“e t -e expansiÓn de la

Departamento de Ingeniería

U T F S M

UNIVERSIDAD TÉCNICA FEDERICO SANTA MARÍA

DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

“ESTUDIO TÉCNICO-ECONÓMICO DE LA EXPANSIÓN DE LA

SUBESTACIÓN VITACURA UTILIZANDO

TRANSFORMADORES DE 100 MVA”

Trabajo de título presentado por:

Javier González Alarcón

en conformidad a los requerimientos para optar al título de:

Ingeniero Electricista

Profesores: Sr. Javier Ríos V.

Sr. Raúl Rendic D.

Valparaíso - Chile

2018

Página en blanco

pensamientos

Los únicos bienes intangibles son los que acumulamos en el cerebro y en el corazón; cuandoellos faltan ningún tesoro los sustituye.

José Ingenieros

.

MATERIAL DE REFERENCIA.

EL AUTOR, LA COMISIÓN EXAMINADORA Y LA UNIVERSIDAD TÉCNICA FEDERICO SANTA

MARÍA, NO SE HACEN RESPONSABLES DEL USO QUE SE PUEDA DAR AL CONTENIDO DEL

PRESENTE TRABAJO DE TITULACIÓN.

QUEDA PROHIBIDA SU REPRODUCCIÓN TOTAL O PARCIAL SIN EL PERMISO EXPRESO DEL

AUTOR.

AGRADECIMIENTOS.

Esta obra y memoria de titulación esta dedicada a todas aquellas personas que de algunamanera u otra, en mayor o menor medida, en distintos tiempos o circunstancias y de unamanera directa o indirecta han sido un apoyo fundamental mediante sus acciones parapermitirme alcanzar esta meta y mas aun este sueño de vida.

En mi historia encuentro a muchas personas que estuvieron y están presentes a lo largode esta etapa que termina. Sin embargo quisiera plasmar a quienes considero especiales.

Agradezco eternamente a mis padres José y Verónica. Papá y mamá gracias por todo,se los debo todo y sin ustedes jamás lo habría conseguido. Agradezco a mis hermanosJosé y Ximena González por inspirarme y acompañarme siempre en todo momento. Teagradezco Camila por ser un apoyo y fuente de fortaleza personal para mi.

Agradezco a todos mis compañeros y amigos con quienes compartí, sufrí y rei en estaaventura.

De forma desinteresada al profesor Javier Rríos, por toda su ayuda y excelente disposiciónen la elaboración de este trabajo. Así mismo, a todos los grandes maestros del deldepartamento de ingeniería eléctrica quienes me extendieron el rigor y la excelencia perotambién la pasión y vocación por esta carrera.

Agradezco de forma desinteresada a don Matías Arenas de ENEL S.A. por la oportunidad,todo el apoyo y gran voluntad.

Agradezco por siempre a esta gran Universidad, por formarme y educarme con excelenciapero también con el espíritu sansano.

Finalmente agradezco a Dios, a quien todo se lo debo y de quien todo vino. Sin dudasiempre estuviste y estarás aquí, gracias eternas por tanto hágase tu voluntad.

Sin ustedes no habría sido igual, quizás ni siquiera habría sido. Con mucho cariño.

Javier González Alarcón

III

RESUMEN EJECUTIVO.

EL consumo de energía eléctrica en Chile ha aumentado de manera significativa. Tanto esasí que según los datos aportados por la comisión nacional de energía (CNE) el consumoeléctrico del país se ha cuadruplicado en las últimas dos décadas y en consecuencia escomún que las empresas del sector lleven a cabo todo tipo de inversiones para ponerse ala altura del consumo.

ENEL S.A. , particularmente en su segmento de distribución, no ha estado exenta alproceso y año a año se encuentra llevando a cabo obras para adecuar sus líneas ysubestaciones. Sin embargo, existen ciertas zonas críticas debido a su alto consumodonde las soluciones convencionales ya fueron realizadas y ahora es necesario buscarnuevas alternativas de solución. Tal es el caso de la zona abastecida principalmente por lasubestación Vitacura, la que ya ha alcanzado el límite de su capacidad en transformacióncon cuatro transformadores de 50 MVA y necesita buscar soluciones diferentes a lo queusualmente se propone.

Desde esta problemática y sumado a la solicitud de la CNE de no construir otra subestaciónadicional, nace la necesidad de evaluar la posibilidad de expandir Vitacura utilizandotransformadores de 100 MVA que corresponde al principal objetivo de este trabajo detítulo, donde se expondrá una manera de llevar a cabo el proyecto considerando aspectostécnicos de ingeniería conceptual y de detalles.

La solución toma en cuenta las características de la ubicación y las directrices otorgadaspor las normas que correspondan y además las características de la subestación actual ylas aledañas de manera de aprovechar la construcción actual en su mayor medida perotambién garantizando un plan constructivo que no afecte la demanda. Finalmente, seentregan los valores de distancias eléctricas, variables eléctricas críticas, estudios y lavalidación de las especificaciones de los equipos propuestos así como sus ubicacionesy características constructivas, también se lleva a cabo un análisis económico del proyecto.

IV

ÍNDICE GENERAL

Agradecimientos. III

Resumen Ejecutivo. IV

Índice general V

I Desarrollo del Tema. 1

1. Planteamiento del problema 21.1. Introducción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21.2. Objetivos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3

1.2.1. Objetivo general . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31.2.2. Objetivos específicos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3

1.3. Situación actual de la subestación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41.3.1. Características de la subestación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41.3.2. Ubicación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51.3.3. Características medioambientales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 61.3.4. Justificación del proyecto de expansión . . . . . . . . . . . . . . . . . 6

1.4. Metodología de trabajo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9

2. Transformador de poder 122.1. Características del transformador . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 122.2. Ruido . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 152.3. Aspectos Recomendados . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18

2.3.1. Cambiador de tomas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 182.3.2. Grupo de conexión . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 192.3.3. Ensayos de recepción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19

3. Estudios de aislamiento 203.1. Pararrayos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20

3.1.1. Justificación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 213.1.2. Selección del pararrayos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 233.1.3. Sobre la Simulación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 253.1.4. Modelo para el pararrayos: Pinceti . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 253.1.5. Modelo del sistema . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27

V

Índice general ÍNDICE GENERAL

3.1.6. Resultados de la simulación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 293.2. Coordinación de aislamiento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33

3.2.1. Tensiones representativas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 333.2.2. Sobretensiones temporales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 333.2.3. Sobretensiones de frente lento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 333.2.4. Tensiones de coordinación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 343.2.5. Sobretensiones temporales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 353.2.6. Sobretensiones de frente lento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 353.2.7. Sobretensiones de frente rápido . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 373.2.8. Corrección de las tensiones de soportabilidad . . . . . . . . . . . . . 393.2.9. Tensiones de soportabilidad requeridas . . . . . . . . . . . . . . . . . 413.2.10. Conversión a tensiones de soportabilidad estandarizadas . . . . . . . 42

3.3. Cadena de aisladores . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 443.3.1. Aislador propuesto . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 443.3.2. Exigencias a sobretensiones de frecuencia industrial, maniobra y

descargas atmosféricas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 443.3.3. Exigencias relacionadas a la contaminación ambiental . . . . . . . . 46

3.4. Distancias eléctricas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 483.4.1. Altura mínima de líneas de alta tensión que cruzan los caminos

internos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 483.4.2. Altura mínima de las barras sobre el nivel del suelo . . . . . . . . . . 493.4.3. Altura de conductores de remate . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 493.4.4. Altura de partes energizadas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 503.4.5. Distancia mínima para las zonas de trabajo . . . . . . . . . . . . . . 503.4.6. Distancia vertical entre líneas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 513.4.7. Distancias entre elementos rígidos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 513.4.8. Distancias entre elementos flexibles . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 513.4.9. Distancias entre transformadores y celdas . . . . . . . . . . . . . . . 523.4.10. Resumen de distancias . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 53

4. Estudios de Potencia 554.1. Principales aspectos relacionados al Flujo de potencia . . . . . . . . . . . . . 554.2. Simulación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 55

4.2.1. Modelo de la subestación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 564.2.2. Transformadores de poder modelados . . . . . . . . . . . . . . . . . 584.2.3. Modelo de la Carga . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 59

4.3. Análisis de contingencias . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 624.3.1. Casos de estudio . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 624.3.2. Resultados . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64

4.4. Régimen nominal de carga . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 694.5. Cortocircuito . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 70

4.5.1. Dimensionamiento de interruptores . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 714.6. Cálculo de conductor de barra en 110 kV . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 73

4.6.1. Exigencias de operación normal . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 734.6.2. Exigencias en cortocircuito . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 74

JJGA USM VI


4.6.3. Exigencias en efecto corona . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 754.6.4. Exigencias térmicas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 76

4.7. Cálculo de conductor de barra 23 kV . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 794.7.1. Exigencias de operación normal . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 794.7.2. Exigencias de cortocircuito . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 804.7.3. Clase de aislación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 81

5. Especificaciones del proyecto 825.1. Detalles de la solución propuesta . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 825.2. Alternativas de diseño . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 82

5.2.1. Situación Original . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 825.2.2. Alternativa 1 de ubicaciones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 835.2.3. Alternativa 2 de ubicaciones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 845.2.4. Alternativa seleccionada . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 86

5.3. Diseño de la alternativa seleccionada . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 875.3.1. Ubicaciones en general (Planta) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 875.3.2. Conexión celdas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 875.3.3. Fundaciones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 875.3.4. Canalizaciones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 875.3.5. Muros corta fuego . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 875.3.6. Diagrama Unilineal . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 875.3.7. Malla de puesta a tierra . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 87

5.4. Malla de puesta a tierra . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 885.4.1. Consideraciones para el diseño y cálculo de la malla de puesta a tierra 885.4.2. Situación y evaluación de la malla de puesta a tierra actual . . . . . 905.4.3. Malla de puesta a tierra proyectada . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 94

5.5. Obras Civiles . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1005.5.1. Rol de Subestaciones aledañas y de la demanda en la construcción . 1005.5.2. Canalizaciones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1025.5.3. Foso separador agua-aceite . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1035.5.4. Muros cortafuego . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1035.5.5. Instalación de faenas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1065.5.6. Diagrama secuencial de obras . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1085.5.7. Carta Gantt de obras . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 112

5.6. Estudio económico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1135.6.1. Costos en alta tensión . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1135.6.2. Costos en media tensión . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1135.6.3. Costos en transformadores de poder . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1145.6.4. Costos en malla de puesta a tierra . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1145.6.5. Costos en Obras civiles: estructuras de celosía, excavaciones,

fundaciones y canalizaciones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1145.6.6. Costos en instalación de faenas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1155.6.7. Costos en transporte . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1155.6.8. Costos en personal . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1155.6.9. Análisis financiero . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 117

JJGA USM VII


6. Conclusiones 121

Referencias 126

II Anexos. 127

A. Transformador de poder 128

B. Coordinación de aislamiento 130B.1. Sobretensiones de frente lento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 130B.2. Sobre tensiones de frente rápido . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 132B.3. Conversión a tensiones de soportabilidad estandarizadas . . . . . . . . . . . 132

C. Aislamiento 135C.1. Determinación de la aislación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 135C.2. Determinación de distancias dieléctricas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 136

D. Instalación de faenas 137D.1. Instalación de faenas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 137

E. Interruptor 140E.1. Interruptores de alta tensión . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 140

F. Planos 141F.1. Unilineal . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 142F.2. Planos de planta . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 143

F.2.1. Plano de planta de la alternativa 1 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 143F.2.2. Plano de planta de la alternativa 2 y proyectado . . . . . . . . . . . . 144

F.3. Canalizaciones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 145F.3.1. Canalizaciones alternativa 1 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 145F.3.2. Canalizaciones alternativa 2 y proyectadas . . . . . . . . . . . . . . . 146

F.4. Fundaciones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 147F.4.1. Fundaciones actuales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 147F.4.2. Fundaciones para la alternativa 1 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 148F.4.3. Fundaciones para la alternativa 2 y proyectadas . . . . . . . . . . . . 149

