidos los conductores mas altos de una subestación, los niveles inferiores quedan automáticamente protegidos y además considera que la zona de atracción de los rayos es el hilo de guarda, genera una parábola como se muestra:

Donde:

= Altura del hilo de guarda sobre el suelo en metros

x = distancia máxima a la que se localizan los puntos protegidos por el cable de guarda

Proteccion de una cable de fuerza

Donde: h1 = Altura máxima del objeto por proteger, localizado exactamente debajo del

cable de guarda rsg = Altura del plano imaginario

rsg =

rsg = rcf

Cuando rcf <

Por lo que la altura máxima del cable de fuerza será:

h1 = 2 rcf -

Como en realidad los cables de guarda no se instalan exactamente encima de los cables por proteger, entonces conviene establecer la protección pro zonas.

Donde:

a = Distancia horizontal entre CF y Cgb = Distancia vertical entre CF y Cgc = Distancia entre centros de los cables CF y Cg d = Distancia entre fases

B = Angulo de blindaje

rcf = Radio critico de flameo o radio de la zona de atracción

La altura minima será:

bmin = rcf -

El area total de la subestación, se puede dividir en “n” subareas.

n =

La distancia protegida

XT =

El numero de cables de guarda (Ncg)

Ncg =

La separación entre los cables de guarda 2 D = 2XT

La altura minima del cable de guarda es:

= h1 +

EJEMPLO 1

Compropar el blindaje por medio de cables de guarda en “n” modulos de 85 kV , cuyo NBI = 550 kVSOLUCION:

Tension critica de flameo TCF =

Impedancia característica Zo = 220 Ω

Ic =

Cuya corriente establece un radio critico de flameo rcf = 9.06(Ic)2/3 = 9.06 x (5.72)2/3 = 29 m

La distancia entre los ejes de las columnas que forma el modulo, que contiene los cables de guarda es de 10m.

2D = 10 D = 5 m.

La altura minima

bmín = rcf - 0.434 m.

Si se considera que los cables de guarda se encuentran a una altura de = 14.90

La altura máxima será:

h1 = 2rcf – = 2 x 29 – 14.90 = 43 m.

Aunque el valor real será:

h1 - rcf = 43 – 29 = 14 m.

Finalmente se puede calcular la altura máxima a la que deben instalarse los cables de guarda, sabiendo que los cables de fuerza Cf se encuentran a:

h1 = 12.4 m.s.n.m. h1 = 12.4 m. L = 5 m.

=

=

12.64 m.

EJEMPLO 2

Calculese el blindaje en un modulo de 230 kV utilizando una red de hilos de guarda.Considere: NBI = 1050 kV 2D = 17.50 m.

= 30.85 m.

La corriente critica del rayo Ic = 14 kA

TCF = =

Radio critico de flameo

rcf = 9.06 Ic2/3 = 9.06 x (14)2/3 = 52.6 m.

La altura minima:

bmín = rcf - = 52.6 –

bmín = 0.733 m.

a) Calculemos el blindaje por el método de Bewley

Claro = Largo = L = 60 m.Ancho = 2D = 17.50 m.

Calculo de flecha (fc) del cable de fuerza (se considera un dato practico del 2 % del claro)fc = 0.02 x 60 = 1.2 m.

h1 = 17.5 – 1.2 = 16.3 m.

La altura minima del cable de guarda, en el punto del montaje es:

=

=

29.02 m.

La distancia XT protegida es:

XT = = 8.75 m.

El angulo de blindaje es:

como < 45o OK

DESCRIPCION DEL EQUIPO DE UNA SUBESTACION

Se describirá a grandes rasgos, las características mas importantes del equipo principal que se instala en una instalación y que, salvo algunos elementos, se muestra en su totalidad en el diagrama unifilar de la subestación.

1. Transformador de potencia

Una transformador es una maquina electromagnética, cuya función principal es cambiar la magnitud de las tensiones eléctricas.

Se puede considerar formado por tres partes principales:

Parte activa.- Formado por el nucleo y las bobinas.Parte pasiva.- Formado por el tanque cuya parte activa va sumergida en liquidos.Accesorios.- Conectores, placa de características, etc.

2. Transformador de instrumentos

Son unos dispositivos electromagnéticos cuya función principal es reducir a escala, las magnitudes de tensión y corriente que se utilizan para la protección y medición de los diferentes circuitos de una subestación, o sistema eléctrico en general.

Normalmente estos transformadores se construyen con sus secundarios para corrientes de 5 amperios o tensiones de 120 voltios.

Los transformadores de corriente se conectan en serie con la línea mientras que los transformadores de tensión se conectan en paralelo, entre dos fases o entre fase y neutro.