F.5. Malla de puesta a tierra . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 150F.5.1. Malla actual . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 150F.5.2. Malla alternativa 1 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 151F.5.3. Malla alternativa 2 y proyectada . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 152

F.6. Conexión celdas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 153F.7. Muros cortafuego . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 155

JJGA USM VIII

ÍNDICE DE TABLAS

1.1. Características medioambientales de la ubicación . . . . . . . . . . . . . . . 6

2.1. Especificación de las condiciones ambientales ofrecidas y garantizadas . . . 122.2. Especificación generales ofrecidas y garantizadas . . . . . . . . . . . . . . . 142.3. Niveles máximos de ruido permisible que se deben cumplir . . . . . . . . . . 16

3.1. Condiciones de servicio para pararrayos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 243.2. Características eléctricas generales exigidas y cumplidas por el pararrayos

seleccionado. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 253.3. Valores que definen las resistencias no lineales A0 A1 . . . . . . . . . . . . . 273.4. Valores de Factores de corrección para los equipos de entrada a la S/E. . . . 363.5. Valores de Factores de corrección para todos los equipos. . . . . . . . . . . . 363.6. Tensiones de coordinación de frente lento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 373.7. Tensión de soportabilidad requerida . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 393.8. Valores del factor Ka de corrección por altura a utilizar . . . . . . . . . . . . 403.9. Resumen tensiones de soportabilidad requeridas . . . . . . . . . . . . . . . . 413.10.Tensiones de soportabilidad normalizadas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 423.11.Resumen final de coordinación de aislamiento: tensiones mínimas de

soportabilidad para el sistema . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 433.12.Distancias entre elementos rígidos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 513.13.Distancias entre elementos flexibles . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 52

4.1. Parámetros usados para modelar los nuevos transformadores de poder Chint 584.2. Parámetros usados para modelar los transformadores actuales N1, N2 y

N3 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 584.3. Parámetros usados para modelar los transformador de poder N 4 Coemsa . 594.4. Distribución de las cargas de respaldo propuesto durante las etapas

constructivas.TR: Transformador retirado. Se considera como si todas lasunidades de transformación tuviesen su carga nominal en un caso dedemanda alta. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 60

4.5. Resultados del análisis estacionario de contingencias para la etapa 1 . . . . 644.6. Resultados del análisis estacionario de contingencias para la etapa 2 . . . . 654.7. Resultados del análisis estacionario de contingencias para la etapa 3 . . . . 664.8. Resultados del análisis estacionario de contingencias para la etapa 4 . . . . 674.9. Sobrecargas de líneas presentadas en la etapa 1 . . . . . . . . . . . . . . . . 68

IX

Índice general ÍNDICE DE TABLAS

4.10.Sobrecargas de líneas presentadas en la etapa 2 . . . . . . . . . . . . . . . . 684.11.Sobrecargas de líneas presentadas en la etapa 3 . . . . . . . . . . . . . . . . 684.12.Sobrecargas de líneas presentadas en la etapa 4 . . . . . . . . . . . . . . . . 684.13.Corrientes nominales de la subestación proyectada . . . . . . . . . . . . . . 694.14.Corrientes de cortocircuito trifásico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 714.15.Características del conductor Flint seleccionado . . . . . . . . . . . . . . . . 734.16.Verificación del conductor seleccionado ante exigencias de operación normal 744.17.Verificación del conductor seleccionado para exigencias de cortocircuito . . 744.18.Valores para el factor mc . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 754.19.Valores para el factor mt . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 754.20.Verificación del conductor seleccionado ante exigencias de efecto corona . . 754.21.Verificación del conductor seleccionado ante exigencias térmicas . . . . . . . 784.22.Verificación del conductor seleccionado para exigencias de cortocircuito . . 81

5.1. Parámetros de entrada al modelo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 915.2. Resultados entregados por el modelo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 995.3. Situación actual y futura de subestación Apoquindo . . . . . . . . . . . . . . 1005.4. Situación actual y futura de subestación Alonso de Córdoba . . . . . . . . . 1015.5. Costos en Patio de alta tensión. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1135.6. Costos en media tensión . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1135.7. Costos asociados a los transformadores de poder . . . . . . . . . . . . . . . 1145.8. Costos en materiales de malla de puesta a tierra . . . . . . . . . . . . . . . . 1145.9. Costos en materiales de ductos, fundaciones y canalizaciones . . . . . . . . 1145.10.Costos Instalación de faenas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1155.11.Costos en transporte. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1155.12.Costos en personal . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 116

B.1. Factores de corrección para el rango I señalado por la norma [10] . . . . . . 132

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ÍNDICE DE FIGURAS

1.1. Vista aérea de la ubicación de la subestación Vitacura . . . . . . . . . . . . . 51.2. Vista aérea de la ubicación de la subestación Vitacura con zoom . . . . . . . 61.3. Zona aproximada de déficit en cuestión [2] . . . . . . . . . . . . . . . . . . 71.4. Zona de influencia: Capacidad de abastecimiento por distribución [3] . . . 81.5. Diagrama del proceso de la metodología realizada. Parte 1 . . . . . . . . . . 101.6. Diagrama del proceso de la metodología realizada. Parte 2 . . . . . . . . . . 11

2.1. Tamaño del transformador . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 152.2. Bosquejo de paneles acústicas tipo rejilla . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 172.3. Intercambiadores de calor con ventilación forzada separados del transfor-

mador. Fuente: Coiltech-Luvata . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18

3.1. Pararrayos actuales en diagrama unilineal . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 213.2. Planta pararrayos del transformador 4 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 223.3. Lateral pararrayos de 12,5 kV del transformador 4 . . . . . . . . . . . . . . 223.4. Modelo Pinceti para pararrayos según [8] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 263.5. Carga modelada . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 283.6. Topología simulada sin pararrayos conectados . . . . . . . . . . . . . . . . 293.7. Tensiones trifásicas de entrada a la subestación sin pararrayos conectados . 303.8. Topología simulada con pararrayos conectados . . . . . . . . . . . . . . . . 313.9. Tensiones trifásicas de entrada a la subestación con el pararrayos conectado 323.10.Factor Kcd de coordinación señalado en la pág 75 de la norma IEC 70071-2

[8] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 363.11.Fig. 3 de la de la norma IEC 70071-2, pág 55: Distancias consideradas en

la protección de un pararrayos. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 383.12.Factor Ka para diferentes aislamientos según la norma [10] , pág.87 . . . . . 403.13.Gráfico para la determinación de Kh . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 463.14.Altura de conductores que cruzan el camino interno de la subestación. . . . 493.15.Distancia mínima entre transformadores . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 53

4.1. Parte del modelo para la subestación Vitacura simulado. Realizada en elarchivo "base de datos en digsilent"[21] para llevar a cabo los estudios. . . . 56

4.2. Límite de influencia utilizado.Topología de Vitacura con mas detalle . . . . . 57

XI

Índice general ÍNDICE DE FIGURAS

4.3. Diagrama de respaldo para las etapas constructivas. Los transformadoresno necesariamente deben funcionar a su capacidad nominal pero de esemodo se entiende que toda su capacidad tiene respaldo . . . . . . . . . . . . 61

4.4. Cortocircuito en barras de Alta y media tensión en Digsilent . . . . . . . . . 70

5.1. Plano de planta original de la situación actual . . . . . . . . . . . . . . . . . 835.2. Plano de planta de la alternativa 2 propuesta . . . . . . . . . . . . . . . . . 845.3. Plano de planta de la alternativa 1 propuesta . . . . . . . . . . . . . . . . . 855.4. Requerimientos de malla de puesta a tierra para ENEL S.A. . . . . . . . . . . 895.5. Plano de conductores de puesta a tierra . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 905.6. Modelo malla de puesta a tierra actual . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 925.7. Distribuciones de potencial de contacto . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 935.8. Distribuciones de potencial de paso . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 935.9. Malla modelada con espacios para nuevas fundaciones. Ampliación incluida 945.10.Malla modelada con espacios para nuevas fundaciones y ampliación

incluida en 3 dimensiones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 955.11.Distribuciones de tensiones de contacto de la malla proyectada . . . . . . . 965.12.Distribuciones de tensiones de paso de la malla proyectada . . . . . . . . . . 975.13.Distribución de potenciales de contacto en la malla proyectada 3D . . . . . . 985.14.Distribución de potenciales de paso en la malla proyectada 3D . . . . . . . . 995.15.Proyección de la demanda de la zona de influencia común . . . . . . . . . . 1015.16.Perfil canalización tipo foso a utilizar . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1025.17.Foso separador agua-aceite en esquema. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1035.18.Muros cortafuegos entre transformadores y celdas (en azul). . . . . . . . . . 1045.19.Planta de distancias del muro cortafuego 3. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1055.20.Sección del muro cortafuego 3. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1055.21.Ubicación y disposicion de contenedores en instalación de faenas . . . . . . 1075.22.Ubicación y disposicion de contenedores en instalación de faenas con

acercamiento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1075.23.Diagrama secuencial de la etapa 1 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1085.24.Diagrama secuencial de la etapa 2 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1095.25.Diagrama secuencial de la etapa 3 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1105.26.Diagrama secuencial de la etapa 4 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1115.27.Carta Gantt de obras . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1125.28.Valor agregado de distribución para Chilectra (Enel) en e período actual.

Fuente: www.cne.cl, tarificación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1175.29.Flujo de caja real del proyecto . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1195.30.Flujo de caja del proyecto con VAN igual a cero . . . . . . . . . . . . . . . . 120

A.1. Plano de configuración referencial de los transformadores de poder . . . . . 128A.2. Plano de configuración referencial de los transformadores de poder . . . . . 129

B.1. Esquema representado en la Fig.1 de la norma IEC 60071-2 [10] que sirvepara obtener Ue2 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 130

B.2. Gráfico mostrado en la Fig.2 de la norma IEC 60071-2 [10] que sirve paraobtener Up2 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 131

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Índice general ÍNDICE DE FIGURAS

B.3. Factor A para diferentes tipos de líneas de alta tensión, pág 185 de [10] . . 132B.4. Rangos de tensión normalizados entre 1 [kV]< Um 6 245 [kV] . . . . . . . 133B.5. Rangos de tensión normalizados entre 1 [kV]< Um 6 245 [kV] . . . . . . . 134

C.1. Tabla 5 ANSI/IEEE 37.32 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 135C.2. Tabla 5 ANSI/IEEE 37.32 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 136

D.1. Contenedor de oficina de reuniones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 137D.2. Contenedor de bodega y pañol . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 138D.3. Contenedor de comedor y cocina . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 138D.4. Contenedor de baños y duchas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 139

E.1. Imagen referencial para los interruptores de alta tensión. . . . . . . . . . . . 140

F.1. Plano del unilineal completo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 142F.2. Plano de planta de la alternativa 1 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 143F.3. Plano de planta de la alternativa 2 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 144F.4. Plano de canalizaciones alternativa 1 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 145F.5. Plano de canalizaciones alternativa 2 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 146F.6. Fundaciones que existen en la actualidad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 147F.7. Fundaciones para la alternativa 1 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 148F.8. Fundaciones para la alternativa 2 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 149F.9. Plano de la malla de puesta a tierra actual . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 150F.10. Plano de la malla de puesta a tierra de la alternativa 1 . . . . . . . . . . . . 151F.11. Plano de la malla de puesta a tierra alternativa 2 (proyectada) . . . . . . . . 152F.12. Plano de conexiones para celdas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 153F.13. Detalle de la conexión de la celda vinculada al transformador N°1 . . . . . . 154F.14. Plano de conexiones para celdas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 155

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PARTE I

DESARROLLO DEL TEMA.

1

CAPÍTULO 1

PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

El propósito del presente capítulo es realizar una exposición general del problema y sucontexto para establecer una idea clara del motivo que lleva a la empresa a plantearse lanecesidad de estudiar la opción de cambiar los transformadores de poder Vitacura.Es preciso establecer ubicaciones, demanda, subestaciones cercanas y los objetivos paracumplir esta tarea así como el plan trazado para alcanzarlos en una metodología queengloba y une los diferentes tópicos que trata este trabajo.

SECCIÓN 1.1

Introducción

En la actualidad la evidencia muestra que en Chile las posibilidades de un crecimiento delconsumo energético son elevadas. En particular una de las áreas que ha experimentadoun crecimiento sostenido en la demanda durante los últimos años es la correspondientea la zona abastecida principalmente por la subestación Vitacura, propiedad de ENELS.A. Esto se debe fundamentalmente al comercio proliferante y los grandes proyectosde edificaciones de esa zona de Santiago alcanzando incluso densidades superficiales deconsumo de 55MVA/km2[1].

En concreto, lo que se estudia en esta memoria es aumentar la capacidad actual dela subestación Vitacura cambiando cada uno de los cuatro transformadores de poder(50 MVA) por unos de mayor potencia (100 MVA) y evacuar la energía con alimentadoresde una mayor tensión de 23 kV ya que los espacios de los túneles bajo las veredas de lacomuna son limitados por lo que no se puede aumentar el numero de alimentadores en12kV. La expansión de la subestación forma parte de un gran proyecto que entre otrascosas además involucra un cambio de nivel de tensión (CNT) en distribución.

Para generar directrices como planos y especificaciones de equipos para la nuevasubestación, es necesario plantear y desarrollar áreas de la ingeniería eléctrica como lacoordinación de aislamiento, distancias eléctricas, estudios de flujo de potencia, malla depuesta a tierra, etc. y dar cumplimiento a las normativas respectivas en cada punto paraposteriormente generar cuatro etapas constructivas y un estudio económico que enumeralos materiales, como también realizar un análisis financiero. Las áreas estudiadas puedenser dividas en cinco grupos, que conforman la presentación del problema, aspectos sobre

2

Capítulo 1. Planteamiento del problema Sección 1.2. Objetivos

el transformador de poder, estudios relacionados a tensiones, estudios relacionados acorrientes y la solución global propuesta. Cada uno de estos grupos se asocia a cada unode los cinco capítulos presentados en este trabajo.

Gran parte de la información inicial ha sido obtenida directamente de la empresa sinembargo, también se ha recopilado información de las entidades de autoridad eléctrica.EL nivel de profundidad de las especificaciones expuestas en este informe obedece aingeniería básica y/o de detalle dependiendo del marco conceptual necesario y exigidoen cada punto.

SECCIÓN 1.2

Objetivos

1.2.1. Objetivo general

Realizar un estudio técnico y económico de la factibilidad de instalar transformadores de100 MVA en la subestación Vitacura bajo la perspectiva de la ingeniería básica del proyectopara entregar a la empresa ENEL S.A. recomendaciones y los resultados obtenidos. Sebusca aprovechar de la mejor manera posible la instalación actualmente existente y elreducido espacio.

1.2.2. Objetivos específicos

Específicamente se abordará el trabajo a partir de los siguientes hitos propuestos

1. Presentar las características generales de la subestación Vitacura y su demanda.

2. Mostrar y justificar el problema y su contexto para su posterior solución de acuerdoa un alcance definido.

3. Establecer alternativas para la ubicación de los transformadores identificandoprincipales ventajas y desventajas. Seleccionar una para proponer a la empresa.

4. Profundizar y justificar la alternativa seleccionada mostrando sus principales planos.

5. Seleccionar y proponer pararrayos para instalar en la subestación. Modelar y simularsu comportamiento mediante un software para verificar su comportamiento localante descargas atmosféricas.

6. Desarrollar la coordinación de aislamiento para la subestación en las condicionesdadas. Determinar el BIL.

7. Determinar distancias eléctricas básicas para la intervención de la subestación comoaltura de las barras, distancias de seguridad, etc.

8. Modelar la subestación y desarrollar el flujo de potencia de la instalación futuramediante un Software para determinar el comportamiento en régimen nominal y decortocircuito así como el comportamiento del sistema en las etapas de construcción.

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Capítulo 1. Planteamiento del problema Sección 1.3. Situación actual de la subestación

9. Modelar, verificar, modificar y mejorar la malla de puesta a tierra por medio deun Software apropiado cumpliendo requerimientos de la empresa y la normativainternacional.

10. Calcular y proponer un conductor de barra para 110 kV y 23 kV.

11. Establecer los aspectos generales del plan de obras por cada etapa, las instalacionesde faenas y la Carta Gantt de obras.

12. Detallar y organizar los costos investigados que corresponden a los principalesequipos, materiales y mano de obra necesarios para le ejecución del proyecto.

13. Llevar a cabo un flujo financiero que incluya la inversión, el mantenimiento, losingresos y la vida útil de la instalación y asociarla a una rentabilidad determinadapara justificar financieramente la realización de la inversión.

14. Concluir con recomendaciones y propuestas de acuerdo la solución global entregadaen esta memoria.

15. Realizar todos los cálculos y formulaciones en base a la normativa eléctrica IEC, IEEEo bien las normas internas de la empresa.

SECCIÓN 1.3

Situación actual de la subestación

1.3.1. Características de la subestación

Vitacura es una subestación de bajada y distribución propiedad de ENEL S.A. distribuciónChile con un nivel de tensión de 110/12 [kV]. Esta dotada de tres transformadores de50[MVA] mas uno de respaldo de la misma potencia pero que en la actualidad no cumpledicha función sino que se encuentra en operación conjunta a los tres restantes.

Hoy en día la subestación cuenta con 16 posiciones de alimentadores en patio abierto y16 posiciones de alimentadores en celdas completando un total de 32 alimentadores (8por transformador).

La configuración utilizada básica es de doble barra (barra principal y barra auxiliar)lo que le otorga una buena flexibilidad en operación normal, pudiéndose alimentar lascargas (alimentadores) de cada una de las barras según convenga por ejemplo, paralabores de mantenimiento a interruptores de cada alimentador. Como desventaja se tieneque para realizar mantenimiento de los interruptores que alimentan las barras se debesacar del servicio el transformador asociado y por último esta configuración implica lautilización de mas espacio que otras. Por otro lado, entre los paños de media tensiónasociados a cada transformador, existen posiciones acopladoras entre barras principales loque termina cerrándose y generando una configuración en anillo lo que le otorga mayorconfiabilidad a cambio de espacio.

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La línea que alimenta la subestación es la línea Los Almendros - El Salto de doble circuitoy 110 [kV], por medio del Tap Vitacura.

1.3.2. Ubicación

La subestación Vitacura está ubicada en la región metropolitana, comuna de Vitacura enAv. Andrés Bello con Presidente Riesco, colindando al oeste con Av. Costanera Sur comose aprecia en las figuras (1.1) y (1.2).

Las Coordenadas geográficas son latitud 33 24′ 38′′ Sur ; longitud 70 36′ 15′′ Oeste.

Figura 1.1: Vista aérea de la ubicación de la subestación Vitacura

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Figura 1.2: Vista aérea de la ubicación de la subestación Vitacura con zoom

1.3.3. Características medioambientales

Las características medioambientales de la ubicación señalada que son consideradas en elpresente trabajo son las resumidas en la tabla 1.1:

Variable Valor característico

Altitud 708 m.s.n.m

Humedad relativa 20 a 100 %

V elocidad maxima del viento 80 km/hr

Latitud 33 25′ 4′′ sur

Temperatura minima −10 C

Temperatura maxima 40 C

Temperatura media 30 C

Tabla 1.1: Características medioambientales de la ubicación

1.3.4. Justificación del proyecto de expansión

Dentro del sector concesionado de distribución que posee ENEL S.A. hay zonas dondela demanda ha experimentado un crecimiento significativo. En concreto una de ellascorresponde a la zona abastecida principalmente por la subestación Vitacura. Esto sedebe en gran medida al comercio, los grandes proyectos y el aumento de las edificacionesde esta zona de Santiago. De hecho, la zona ha alcanzando densidades superficiales deconsumo de hasta 55MVA/km2[1].

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En concreto, el área en cuestión es una zona territorialmente identificable de distribucióncuyo centro geográfico se encuentra en las coordenadas 33 25′ 4′′ latitud Sur y70 35′′′ Oeste. Cuenta con un radio de aproximadamente 2 km y es abastecida por lassubestaciones Vitacura, Alonso de Córdoba y Apoquindo, donde la primera y principal yaha alcanzado su capacidad nominal compuesta de 4 transformadores de 50 MVA y hadebido ser apoyada para satisfacer la demanda por las dos últimas mediante líneas demedia tensión subterráneas de gran extensión ya que por decreto municipal no es posiblerealizar electrificación aérea. La zona geográfica de déficit y las subestaciones de mayorproximidad pueden apreciarse en la figura (1.3):

Figura 1.3: Zona aproximada de déficit en cuestión [2]

El consumo total del área alcanzó los 444 [MVA] en el año 2016. Se estima que para lospróximos años habrá una tasa promedio anual de crecimiento local de la demanda de un3, 4 % como se señala en [2] pág. 11, lo que implica que para el año 2024 alcanzará los568 [MVA], es decir 122 [MVA] adicionales al valor en 2016.

Este aumento de demanda podría ser respaldado con las dos subestaciones aledañas yaque estas también poseen planes propios de expansión (a máxima capacidad) con loque aumentarían sus potencias y por lo tanto sus alimentadores disponibles. El númerode alimentadores que se podría encauzar hacia la zona de déficit serían en total 18 (13provenientes de Alonso de Córdoba, 5 de Apoquindo y ninguno desde Vitacura) comoilustra la Figura (1.4).

Es importante destacar que la empresa diseña y utiliza líneas de media tensión para8 [MVA] de capacidad y en 12 [kV] siendo utilizados con un factor de utilización entorno al 75 %. De esto surge que cada transformador de 50 [MVA] suministre energía a

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8 alimentadores.

Figura 1.4: Zona de influencia: Capacidad de abastecimiento por distribución [3]

Tomando en cuenta que los planes futuros de expansión de las subestaciones aledañas (A.de Córdoba y Apoquindo) efectivamente se lleven a cabo, se generará un margen extrade potencia con la que se cuenta para suministrar energía a la zona de deficit por algunosaños, sin embargo esta situación no es perdurable en el tiempo ya que esta limitada porel crecimiento de las demandas propias de las subestaciones aledañas las que en algúnmomento ya no tendrán la capacidad de ayudar a suplir la demanda de Vitacura.

Se prevé que la situación límite ocurrirá en el año 2024 donde cualquier aumento de lademanda en la zona de deficit por sobre los 568 [MVA] no podrá ser suministrado porninguna de las 3 subestaciones. Por lo tanto la conclusión de esta situación es que esnecesario llevar a cabo una expansión de la subestación Vitacura o bien construir unanueva subestación dentro de la zona de déficit según disponga la Comisión Nacional deEnergía.

Como menciona el artículo 91 de la ley 20.936/2016, que establece que el procedimientode Planificación de la transmisión, el coordinador eléctrico nacional bajo el cumplimientode sus obligaciones debe elaborar propuestas de expansión específicas, en este caso parala subestación Vitacura, para luego ser entregados a la comisión nacional de energía según[3] pág. 23. Por su parte ENEL S.A. Distribución también deberá evaluar internamentelas posibilidades constructivas para que posteriormente la comisión nacional de energíaapruebe el proyecto final.

Según la Ley [4], las empresas distribuidoras de servicio público están obligadas adar servicio a quien lo solicite dentro de su zona de concesión por lo que la empresadebe adecuar sus instalaciones para suministrar toda la energía que los clientes deseen

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Capítulo 1. Planteamiento del problema Sección 1.4. Metodología de trabajo

consumir y dadas las proyecciones de la demanda futura, la empresa ineludiblementedebe hacerse cargo del problema global.

Por otro lado, además el servicio público de distribución debe cumplir con las exigenciaspreestablecidas de calidad de servicio [5]. Esto significa que aparte de entregar todala energía que los clientes soliciten, deberá hacerlo de forma ininterrumpida salvo encortes debidamente autorizados y con previo aviso o con cortes de una duración muypequeña (micro cortes). Por lo tanto, se debe generar el desarrollo de la ingeniería delproyecto para lo que será necesario elaborar un plan de construcción a conciencia de quehay que afrontar dicho desafío y así cumplir con la legislación. En particular dentro dela subestación será necesario dar un uso eficiente a los espacios tanto para los equiposprincipales como para las líneas en media tensión que salen de la subestación.