3. PARARRAYOS

Son unos dispositivos eléctricos formados por una serie de elementos resistivos no lineales y explosores que limitan la amplitud de las sobretensiones originadas por descargas atmosféricas, operación de interruptores o desbalanceo de sistemas.

Un dispositivo de protección efectivo debe tener tres características principales:

a) Comportarse como una aislador mientras la tensión aplicada no exceda de cierto valor predeterminado.

b) Convertirse en conductor al alcanzar la tensión ese valor y conducir a tierra la onda de corriente producida por la onda de sobretensión.

c) Una vez desaparecida la sobretension y restablecida la tensión normal, el dispositivo de protección debe ser capaz de interrumpir la corriente.

4. INTERRUPTORES

Es un dispositivo destinado al cierre y apertura de la continuidad de un circuito eléctrico bajo carga, en condiciones normales asi como bajo condiciones de cortocircuito.

Sirve para insertar o retirar ed cualquier circuito energizado maquinas, aparatos, líneas aéreas o cables.

El interruptor es, justo con el transformador, el dispositivo mas importante de una subestación. Su comportamiento determina el nivel de confiabilidad que se puede tener en un Sistema Electrico de Potencia.

5. SECCIONADORES (Cuchillas desconectadoras)

Son dispositivos que sirven para conectar y desconectar diversas partes de una instalación eléctrica, para efectuar maniobras de operación o bien para darles mantenimiento. Antes de abrir un juego de seccionadores siempre deberá abrirse primero el interruptor correspondiente.

La diferencia entre un juego de cuchillas y un interruptor de potencia, considerando que los dos abren o cierran circuitos, es que las cuchillas no pueden abrir un circuito con corriente y el interruptor se puede abrir cualquier tipo de corriente desde el valor nominal hasta el valor de corto circuito.

Componentes:

Las cuchillas están formadas por una base metalica de lamina galvanizada con un conector para puesta a tierra: dos o tres columnas de aisladores que fijan el nivel básico de impulso y encima de estos la cuchilla desconectadora.

La cuchilla esta formada por una navaja o parte móvil y la parte fija, que es una mordaza que recibe presiona la parte móvil.

DISPOSICIONES CONSTRUCTIVAS DE LAS SUBESTACIONES

El objeto básico en el estudio de la disposición de una subestación o instalación de maniobras o la interperie consiste en obtener un arreglo que satisfaga las siguientes condiciones:

a) Que la instalación presente una disposición lo mas clara y despejada posible a fin de visualizar rápidamente los circuitos que están bajo tensión.

b) Que la solución adoptada ocupe un area reducida de terreno y que permitasu fácil ampliación con la minima interrupción del suministro.

c) Que todos los aportes estén dispuestos de manera de permitir su fácil acceso para la revisión y el mantenimiento de los mismos y que todas las partes bajo tensión queden suficientemente alejadas del alcance de las personas cuando se realizan los trabajos de mantenimiento.

d) Que el costo de invesion sea el minimo dentro de las posibilidades que ofrezca el esquema del principio adoptado asegurado, a su vez, la mayor continuidad del servicio.

CONCEPCION DE LAS SUBESTACIONES

La configuración de estas instalaciones varian en su concepción de acuerdo con la disposición de los juegos de barras colectoras de corriente y del tipo y ubicación de los seccionadores en el terreno. En el sentido mas general y de acuerdo a la disposición que se adopte para los juegos de barras, las instalaciones de maniobras pueden clasificarse en:

a) Sistema de fases asociadas .- En los cuales las tres fases del primer juego de barras y las tres fases del segundo juego se encuentran agrupadas en el orden correspondiente.

b) Sistema de fases separadas.- En los cuales la primera fase del primer juego de barras y la fase primera del segundo juego de barras se encuentran en posición adyacente y asi sucesivamente para el resto de las fases:

DISPOSICION FISICA DE SUBESTACIONES

Es el ordenamiento de los diferentes equipos constituidos de un patio de conexiones de na subestación exterior para cada uno de los tipos de configuraciones.

TIPSO DE SECCIONADORES

Los equipos de Alta Tension y en especial los seccionadores, determinan la disposición física de una subestación.

En general, sobre los diferentes tipos de seccionadores se puede decir:

Seccionadores de apertura central (Fig. 1) cuyos polos se puede colocar uno al lado del otro (paralelo), uno detrás de otro (linea) o en forma independiente. Las dos primeras formas, solo requieren un mecanismo de operación para los tres polos, mientras que la ultima necesita un mecanismo por polo.

Seccionadores de rotación central (Fig. 2) ocupan menos espacio y presentan menos inconvenientes desde el punto de vista de distancias eléctricas requeridas permitiendo reducción en el ancho de campo, ya que las cuchillas en posición abierta quedan desenergizadas.