Finalmente, de manera interna, la Comisión Nacional de Energía ha solicitado a ENELS.A. Distribución evaluar la posibilidad global de llevar a cabo una expansión de lasubestación Vitacura pero con la utilización de transformadores de 100 [MVA]. Estotiene desafíos a nivel constructivo debiéndose determinar todos los elementos, equiposy materiales necesarios para una correcta operación así como la elaboración de un planque resuelva la problemática de abastecimiento de la demanda durante la etapa deintervención, manteniendo la confiabilidad.

SECCIÓN 1.4

Metodología de trabajo

La manera de abordar el problema se basa en la utilización de la teoría de la electrotecnia,las normas aplicables según corresponda, los criterios internos de ENEL S.A. y lautilización de herramientas computacionales para las simulaciones.

Los diversos temas tratados en esta memoria están interrelacionados entre sí de maneraque parte de la información obtenida en el trabajo es utilizada para seguir con otrostemas. La manera lógica como se procede es descrita por el diagrama de procesos de lasfiguras 1.5 y 1.6:

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Figura 1.5: Diagrama del proceso de la metodología realizada. Parte 1

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Figura 1.6: Diagrama del proceso de la metodología realizada. Parte 2

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CAPÍTULO 2

TRANSFORMADOR DE PODER

El presente capítulo busca dar a conocer las características del nuevo transformador depoder con que se busca reemplazar las unidades actuales en cuanto a especificacionestécnicas, peso, transporte y dimensiones. También busca manifestar desafíos que sevisualizan para trabajar en un diseño que contempla transformadores de tamañaenvergadura y a su vez proponer directrices que ayuden a que estos cumplan de la mejormanera posible su función una vez instalados.

SECCIÓN 2.1

Características del transformador

El transformador indicado por la empresa para llevar a cabo el proyecto es fabricado porla sociedad CHINT Electric co., ltd y su procedencia es el distrito Songjiang de Shanghai,China.

Las condiciones ambientales para las cuales fue diseñado son mostradas en la tabla 2.1que se muestra a continuación.

Especificación Condiciones Ambientales

Descripción Unidad Ofrecido

Condiciones Ambientales m.s.n.m 1000

Temperatura mínima °C -5

Temperatura máxima °C 40

Temperatura promedio °C 9

Humedad relativa máxima % 100

Humedad relativa media % 35 a 100

Velocidad máxima viento km/hr 100

Nivel de contaminación IEC 60815 mm/kV Pesada (III) 25

Sismicidad Nch 2369, of. 2003, ETG 1020

Tabla 2.1: Especificación de las condiciones ambientales ofrecidas y garantizadas

12

Capítulo 2. Transformador de poder Sección 2.1. Características del transformador

De todos estos datos cabe señalar que la temperatura máxima de 40C aquí mostradacoincide con la temperatura máxima considerada para la ubicación de la subestaciónseñalada en la tabla 1.1. La importancia de esto radica en que bajo esta concordancia siserá posible extraer la potencia nominal ONAN especificada mas adelante.

Por otro lado, peso de la maquina total instalado es de:

h 135000 [kg]

El transporte del equipo debe ser en un camión tipo cama baja el cual deberá ser talque que el peso máximo por eje no supere las 14 ton/eje en caso de ser ejes cuádruplessimples o la cantidad de peso máximo establecido por el Ministerio de Obras Públicasen su decreto 158. La ruta propuesta para la llegada a Chile inicia en el puerto de SanAntonio para continuar por la ruta 78 por la cercanía a su destino respecto a otrasalternativas y por la ausencia de túneles y menor cantidad de cuestas en la ruta. Dadoque la altura máxima permitida por el ministerio de transportes para cargas terrestres es4, 30 [m], el transformador deberá hacer su recorrido sin bushings.

En cuanto a las principales especificaciones técnicas, están han sido seleccionadas ydispuestas en la tabla 2.2, mientras que la totalidad de las mismas puede encontrarseen el archivo .pdf llamado "Especificaciones técnicas" que se encuentra en los anexos deldisco adjunto a este trabajo de título.

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Capítulo 2. Transformador de poder Sección 2.1. Características del transformador

Especificación Generales

Descripción Ofrecido Unidad

Potencia nominal 100 MVA

Número de fases 3

Norma de fabricación IEC 60076

Clase de refigeración ONAN

Frecuencia nomianl 50 Hz

Tensión nominal alta tensión 110 kV

Tensión nominal baja tensión 23 kV

Grupo de conexión Y Nd1

Clase de aislación alta tensión 123 kV

Clase de aislación baja tensión 24 kV

Clase de aislación neutro > 123 kV

BIL devanado alta tensión 550 kV Cr

BIL devanado baja tensión 145 kV Cr

BIL neutro > 550 kV Cr

Soportabilidad a frec. industrial, 1 min alta tensión 230 kV rms

Soportabilidad a frec. industrial, 1 min baja tensión 50 kV rms

Tipo de núcleo Acero al silicio laminado en frío

Densidad de flujo magnético con tensión nominal 1, 7 Tesla

Nivel máximo de ruido audible 6 80 Db(A)

Impedancia cortocircuito sec. + prim./secund. 11, 03 % Derivación nominal

Impedancia cortocircuito sec. + prim./secund. 11, 11 % Derivación máxima

Impedancia cortocircuito sec. + prim./secund. 11, 11 % Derivación mínima

Cambiador de derivaciones Sin carga

Protocolos de pruebas tipo Entrega certificados de éstas

Número de tomas 5

Regulación de voltaje ±5 % %

Variación por cada toma 2, 5 % %

BIL bushings alta tensión 550 kV cr

Cantidad de radiadores 16

Cantidad de grupos de radiadores 8

Tabla 2.2: Especificación generales ofrecidas y garantizadas

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Capítulo 2. Transformador de poder Sección 2.2. Ruido

Las dimensiones del transformador pueden ser apreciadas en la figura 2.2:

Figura 2.1: Tamaño del transformador

SECCIÓN 2.2

Ruido

Dadas las dimensiones y la potencia del transformador, éste emite un ruido audible deuna magnitud 6 80 Db(A) lo que llama la atención ya que normalmente ENEL S.A.trabaja con transformadores que a lo sumo poseen valores en torno a los 55 Db(A).

Se debe tener en cuenta que el nivel de ruido permisible por decreto no sea excedido yaque se trata de cuatro unidades de transformación. Según el decreto supremo N° 146 delMinisterio Secretaría General de la presidencia de la república que establece la normade emisión de ruidos molestos generados por fuentes fijas , el ruido que emana de lostransformadores puede ser clasificado como "ruido de fondo" y la zona donde se emplaza

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la subestación como una "zona I" es decir, una zona cuyos usos de suelo permitidos deacuerdo a los instrumentos de planificación territorial corresponden a: habitacional yequipamiento a escala vecinal. En consecuencia los niveles máximos de ruido son losmostrados por la tabla 2.3.

Niveles máximos permisibles de presión sonora en dB(A)

Horario de vigencia de 7 a 21 Hrs. de 21 a 7 Hrs.

Zona I 55 45

Tabla 2.3: Niveles máximos de ruido permisible que se deben cumplir

Por lo tanto, para cumplir con la normativa aplicable y cuidar la imagen corporativa, espreciso evitar problemas con la comunidad y aportar un mejor servicio para lo que sedisponen las siguientes posibles soluciones:

1. Transformadores mas silenciosos de fábrica.

La primera solución es simplemente exigir una fabricación especial que permitaaislar el ruido del núcleo de manera interna en el transformador. Esto implicareforzar aislación y probablemente el volumen del equipo entre otras cosas. Suventaja es que no sería necesario realizar obras civiles adicionales lo que resultamuy práctico pero que a su vez representa en un elevado costo adicional. Paratransformadores de ese nivel de potencia el costo adicional para reducir el ruidoa 55 dB(A) ronda el 20 % del costo del equipo actual lo que sería un estimado de220000ε adicionales resultado un costo final de 1320000epsilon por unidad.

2. Instalación de pantallas acústicas.

En el mercado existen soluciones prácticas para subestaciones eléctricas que ya seencuentran operando y requieran de una solución que no intervenga drásticamenteel diseño civil como las pantallas acústicas que permiten reducir la transmisiónaérea del ruido en valores en torno a los 15 dB(A).

Cada módulo de pantalla acústica está compuesto por un alma central en fibrasminerales de alta densidad y de altas propiedades absorbentes sobre planchas deacero o aluminio, de diferentes espesores y formas según se requiera. Se recomiendautilizar paneles tipo rejilla para dejar circular el aire que favorece el enfriamientode los transformadores.

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Figura 2.2: Bosquejo de paneles acústicas tipo rejilla

La disposición de estos paneles puede ser adosados a los muros cortafuego deedificaciones aledañas y en torno a el perímetro de los transformadores a unadistancia de por lo menos 6 [m] y siempre dejando un acceso libre.

3. Utilizar transformadores con refrigeración forzada mas cámara de refrigeraciónconfinada.

Ya que los transformadores de 100 MVA no poseen refrigeración forzada (son soloONAN), una posible solución es solicitar la compra de transformadores de menorpotencia, en torno a los 60 MVA en ONAN, pero con etapas de refrigeración forzadaalcanzando potencias de por ejemplo 60/80/100 MVA ONAN/ONAF1/ONAF2.Así, los transformadores mas pequeños deberían producir menos ruido en suetapa ONAN pero aumentando nuevamente el ruido con la incorporación de losventiladores.

Para eliminar el ruido de los ventiladores se propone la utilización de radiadoresy ventiladores en un cuerpo aparte del del transformador de poder conectadosmediante tuberías. Los radiadores pueden ser como los mostrados en la figura 2.3pero confinados en una cámara cerrada y aislada acusticamente desde donde soloexiste intercambio de flujos de aire frió y caliente hacia el interior y exterior.

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Capítulo 2. Transformador de poder Sección 2.3. Aspectos Recomendados

Figura 2.3: Intercambiadores de calor con ventilación forzada separados del transformador. Fuente: Coiltech-Luvata

El costo aproximado de un transformador mas pequeño como el anteriormentemencionado es menor en aproximadamente un 25 % lo que significaría unareducción del costo a aproximadamente 825000ε por cada transformador. Laincorporación de radiadores y ventiladores separados y confinados representan unaumento del costo en torno al 10 % de ese valor resultando un costo total final deaproximadamente 907500 ε

Dadas las diferencias importantes de precio se recomienda utilizar la ultima opción,con transformadores de menor potencia pero con ventilación separada y acusticamenteaislada en caso de que el ruido sobrepase los 55 dB(A). En segundo orden de prioridadse recomienda instalar pantallas acústicas modulares cerca de cada transformador paraevitar grandes tramos de canalizaciones para el aceite.

No obstante, todo lo anterior y dada la importancia estratégica de tener una subestacióncon unidades de tanta potencia, se hace estrictamente necesario realizar un monitoreoperiódico del ruido mediante receptores sensibles para tomar medidas al respecto en casode ser necesario.

SECCIÓN 2.3

Aspectos Recomendados

2.3.1. Cambiador de tomas

El transformador cotizado y especificado para el proyecto cuenta con un cambiador detomas sin carga modelo Duill, marca MR y origen alemán. Cuenta con 5 tomas variando

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Capítulo 2. Transformador de poder Sección 2.3. Aspectos Recomendados

en 2, 5 % cada una pudiendo variar la tensión hasta en ±5 %. Al realizar cada cambiode tomas se cortocircuitan un número de espiras del devanado variable (no explícito enla especificación) lo que demanda tener que desenergizar el sistema para evitarlo. Comolo anterior no es posible es necesario solicitar la incorporación de cambiadores de tomasbajo carga en los devanados de alta tensión.

2.3.2. Grupo de conexión

Para trabajar en paralelo, con un mismo desface angular y magnitudes de las tensiones esfundamental que los transformadores cotizados y especificados tengan el mismo grupo deconexión desde fabrica, es decir Dyn1. Este aspecto se vuelve fundamental considerandoque las etapas constructivas consideras en este trabajo implican el respaldo por mediatensión en distribución y respaldos por media tensión en las barras de los juegos de celdasmediante las posiciones acopladoras.

La conexión Dyn1 posee muchas ventajas como que por ejemplo permite detectar fallasen el lado de media tensión (muy importante) gracias a la conexión a tierra del neutro.Filtra terceros armónicos provenientes del sistema aguas arriba. También al producirsedesequilibrios en la carga (muy posible), no se producen asimetrías del flujo interno porgenerarse un reparto homogéneo intrínseco entre las tres columnas del núcleo, etc.

2.3.3. Ensayos de recepción

Dado que la importación de los transformadores implica la necesidad de transportey movimientos de diferente tipo, es necesario realizar ensayos de recepción a lostransformadores para verificar el correcto funcionamiento de la máquina sobre todo siesta es de una potencia considerable como es en este caso. A continuación se mencionanalgunos de los ensayos que deben realizarse a los transformadores en su recepción.

1. Ensayo de resistencia.

2. Ensayo de polaridad y relación de fases.

3. Ensayo de razón de transformación.

4. Ensayo de cortocircuito.

5. Ensayo de vacío .

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CAPÍTULO 3

ESTUDIOS DE AISLAMIENTO

El proyecto de la posible expansión de la subestación requiere la incorporación deceldas en media tensión y por su puesto de nuevos transformadores de reemplazo masvoluminosos y pesados que los existentes lo que implica la construcción de nuevasfundaciones que sean apropiadas a ese peso y también muros cortafuego por la cercaníaque fuerza el espacio reducido. Si además se toma en cuenta que dichas máquinasemanan un ruido superior a los que normalmente utiliza la empresa, se hace necesariala incorporación de soluciones acústicas para cumplir exigencias medioambientales enespecial con un entorno tan densamente poblado. Todas las obras anteriormente señaladasnecesitan mas espacio por lo que, como se señala mas adelante en el Capítulo 5 ,una importante alternativa para la solución es expandir el patio de alta tensión lo queimplica desmontar algunas zonas del actual pero principalmente diseñar y construiruna nueva extensión de la barra de alta tensión (con todo lo que esto implica) y paraello es fundamental respetar los aislamientos y distancias eléctricas las que deben serdeterminadas de acuerdo a las normas previo a realizar una coordinación de aislamiento.

SECCIÓN 3.1

Pararrayos

Uno de los aspectos relevantes para la protección y diseño de la subestación Vitacura es laincorporación de pararrayos o descargadores de sobretensión. Esto es para salvaguardara las personas y los equipos mediante la conducción a tierra, por medio de la malla depuesta a tierra, de fuertes sobre tensiones como pueden ser las producidas por la caída deun rayo o maniobras en alguna parte del sistema.

De esta manera, los pararrayos solo dejan circular frentes de sobretensión reducidos,cuyas magnitudes están especificadas ya sea para rayos o maniobras. A estas tensiones seles denomina tensiones residuales y son los valores máximos que el pararrayos permitirácircular aguas abajo de su posición, en este caso para proteger la subestación completaincluyendo los transformadores de poder.

La elección correcta de un pararrayos es uno de los primeros pasos para el desarrollo dela ingeniería asociada al proyecto ya que sus parámetros son de vital importancia paraposteriormente poder desarrollar la coordinación de aislamiento y a su vez esta es de vital

20

Capítulo 3. Estudios de aislamiento Sección 3.1. Pararrayos

importancia para la determinación de las distancias mínimas de seguridad y por lo tantodel diseño de ubicaciones y planos de la ampliación propuesta.

3.1.1. Justificación

Para dejar de manera explícita la necesidad de proponer un pararrayos en este trabajo yposteriormente simular su comportamiento se especifican los siguientes puntos:

1. La instalación que actualmente existe posee pararrayos ubicados sobre los cuatrotransformadores lo que implica que su finalidad es proteger contra descargas altransformador y aguas abajo o aguas arriba de él dependiendo del origen (lado dealta o media tensión) de la descarga.

Cada transformador posee 6 pararrayos en total, 3 de 96 [kV] en en el lado de altatensión y 3 de 12,5 [kV] en el lado de media tensión.

Figura 3.1: Pararrayos actuales en diagrama unilineal

A nivel constructivo, los pararrayos están unidos de forma solidaria a lostransformadores de poder como se aprecia en las figuras 3.2 y 3.3

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Figura 3.2: Planta pararrayos del transformador 4

Figura 3.3: Lateral pararrayos de 12,5 kV del transformador 4

De este modo al hacer un cambio de transformadores también se retiran lospararrayos por lo que es necesario incorporar nuevos pararrayos en el nuevo diseño.Aunque los nuevos transformadores puedan incorporar sus propios pararrayosconviene instalar pararrayos independientes a la entrada de la subestación y masimportante que eso, se deben exigir con características como las del propuesto aquí.

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A continuación hay dos motivos para estudiar el pararrayos a utilizar:

2. En el caso ficticio de que los transformadores no fuesen reemplazados (y por tantoque los pararrayos actuales no se perdieran), de igual modo se plantea un cambiode los equipos y su ubicación a la entrada de la subestación por la necesidad deproteger toda la subestación y no solo aguas abajo de la posición del transformadorde poder. En esta condición se proyectan 6 pararrayos en total , 3 para cada circuito.

Sin embargo, en el caso real los transformadores actuales son reemplazados,perdiendo sus pararrayos en AT y MT pero incorporando 6 nuevos en AT. Suubicación específica es en la derivación a la línea antes de llegar al marco delínea donde remata la misma por medio de una conexión tipo chicote. De maneradiferente, en el lado de MT no se incorporan pararrayos por que toda la líneaproyectada en media tensión es subterranea desde la salida del transformador hastalos alimentadores en las calles y por lo tanto no es prioritario.

3. Coordinación de aislamiento. Para determinar por ejemplo las cadenas de aisladoresde una forma correcta es necesario hacer una coordinación de aislamiento previa ydeterminar el BIL. Y para aplicar la norma que da las directrices de la coordinaciónde aislamiento, es menester contar con anterioridad con los datos básicos de lospararrayos utilizados, a saber la tensión residual a impulso de maniobra (Ups) y latensión residual a impulso atmosférico (Upl).

3.1.2. Selección del pararrayos

La empresa cuenta con sus propios criterios para la selección de pararrayos de maneratal de asegurar que ningún equipo esté por debajo de sus estándares. Estos criteriospueden ser encontrados en la especificación técnica: pararrayos de oxido metálico parasubestaciones de potencia [7].

El pararrayos seleccionado para ser propuesto es el Siemens 3EP5 096 1PJ21 de 96 [kV][8] cuyas características pueden ser apreciadas en la tabla 3.2.

Las condiciones de operación para las cuales son válidas las especificaciones son lasmostradas en la tabla 3.1.

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Característica Especificación

Altitud máxima < 1000 [m]

Temperatura mín/máx −10/+ 40C

Nivel de humedad IEC60721− 2− 1

Velocidad del viento 34 [m/s]

Nivel de contaminación Ligero(I)− IEC60815

Radiación solar máxima 1000 w/m2

Capa hielo 10 [mm]

Actividad sísmica Si

Tabla 3.1: Condiciones de servicio para pararrayos

A continuación se detallan algunas características constructivas que deben satisfacer:

1. El pararrayos debe ser del tipo óxido metálico de Zinc (Zn0).

2. Aptos para sobre tensiones de maniobras y descargas atmosféricas.

3. Tipo exterior, auto soportados, para instalación vertical sin que el agua se acumule.

4. Constituido por uno o varios módulos dispuestos en serie en una sola columna.

5. Sujeción mediante bases de apoyo suficientemente aisladas de tierra para permitirla posibilidad de la instalación de un contador de descargas.

6. Envolvente externa fabricado con goma silicona polimérica.

7. La forma, el perfil y las dimensiones de la envolvente deben ajustarse a losparámetros recomendados por la norma IEC 60815-3.

8. Distancia de fuga de al menos 16 [mm/kV].

9. Capacidad para resistir esfuerzos mecánicos debido a sismos.

Estas condiciones son cumplidas satisfactoriamente por el pararrayos seleccionado. Lasiguiente tabla resume las características eléctricas generales exigidas para la seleccióndel pararrayos y las características eléctricas del modelo seleccionado:

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CaracterísticaEspecificación

ENEL S.A.

Pararrayos

seleccionado

Tensión de red 110− 115[kV] 110 [kV]

Clase 123[kV] 123[kV]

Tensión de servicio continuo Uc > 76[kV] 76 [kV]

Tensión asignada Ur 96 [kV] 96 [kV]

Frecuencia 50 [Hz] 50 [Hz]

Corriente de descarga nominal con

onda 8/20 µs10 [kA] 10/20, 10 [kA]

Corriente de cortocircuito

soportable> 40 [kA] 40[kA]

Tensión residual máxima

con onda 8/20 µs, 10[kV cr]6 250 [kV] 221 [kV]

Tensión residual máxima

con onda 30/60 µs6 220[kV] 190 [kV]

Tabla 3.2: Características eléctricas generales exigidas y cumplidas por el pararrayos seleccionado.

3.1.3. Sobre la Simulación

Para asegurar el correcto funcionamiento del pararrayos seleccionado se busca igualarlas condiciones reales en el cual trabajará, para ello es necesario realizar un modelo delpararrayos y del resto del sistema para simularlo computacionalmente.

El software utilizado es el ATP (alternative transient program) por ser un programa parala simulación de sistemas eléctricos enfocado especialmente a los fenómenos transitorioselectromagnéticos por lo que lo convierte en una herramienta propicia para el caso sinembargo, es necesario determinar la topología y construcción eléctrica para modelar elsistema de una manera que se encuentren resultados debidamente aceptables.

La simulación utilizada se encuentra disponible en el disco adjunto a este trabajo de títuloen un archivo con formato .acp .

3.1.4. Modelo para el pararrayos: Pinceti

Para simular un pararrayos pueden tomarse distintos modelos, en este caso se trabajarácon el modelo Pinceti (o modelo simplificado) mostrado en el apunte "Surge Arresters"[9] , pág 371. La figura 3.4 muestra los elementos que conforman el modelo que constade una resistencia, dos inductancias y dos resistencias no lineales:

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Figura 3.4: Modelo Pinceti para pararrayos según [8]

Según [26], R corresponde a una resistencia de 1 [MΩ ] mientras que las inductancias L0

y L1 están definidas por:

L0 =112·Vn ·

(V1/T2 −V10

V10

)[µH] (3.1)

L1 =14·Vn ·

(V1/T2 −V10

V10

)[µH] (3.2)

Donde:Vn : Tensión nominal del pararrayos.V10 : Tensión residual para una descarga tipo 8/20[µs] y amplitud de 10 [kA].V1/T2 : Tensión residual para un impulso de corriente empinada de 10[kA] en [kV].

El tiempo de disminución T2 en V1/T2 no está especificado ya que puede variar entre 2 y20 segundos y cada el fabricante puede elegir el valor preferido, en este caso dicho valorcorresponde a 190 [kV].

Las resistencias no lineales deben ser modeladas de acuerdo a la tabla 6.5 de [9] , pág370 donde se introducen valores en pu de la tensión V10. La tabla 3.3 muestra las tablasque definen A0 y A1:

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A0 A1

Corriente [A] V10 (pu) V A0 [kV] Corriente [A] V10 (pu) V A1 [kV]

10 0, 875 193375 10 0 0

100 0, 963 212823 100 0, 769 169949

1000 1, 05 232050 1000 0, 85 187850

2000 1, 088 240448 2000 0, 894 197574

4000 1, 125 248625 4000 0, 925 204425

6000 1, 138 251498 6000 0, 938 207298

8000 1, 169 258349 8000 0, 956 211276

10000 1, 188 262548 10000 0, 969 214149

12000 1, 206 266526 12000 0, 975 215475

14000 1, 231 272051 14000 0, 988 218348

16000 1, 25 276250 16000 0, 994 219674

18000 1, 281 283101 18000 1 221000

20000 1, 313 290173 20000 1, 006 222326

Tabla 3.3: Valores que definen las resistencias no lineales A0 A1

3.1.5. Modelo del sistema

El sistema es modelado como una línea de transmisión, una fuente de tensión y lasubestación como una carga en paralelo con los pararrayos. Se simula una descargaatmosférica en el cable de guarda.