Seccionadores de apertura vertical (Fig. 3) utilizados en E.A.T. por conllevar reducidos anchos de campo. Son idelaes para disposiciones clásica y clásica modificada en EAT.

Los tres tipos mencionados de seccionadores realizan la conexión y desconexión en forma horizantal.

Seccionadores tipo pantógrafo.- (Fig. 4) los cuales ejecutan la conexión o desconexión verticalmente entre dos niveles diferentes una variante de estos seccionadores es el tipo semipantografo (Fig. 5) se pueden utilizar en todo nivel de tensión, pero preferiblemente para tensiones por iguales o mayores que 245 kV.

Seccionadores pantógrafo horizontal.- Son similares a los de apertura vertical, pero con una cuchilla o brazo del tipo pantógrafo. Muy utilizado en EAT.

TIPO DE BARRAJE (RIGIDO O FLEXIBLE)

Otro aspecto determinante en la confirmación de las diferentes disposiciones físicas es el tipo de barraje a utilizar, es decir, rigido (generalmente tubos de aluminio) o flexible (cables de aluminio, aleación de aluminio, ACSR y en algunas ocasiones, cobre).

TIPOS DE CONEXIÓN

De los diferentes tipos de seccionadores y de los dos tipos de barraje de obtienen varias combinaciones de formas de conexión a barras, ilustrándose a continuación algunas de ellas:

- Conexión clásica. Barraje flexible, conexión flexible (figura 7) - Conexión clásica. Barraje rigido, conexión rigida (figura 8) - Conexión clásica. Barraje rigido, conexión flexible (figura 9) - Conexión con pantógrafo. Barraje flexible, conexión flexible (figura 10)

FORMAS CONSTRUCTIVAS DE DISPOSICION FISICA VISTA DE SECCION CORTE A-A

Babe anotar que para las anteriores disposiciones físicas se utilizo la barra flexible, pero bien se podría utilizar la barra rigida con conexiones rigidas o la barra rigida con conexiones flexibles.

Conexión de interruptores

DISPOSICION ELEVADA

La máxima reducción del area para una subestación exterior con una configuración del tipo de conexión de barras puede lograrse si en uno mismo campo se acomodan salidas a ambos lados. En la disposición elevada los sistemas de barras se tensionan uno encima del otro. Los seccionadores de barraje del sistema superior están apoyados en vigas intermedias, y los del sistema inferior se apoyan directamente en el piso. La practica ha demostrado que todas las maniobras necesarias, aun la operación normal en emergencia

de los seccionadores colocados en las vigas intermedias, pueden realizarse en forma correcta.

Los seccionadores de barraje del sistema superior determinan el ancho de campo, Dos salidas pueden acomodarse en un mismo campo. Una disposición como la aquí descrita se utiliza rara vez, ya que presenta complicaciones para el mantenimiento e incrementa las posibilidades de cortocircuito en barras, además del altísimo costo de las estructuras.

Cuando se tienen areas pequeñas es preferible recurrir a subestaciones encapsuladas en SF6 , GIS.

En las Figuras 1 y 2 se ilustra esta disposición física para las configuraciones de doble barra y barra principal y de transferencia.

Formas constructivas con seccionadores tipo pantógrafo o semipantografo.

Arreglo diagonal con las barras colectoras arriba

Al analizar la planta de una subestación se observa que la línea de salida de un campo esta orientada en forma perpendicular al barraje. En el punto de cruce de cada fase, el seccionador pantógrafo enlaza con su cuchilla de movimiento vertical las salidas de líneas (situados en un plano inferior) con el barraje (que esta en un plano superior) siguiendo la línea mas corta; la cuchilla del seccionador, al conectar, agarra un contacto fijado a la barra. El sistema de sujeción de los seccionadores modernos no solamente hace posible una unión segura de los contactos, aun bajo viento fuerte, sino que también garantiza una adecuada continuidad cuando por variación de temperatura se modifica la extensión de las barras. Este fenómeno es tolerable sin necesidad de medidas especiales hasta una extensión del barraje de 40 m. En vanos mayores y hasta 60 m. se agregan resortes de compensación en las fases de barraje que a la vez rebajan los esfuerzos sobre los pórticos. Una formación en “V” de las cadenas dobles que soportan el barraje reduce el movimiento de los cables que forman las barras por acción del viento.

Para obtener salida de circuitos en ambos lados de los barrajes lo mas simple es colocar dos filas de interruptores y pórticos de salida (uno a cada lado del barraje). Cabe anotar que las salidas deben ser en campos diferentes no pueden enfrentarse.

La figura 3 muestran esta disposición para las configuraciones de doble barra e interruptor y medie respectivamente. La primera de las figuras se ha ilustrado con barraje flexible, mientras que la segunda con barraje rigido y conexiones flexibles.

capitulo i subestaciones

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