La carga del sistema es considerada como la nominal de los cuatro transformadores, esdecir de 400 [MVA] y con un factor de potencia de 0, 98 inductivo. También se considerapara efectos del modelo un equivalente como si estuviese conectada en estrella conectadaa tierra.

Luego los valores de las potencias activa y reactiva son:

P = S · cos(0, 98) = 392 [MW] (3.3)

Q = S · sin(arc cos(0, 98)) = 79, 598 [MVar] (3.4)

Y considerando la tensión nominal del sistema de V = 63509 [kV] con una frecuenciaf = 50[Hz] se obtienen los valores de las correspondientes impedancias:

R =3V2

P= 30, 867 [Ω/fase] (3.5)

XL =3V2

Q= 152, 013 [Ω/fase] (3.6)

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L =XL

2πf= 483, 751 [mH/fase] (3.7)

La figura 3.5 muestra la carga modelada:

Figura 3.5: Carga modelada

El modelo para simular un rayo corresponde a una fuente de corriente onda normalizasegún IEC 60071 − 1. Las características del impulso son de tiempos 8/20 [µs] con unaamplitud de 20 [kA]. Se utilizará el modelo de la fuente Heidler type 15.

Se considera que el rayo cae en una de las fases. Como la teoría dice que a medida que elfrente de onda pierde intensidad a medida que avanza por los vanos en ambos sentidosdebido a la circulación de corriente por las estructuras de las torres hacia tierra (sin llegara producir flameo inverso), para este caso se considerará que la ubicación de la descargasea lo mas crítica posible, es decir, lo más próxima a la subestación como sea posible sinvanos ni torres intermedias.

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3.1.6. Resultados de la simulación

En la figura 3.9 se muestra la topología completa del modelo utilizado para la simulaciónsin el pararrayos. Pueden apreciarse la ubicación de la descarga, la línea que alimenta lasubestación y la subestación modelada por una carga. Por su parte la línea esta compuestade vanos y torres aterrizadas.

Figura 3.6: Topología simulada sin pararrayos conectados

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Las formas de onda de las tensiones trifásicas resultantes en el nudo en que entra a lasubestación se muestran en la figura 3.7:

Figura 3.7: Tensiones trifásicas de entrada a la subestación sin pararrayos conectados

Se puede apreciar que las sobre tensiones producen variaciones en la frecuencia ymagnitud, siendo el máximo valor del orden de 1, 5 [MV], tensión para el que habríaque aumentar el BIL a utilizar en la ingeniería de detalles. Se aumentarían por ejemplolas distancias de diseño eléctricas considerablemente. Por lo tanto, se hace estrictamentenecesaria la incorporación de pararrayos en la entrada de la subestación y no sólo en lostransformadores de poder.

La incorporación de pararrayos conectados a la entrada de la subestación (ver figura 3.8)mejora bastante esta situación.

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Figura 3.8: Topología simulada con pararrayos conectados

Las formas de onda de las tensiones trifásicas en el nudo que entra a la subestación conpararrayos conectados en la entrada se muestran en la figura 3.9:

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Figura 3.9: Tensiones trifásicas de entrada a la subestación con el pararrayos conectado

Como se puede apreciar, las máximas tensiones de frente rápido producidas por ladescarga atmosférica son drásticamente recortadas por los pararrayos, dejando tensionesresiduales con valores máximos del orden de los 500 [kV], valores con los cuales es másposible desarrollar la coordinación de aislamiento y por lo tanto las distancias eléctricas.Luego de comprobada la ejecutividad del pararrayos propuesto es posible asegurar laprotección de las instalaciones contra sobretensiones de origen atmosférico. No obstantelo anterior la determinación del pararrayos cumple una función fundamental de protegercontra descargas atmosféricas y a nivel de ingeniería es fundamental para la coordinaciónde aislamiento y por lo tanto la determinación de las cadenas de aisladores y distanciaseléctricas de la expansión de la subestación.

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Capítulo 3. Estudios de aislamiento Sección 3.2. Coordinación de aislamiento

SECCIÓN 3.2

Coordinación de aislamiento

El propósito de la coordinación de aislamiento incluida en esta memoria es determinar elnivel de aislamiento de los equipos dispuestos en la subestación y de las distancias entreestos para la eventual modificación.

Básicamente, se busca determinar las resistencias dieléctricas de los equipos y queestén acorde a los esfuerzos de tensión que eventualmente pudieran surgir. Para losaislamientos internos se usa un método determinista mientras que para los externos unmétodo estadístico simplificado, basado en la norma IEC 60071 − 2 [10]. Se siguenlos pasos señalados por la norma, entre ellos, la determinación de sobretensionesrepresentativas, de soportabilidad para la coordinación, de soportabilidad requeridas ylas estandarizadas. Finalmente se determina cual es el nivel básico de aislamiento (BIL)adecuado para el diseño, esto en base a los niveles de sobre tensiones obtenidas en esteestudio.

3.2.1. Tensiones representativas

Según dice la norma IEC 60038 [11], para un nivel de tensión de 110 [kV] afrecuencia industrial, se tiene que la tensión máxima de operación para el sistemaes de Us = 123 [kV] línea-línea lo que corresponde a aproximadamente 71 [kV] fase-neutro y aproximadamente 100 [kV] de tensión peak (para fase-neutro).

A partir de lo anterior se pueden determinar las sobre tensiones temporales y tensiones decoordinación detalladas a continuación.

3.2.2. Sobretensiones temporales

Según dice la norma [10], es preciso calcular los factores Urp para falla monofásicaa tierra como muestra la ecuación 3.8 y de rechazo de carga como muestra la ecuación 3.9:

Urp =1, 5Us√

3= 106, 52 [kV] (3.8)

Urp = 1, 4Us = 172, 2 [kV] (3.9)

3.2.3. Sobretensiones de frente lento

La norma [10], en su figura 1 muestra una tabla desde donde es posible determinar Ue2,que no es mas que la la tensión que hace que la falla fase-tierra ocurra con un 2 % deprobabilidad y Up2 que es lo mismo pero para una falla fase-fase con probabilidad del 2 %.

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La tensión Ue2 es obtenida de la figura B.1 mientras que Up2 es obtenido de la figura B.2.Ambas figuras se encuentran en el ANEXO B.1.

Para este caso se ha determinado:

1. Ue2=1,9 pu

2. Up2=2,9 pu

Utilizando estos valores en el ejemplo del anexo H de la norma (pág 222), los valoresrepresentativos de sobre tensión están definidos como:

Uet = 1, 25Ue2 − 0, 25 = 213, 4 [kV] (3.10)

Upt = 1, 25Up2 − 0, 43 = 320, 9 [kV] (3.11)

Por otro lado, también está considerado un pararrayos por cada fase en la entrada de lasubestación para proteger a todos los equipos y no sólo a los transformadores. En estecaso, la descarga se supone proviene de un extremo cercano y es de origen atmosférico.

El pararrayos (uno por cada fase) propuesto (Siemens 3EP2-096-2PF31) de 96 [kV] vienedefinido por dos valores:

1. Ups: Tensión residual a impulso de maniobra 30/60µs y 2 [kA] de 190 [kV]

2. Upl: Tensión residual a impulso atmosférico 8/20µs y 10 [kA] de 221 [kV]

Como ocurre que los valores de protección a impulsos Ups y Upl son menores a lassobre tensiones Uet y Upt respectivamente, la norma [10] recomienda describir las sobretensiones representativas de frente lento como Ups cuando es fase a tierra y 2 ·Ups cuandoes fase-fase, o sea tenemos que:

1. Fase-tierra:Ups = 190 [kV] para cualquier equipo

2. Fase-Fase:Urp = 320,87 [kV] para cualquier equipo excepto en la entradaUrp = 380 [kV] para equipos a la entrada

3.2.4. Tensiones de coordinación

Corresponden a las sobretensiones a las que podría quedar expuesto el sistema y sonlas temporales, de frente lento y de frente rápido que se muestran en las siguientes tressubsecciones.

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3.2.5. Sobretensiones temporales

La norma [10] entrega la siguiente ecuación para el cálculo de las sobre tensionestemporales:

Ucw = Kc ·Urp (3.12)

Para este tipo de sobre tensiones, las sobre tensiones de coordinación son iguales a lassobre tensiones representativas temporales por lo que el factor Kc de la ecuación 3.12aludido en la norma puede ser tomado como 1 y entonces se obtiene:

Ucw = 106, 52[kV] (fase− tierra) (3.13)

Ucw = 172, 2[kV] (fase− fase) (3.14)

3.2.6. Sobretensiones de frente lento

Son aquellas que generalmente se originan por maniobras tienen una corta duración (delorden de pocos milisegundos) y frecuencias entre 2 y 20 [kHz].

Por otro lado según se señala en [10], la presencia un pararrayos recorta o reduce lassobretensiones y eso produce una distorsión de las distribuciones de probabilidad deestos frentes. La consecuencia de ello es que la presencia de estos equipos significa unaincertidumbre en la característica de protección de los mismos y por lo tanto implica enun aumento de la tasa de falla de dicho pararrayos.

Según la norma [10] es necesario determinar un factor determinista Kcd el cual esobtenido mediante las curvas de la figura 3.10 en base a el valor de la relación Ups/Ue2,donde Ups = 190 [kV] (f − t) y Ue2 = 209[kV] (f − f)

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Figura 3.10: Factor Kcd de coordinación señalado en la pág 75 de la norma IEC 70071-2 [8]

Como se puede ver en la figura, la norma distingue entre el efecto causado a los equiposde entrada como el pararrayos y los demás equipos aguas abajo dentro de la subestación.Para este caso los valores son resumidos en las tablas 3.4 y 3.5:

Equipos de entrada Parámetro Valor Parámetro Kcd

Fase-tierra Ups/Ue2 0, 655 1, 1

Fase-Fase 2Ups/Ue2 1, 310 1

Tabla 3.4: Valores de Factores de corrección para los equipos de entrada a la S/E.

Todos los equipos Parámetro Valor Parámetro Kcd

Fase-Tierra Ups/Ue2 1, 085 1.037

Fase-Fase 2Ups/Ue2 1.3871 1

Tabla 3.5: Valores de Factores de corrección para todos los equipos.

Finalmente se hace uso de la ecuación 3.12 para calcular las tensiones de coordinación defrente lento obteniéndose los resultados de la tabla 3.6.

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Equipos de entrada Tensión Ucw [kV]

Fase-tierra 209

Fase-Fase 380

Todos los equipos Tensión Ucw [kV]

Fase-tierra 197, 030

Fase-Fase 320, 871

Tabla 3.6: Tensiones de coordinación de frente lento

3.2.7. Sobretensiones de frente rápido

Son aquellas que generalmente son ocasionadas por el impacto de un rayo en alguna partedel sistema. Se caracterizan por ser de una duración muy corta y por ser de amplitudesmucho mayores a los valores peak nominales de tensión.

Para determinarlas se utilizará una aproximación estadística simplificada mencionadaen [10]. Básicamente se supone que la descarga podría ocurrir en una de las líneasaéreas de 110 [kV] que alimentan la subestación con una tasa de interrupción (tasa defalla aceptable) Ra que está relacionada al largo de la línea La. Se considera que elpararrayos tiene un nivel de protección efectivo de Urw y está conectado a una distanciaL = a1 + a2 + a3 + a4 [m] de los objetos que protege y a1, a2, a3 y a4 son las distanciasseñaladas en la figura 3.11. Dicha distancia es asumida con un valor de L = 60[m] paraequipos de entrada y L = 30 [m] para otros equipos.

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Figura 3.11: Fig. 3 de la de la norma IEC 70071-2, pág 55: Distancias consideradas en la protección de unpararrayos.

En la actualidad la subestación Vitacura posee solo una línea que la alimenta (de doblecircuito) y posee un largo de vano que se llamará Lsp. La ecuación 3.15 entrega el valorpara la tensión de coordinación para sobretensiones de frente rápido:

Ucw = Upl +An

LLsp + La

(3.15)

Donde:Upl : Nivel de protección del pararrayo: 221 [kV]

A : Factor dado por tabla F.2 de la norma [10] : 4500

n : Número de líneas conectadas a la subestación :2

L : Distancia de separación en [m] dado por [10] (ya definida)

Lsp : Largo de un vano típico: 300 [m]

La : Largo de la línea aérea con tasa de falla aceptable (Ra = 0, 005) : 250 [m]

El valor del factor A es determinado por la tabla F.2 DE [10] (ver figura B.3 del AnexoB.2).

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Aislamiento Ucw [kV]

Equipos de entrada 466, 45

Otros equipos 343, 72

Tabla 3.7: Tensión de soportabilidad requerida

3.2.8. Corrección de las tensiones de soportabilidad

Antes de calcular las tensiones de soportabilidad requeridas del siguiente punto (tensionesde soportabilidad requeridas) es necesario realizar correcciones a las tensiones desoportabilidad las que se obtienen mediante la aplicación de 2 factores de corrección:

1. Factor de seguridad Ks

Los valores de los factores recomendados se definen en la cláusula 4.3.4 de la

norma IEC 60071-2. Dicho factor es aplicable a cualquier forma de sobre tensión(temporales, de frente lento y rápido), tensiones fase a fase y fase a tierra.

Aislamiento interno: Ks = 1, 15Aislamiento externo: Ks = 1, 05

2. Factor de corrección por altura Ka

El factor de corrección por altura Ka se define en la cláusula 4.2.2 de la norma IEC

60071-2 [10] y que para efectos prácticos es:

Ka = em( H8150) (3.16)

Donde:

H: Altura de la instalación (708 [m])m: Parámetro de forma

Respecto al factor de corrección por altura Ka, se aplica solamente para aislamientoexterno y su valor dependerá de la forma de sobretensión que viene dado por elparámetro m. La Figura 3.12 muestra la dependencia de Ka para diferentes valores de men diferentes tipos de aislamiento.

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Figura 3.12: Factor Ka para diferentes aislamientos según la norma [10] , pág.87

De acuerdo a los valores de Ucw previamente obtenidos y los valores de m obtenidos dela figura 3.12 se obtiene la tabla 3.8

Tipo de soportabilidad Tensión Ucw [kV] m Ka

Frecuencia industrialFase-tierra 106, 521 1 1, 091

Fase-fase 172, 200 1 1, 091

Frente lentoFase-tierra 197, 030 1 1, 091

Fase-fase 320, 870 1 1, 091

Frente rápido Fase-Fase (A. Interno) 466, 653 0, 94 1, 085

Tabla 3.8: Valores del factor Ka de corrección por altura a utilizar

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3.2.9. Tensiones de soportabilidad requeridas

Las tensiones de soportabilidad requeridas (Urw) son calculadas para sobres tensiones defrente lento, rápido y sobre tensiones temporales de acuerdo a:

Urw = Ucw ·Ks ·Ka (3.17)

Donde Ka debe ser aplicado para todos los valores ya calculados al igual que Ks. Por lotanto se deben usar las combinaciones de factores que sean pertinentes en cada caso.Los valores resultantes son separados y ordenados en a tabla 3.9 que resume toda lainformación relevante.

Sobretensiones temporales

Aislamiento Condición Ucw [kV] Ks Ka Urw [kV]

ExternoFase-tierra 106, 521 1, 05 1, 091 122, 025

Fase-Fase 172, 200 1, 05 1, 091 197, 263

InternoFase-tierra 106, 521 1,15 1, 091 133, 646

Fase-Fase 172, 200 1, 15 1, 091 216, 050

Sobretensiones de frente lento

Equipo Condición Ucw [kV] Ks Ka Urw [kV]

Entrada

(Ais. Externo)

Fase-tierra 290 1, 05 1, 091 332, 209

Fase-Fase 380 1, 05 1, 091 435, 309

Otros equipos

(Ais. Externo)

Fase-tierra 197, 030 1, 05 1, 091 225, 707

Fase-Fase 320, 871 1, 05 1, 091 367, 573

Otros equipos

(Ais. Interno)

Fase-tierra 197, 030 1, 15 1, 091 247, 203

Fase-Fase 320, 871 1, 15 1, 091 402, 581

Sobretensiones de frente rápido

Aislamiento Condición Ucw [kV] Ks Ka Urw [kV]

Entrada

(Ais. Externo)

Fase-tierra 343, 720 1, 05 1, 085 391, 583

Fase-Fase 343, 720 1, 05 1, 085 391, 583

Otros equipos

(Ais. Externo)

Fase-tierra 466, 450 1, 05 1, 085 531, 403

Fase-Fase 466, 450 1, 05 1, 085 531, 403

Otros equipos

(Ais. Interno)

Fase-tierra 466, 450 1, 15 1, 085 582, 013

Fase-Fase 466, 450 1, 15 1, 085 582, 013

Tabla 3.9: Resumen tensiones de soportabilidad requeridas

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3.2.10. Conversión a tensiones de soportabilidad estandarizadas

La norma [10] , en la pág.93 señala dos rangos de tensión. En este caso el que aplica esel rango I (1kV < Um 6 245kV ).

También se adjuntan las formulas utilizadas que son resumidas en la tabla B.1 del ANEXOB.3.

Luego se aplican las relaciones y los resultados se muestran en la tabla 3.10.

Soportabilidad de corta duración a frecuencia industrial

Aislamiento Condición Ucw [kV] Soportabilidad normalizada [kV]

InternoFase-tierra 122, 025 74, 966

Fase-Fase 197, 263 121, 470

ExternoFase-tierra 133, 646 82, 288

Fase-Fase 216, 051 133, 306

Soportabilidad a impulso de frente rápido

Equipo Condición Ucw [kV] Soportabilidad normalizada [kV]

Entrada

(Ais. Externo)

Fase-tierra 391, 583 436, 718

Fase-Fase 391, 583 428, 199

Otros equipos

(Ais. Externo)

Fase-tierra 531, 403 605, 038

Fase-Fase 531, 403 589, 345

Otros equipos

(Ais. Interno)

Fase-tierra 582, 013 647, 199

Fase-Fase 582, 013 629, 309

Tabla 3.10: Tensiones de soportabilidad normalizadas

Finalmente, se resumen los valores de tensiones de soportabilidad requeridas antesUrw(s) y después de normalización Urw(c) en términos de frecuencia industrial de cortaduración, impulso de maniobra e impulso atmosférico.

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Aislamiento Externo

Exigencia Tensión Equipos

Entrada

Otros

equipos

Aislamiento

Interno

Fase-tierra 82 82 74Frecuencia industrial

Fase-fase 133 133 121

Fase-tierra 332 225 247Impulso frente lento

Fase-fase 435 367 402

Fase-tierra 436 605 647Impulso frente rápido

Fase-fase 428 589 629

Tabla 3.11: Resumen final de coordinación de aislamiento: tensiones mínimas de soportabilidad para el sistema

De los resultados finales obtenidos se aprecia que a frecuencia industrial la máximasobretensión posible corresponde a 133, 306 [kV] para equipos de aislamiento externoconectados entre fase-fase. Luego como este valor es superior a la tensión máxima delsistema (123 [kV]) es necesario redefinir este valor máximo de acuerdo a la tabla 2 de lanorma IEC 60071− 1 [12] (ver figura B.4 disponible en el ANEXO B.3).

En esta tabla se elige la tensión normalizada superior siguiente que corresponde a 185 [kV].Según la misma tabla este valor tiene asociada una soportabilidad a impulso atmosféricode 450 [kV], sin embargo, este valor es superado por los valores obtenidos para impulso defrente rápido en los valores marcados en color rojo. Para solucionar esto, la tabla A.1 de lanorma [12] (ver figura B.5 disponible en el ANEXO B.3) incluye distancias mínimas paralos niveles de sobretensiones. Por lo que es necesario subir el nivel de aislamiento a unvalor normalizado de 650 [kV] asociado a una distancia de 1300 [mm] (barra-estructura).De esta manera se asegura que las sobretensiones a las que se expone el sistema no seránriesgosas para la integridad de los equipos e instalaciones siempre y cuando los equipos yel diseño de la instalación sean de acuerdo a dicho nivel básico de aislamiento, que es elque se recomienda realizar a ENEL S.A.

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Capítulo 3. Estudios de aislamiento Sección 3.3. Cadena de aisladores

SECCIÓN 3.3

Cadena de aisladores

Esta sección esta dedicada a el cálculo de los aisladores y cadenas de aisladores necesariaspara instalar principalmente en el patio de alta tensión en 110 kV y secundariamente enel de media tensión compuesto por juegos de celdas.

3.3.1. Aislador propuesto

El aislador propuesto es del tipo Neblina Ball Socket con anillo de Zinc Anticorrosivode 280 [mm] de diámetro , 146 [mm] de paso (Pa) , distancia de fuga mínima (Df) de445 [mm] .

Los cálculos están basados en la normativa [10] . Las tensiones sobre las cuales se trabajason las normalizadas por la IEC 60038 [11] siendo 123 [kV] para alta tensión. La ideaglobal de esta sección es realizar el cálculo para 4 tipos de exigencias y finalmenteseleccionar la aislación para la exigencias que resulte ser más crítica. Los 4 tipos deexigencias son:

1. Exigencias de sobretensiones a frecuencia industrial.

2. Exigencias de sobretensiones de maniobra.

3. Exigencias de sobretensiones por descargas atmosféricas.

4. Exigencias relacionadas a la contaminación ambiental.

3.3.2. Exigencias a sobretensiones de frecuencia industrial, maniobra ydescargas atmosféricas

Es común que en los sistemas eléctricos aparezcan sobretensiones debido a fallas ymaniobras que producen rápidos y bruscos cambios en las condiciones de operación. Lassobretensiones a frecuencia industrial, de maniobra y por descargas atmosféricas han sidodeterminadas previamente en la coordinación de aislamiento y pueden ser revisadas enla tabla 3.11. Según la coordinación de aislamiento (sección ) el BIL para esta instalacióndebe ser de 650[kV] y con este valor puede asegurarse que dichas sobretensiones noserán dañinas para el sistema siempre y cuando las distancias eléctricas sean calculadasadecuadamente.

De acuerdo a la norma IEEE Std 1313.1 [13] , el nivel básico de aislamiento (BIL)estadístico de una aislación es la tensión (valor cresta de frente rápido) que puedesoportar la exigencia el 90 % de las veces sin romperse. El "Critical flashover voltage"(CFO) es la tensión que es aplicada (valor cresta de frente rápido) que la aislación puedesoportar la exigencia el 50 % de las veces sin romperse.

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Si se considera que la distribución probabilística de ruptura sigue una curva normal, elBIL y el CFO se relacionan mediante:

BIL = CFO ·(

1− 1, 28σfCFO

)(3.18)

Donde σf es la desviación estándar.

Según dice la norma [13] la razón σf

CFO tiene una valor típico de 0, 3 lo que transforma laecuación 3.18 en la siguiente:

BIL = 0, 961 · CFO (3.19)

Por lo tanto el CFO , en adelante llamando CFOnormal, para este caso es:

CFOnormal =650

0, 961= 675, 957[kV ] a nivel del mar (3.20)

Para corregir a las condiciones de altitud y humedad de la ubicación de la subestación convalores que sean lo más conservativos posibles:

1. Temperatura de 40C

2. Humedad del 65 % que corresponde a 0, 6085 [in Hg] y a 15[gr/m3]

Las correcciones por temperatura y presión vienen dadas según:

δ =0, 289 · b273 + t

(3.21)

δ =0, 289 · 1013, 25

273 + 40= 0, 939 (3.22)

Donde:

δ : Factor de densidad del aire de acuerdo con la altitud y temperatura

b : Presión atmosférica en mbar = 1013, 25 mbar

t : Temperatura ambiente en grados celsius = 40C

La corrección por humedad viene dada por el gráfico de la figura 3.13:

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Figura 3.13: Gráfico para la determinación de Kh

Donde se utilizó el caso más conservativo (solicitación a impulso de tensión de polaridadnegativa) por lo que el valor del factor de corrección por humedad Kh es:

Kh = 0, 998 (ver gráfico) (3.23)

Luego la corrección por humedad, temperatura y presión se puede calcular según:

CFOdiseno =CFOnormal ·Kh

δ= 717 [kV ] (3.24)

Finalmente, de acuerdo al CFO de los aisladores mencionados, se requiere una cadena deun mínimo de 8 aisladores (CFO total de 780 [kV]) para cumplir con el requerimiento deaislación.

3.3.3. Exigencias relacionadas a la contaminación ambiental

Como la subestación Vitacura está en Santiago, donde existe un alto grado decontaminación porque se trata de una zona seca en gran parte del año (sin lluvias)y por lo tanto con presencia de polvo además de mucha polución, se utiliza el grado decontaminación alto (III) según la norma IEC 60815.

Según [10] para este caso la distancia de fuga df mínima a utilizar debe ser de43, 3 [mm/kV] fase-neutro lo que implica que dividiendo por

√3 se obtiene el valor para

tensiones fase-fase que resulta ser de 25 [mm/kV].

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El número de aisladores Na a utilizar debe ser:

Na = Vff ·Df

df(3.25)

Donde:

Df : Distancia de fuga mínima recomendada por la norma [mm/kVff ].

Vff : Tensión nominal del sistema bajo estudio [kVff ].

df : Distancia de fuga mínima de cada aislador.

Pero por efectos ambientales la distancia de fuga Df debe corregida por la densidad delaire por lo que es reemplazada en la ecuación 3.25 por distancia de fuga corregida dfu

que se calcula como:

dfu =df√δ0

(3.26)

y a su vez la densidad del aire δ0 es función de la temperatura y la presión barométricasegún:

δ0 =3, 92 · b

273 + Tmax

(3.27)

Donde:b : Presión barométrica [cm Hg]

Tmax : Temperatura ambiental máxima [oC]

La presión barométrica depende exclusivamente de la altura por sobre el nivel del mar h,que según la tabla 1.1 de la sección 1.3.3 es de 708 m.s.n.m.

log (b) = log (76)− h18336

(3.28)

Despejando el valor correspondiente de b se obtiene:

b = 59, 535[

cmHg

](3.29)

Luego se aplica un factor de seguridad de un 1, 1 y se calcula el número de aisladoresdependiendo de la distancia de fuga del aislador seleccionado:

Na = 1, 1 ·Vff ·25 [mm/kV]

df(3.30)

Como el aislador seleccionado tiene una distancia de fuga df propia de 445 [mm] seobtiene:

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Capítulo 3. Estudios de aislamiento Sección 3.4. Distancias eléctricas

Na = 1, 1 · 123[kV] · 25 [mm/kV]445[mm]

= 7, 6 ≈ 8 (3.31)

En consecuencia, se necesitan como mínimo 8 aisladores de los seleccionados dadas lascondiciones de la subestación lo que coincide con el cálculo por medio del CFO.

SECCIÓN 3.4

Distancias eléctricas

Esta sección se refiere al dimensionamiento de las distancias entre equipos, barras,construcciones, y equipos en general para la proyección de la ubicación y altura de lasnuevas posiciones.La determinación de estas dimensiones se efectúa mediante las normativas quecorrespondan a cada caso.

Para la determinación de las distancias se considerará la clase de aislación así comotambién el nivel básico de aislación BIL ya determinado en la coordinación de aislamientoy serán corregidas según las condiciones ambientales por la norma ANSI C29.1 inciso 5.4[14].

3.4.1. Altura mínima de líneas de alta tensión que cruzan los caminosinternos

En la actualidad existen caminos internos de la subestación que mayoritariamente seránconservados, sin embargo, habrá que cambiar los conductores incluidos los de alta tensiónque pasan por sobre los caminos para alimentar los transformadores 3 y 4.

La altura mínima de estas esta regida por la norma ANSI C2 1997, inciso 234 F4 [15].Según lo indicado en esta normativa la distancia mínima para una línea entre 50 y220 [KV] es de 3, 71 [m]. Luego se añade distancia la altura de los objetos que podríanpasar por debajo, en este caso un camión con acoplado tipo cama baja (altura de 1, 27 [m])y sobre él un transformador de poder de los a utilizar (altura 6, 52 [m] con bushingsincluidos)

hlineas = hnorma + hcamion + htransformador = 11, 5[m] (3.32)

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Figura 3.14: Altura de conductores que cruzan el camino interno de la subestación.

Para el proyecto, el trazado del camino se mantiene por lo que su ancho de 6, 5 [m] es elindicado por el plano de planta del ANEXO F.

3.4.2. Altura mínima de las barras sobre el nivel del suelo

La norma utilizada en este punto es en el código americano NESC versión [16]. Estaestablece que en altitudes no superiores a los 1000 m.s.n.m., la altura de las barrasrespecto al suelo hb debe ser calculada según la ecuación 3.33 ya que esto permite queuna persona ubicada bajo alguna barra perciba la sensación del campo eléctrico con unaprobabilidad de solo un 10 %.

Según la tabla 1.1 la altura de la subestación Vitacura es de 708 m.s.n.m., por lo tanto laecuación es valida y dice que altura de las barras debe ser calculada como:

hb = 5 + 0, 0125 ·Vmax [mm] (3.33)

Además según IEC 60038 [11] la tensión máxima normalizada para una tensión de110 [kV ] es de 123 [kV ], por lo tanto:

hb = 6538 [mm] (3.34)

Valor que debe ser medido por sobre la capa superficial de gravilla de 20 [cm]. Por otrolado, en media tensión se proyectan celdas que internamente incluyen las barras por loque no es calculada su altura.

3.4.3. Altura de conductores de remate

Según el comité de estudios Nº23 de la IEC, la altura mínima hL de las líneas que entrano salen de la subestación debe ser de al menos:

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hL = 5 + 6 ·Vmax [mm] (3.35)

Como las líneas de salida son alimentadores subterráneos las únicas líneas que rematanson las de alta tensión con una tensión de 123 [kV] (según [11]), por lo tanto:

hL = 5738 [mm] (3.36)

3.4.4. Altura de partes energizadas

Para garantizar la seguridad de las personas dentro de la subestación el comité deestudios Nº 23 de la IEC dicta la altura mínima hs de la base de los aisladores de pedestalo interruptores que soporten conductores o partes energizadas. Esta altura debe ser de almenos 2, 3 [m] considerando personas con sus brazos extendidos hacia arriba.

La relación propuesta es:

hs = 2300 + 10, 5 ·Vmax [mm] (3.37)

Según [11], para 110 [kV] la tensión máxima corresponde a 123 [kV]. Por lo tanto se tiene:

hs = 3591, 5 [mm] (3.38)

3.4.5. Distancia mínima para las zonas de trabajo

Para considerar labores constructivas y de mantenimiento futuro se presenta la distanciamínima de trabajo horizontal Dt−h y la distancia mínima de trabajo vertical Dt−v.

El Comité de Estudios Nº 23 de la IEC dice que Dt−h es la distancia mínima fase-tierraDf−t más la altura de un hombre con brazos extendidos (1750 [mm]) y más su alcancemedio (900 [mm]). La distancia Dt−v es la distancia fase-tierra Df−t más un hombre conlos brazos extendidos vertical (2250 [mm]) y más su alcance medio (1250 [mm]).

Dt−h = Df−t + 1750 + 900 [mm] (3.39)

Dt−v = Df−t + 2250 + 1250 [mm] (3.40)

Considerando la distancia fase-tierra Df−t recomendada por la norma ANSI/IEEE C37.32[17] como 1070 [mm], entonces las distancias mínimas para zonas de trabajo quedancomo:

Dt−h = 3720 [mm] (3.41)

Dt−v = 4579 [mm] (3.42)

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3.4.6. Distancia vertical entre líneas

Es necesario determinar la distancia vertical entre barras, líneas y elementos. Para esto serecurre a la norma técnica de seguridad NSEG 6.71 [18]

db = 1, 5 +Vsmax + Vimax

170(3.43)

Considerando que las tensiones máximas del sistema según [11] son 123 [kV] y 24 [kV],los valores de la distancias db son de:

1. Distancia db entre 2 líneas de 110 [kV]:

db 110−110 = 2, 95 [m] (3.44)

2. Distancia db entre líneas de 110 [kV] y 23 [kV]:

db 110−23 = 2, 36 [m] (3.45)

3.4.7. Distancias entre elementos rígidos

Es necesario determinar distancias eléctricas para elementos energizados entre fase ytierra y entre fases

Estas distancias están determinadas por la tabla 5 del anexo C de la norma ANSI/IEEEC37.32 [17] (ver ANEXO C.2). Los resultados son mostrados en la tabla 3.12.

Tensión nominal Elemento Distancia

110 [kV] Rígido f-t 1070 [mm]

110 [kV] Rígido f-f 1350 [mm]

23 [kV] Rígido f-t 254 [mm]

23 [kV] Rígido f-f 381 [mm]

Tabla 3.12: Distancias entre elementos rígidos

3.4.8. Distancias entre elementos flexibles

Esto es aplicable en las barras de 110 [kV] del patio de alta tensión. Se considera quelas cadenas de aisladores pueden tener un movimiento de hasta 15 desde su posiciónvertical (suspensión) u horizontal (anclaje).

El caso de las distancias para partes flexibles entre fases, es igual al de las distanciaentre fases para partes rígidas mas dos veces la distancia perpendicular generada porel movimiento de las cadenas de aisladores, esto suponiendo que cadenas de aisladoresadyacentes tengan los movimientos descritos pero en direcciones opuestas entre si,

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disminuyendo la distancia que los separa.

Dflexible f−f = Drigida + 2∆x (3.46)

En el caso de la distancia para partes flexibles fase-tierra, es igual a la distancia fase-tierrapara partes rígidas mas la distancia perpendicular generada por el movimiento de lacadena de aisladores, suponiendo que dicho movimiento acorta la distancia entre la parteenergizada y tierra.

Dflexible f−t = Drigida + ∆x (3.47)

Para las ecuaciones 3.46 y 3.47 se cumple que:

∆x = Lcadena+grampa · sin 15 (3.48)

En largo Lcadena+grampa esta compuesto de 1168 [mm] de la cadena y de 150 [mm] de unagrampa por lo tanto es una distancia de 1318 [mm]. Para el lado de 23 [kV] se consideraun largo de cadena de 220 [mm]

La tabla 3.13 resume los valores obtenidos para partes flexibles.

Tensión nominal Elemento Distancia

110 [kV] Flexible f-t 1411 [mm]

110 [kV] Flexible f-f 2032 [mm]

23 [kV] Flexible f-t 311 [mm]

23 [kV] Flexible f-f 494 [mm]

Tabla 3.13: Distancias entre elementos flexibles

3.4.9. Distancias entre transformadores y celdas

Uno de los mayores peligros potenciales es el de incendio en la subestación yparticularmente en los transformadores de poder debido a la gran cantidad de aceiteaislante que contienen en su interior. La subestación en cuestión no posee muroscortafuegos entre los transformadores ya existentes ni entre los transformadores y losjuegos de celdas.

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Una recomendación para las distancias mínimas entre transformadores contiguos puedeser encontrada en la norma IEEE 979 , que señala las distancias entre transformadoresinstalados en subestaciones al exterior como es el caso. Adicionalmente a esto, ENEL S.A.cuenta con su propia normativa al respecto [19] donde se señala que:

1. La separación mínima entre un trasformador y cualquier edificio debe ser de 6 [m]bajo cualquier condición.

2. Si la separación entre un transformador y una edificación es entre 6 y 15 [m], losmuros expuestos de la edificación debieran estar constituidos o protegidos por murosde categoría F − 120 . Lo ideal es que la separación sea al menos de 15m] .

3. En caso de muros cortafuego, éstos debieran extenderse en las direcciones verticaly horizontal, de tal forma que cualquier punto del transformador quede al menos a15 [m] de cualquier punto de la edificación no protegido por el muro cortafuego.

4. Debe existir una separación mínima de 9 [m] entre los transformadores o un murocortafuego de categoría F − 60

Figura 3.15: Distancia mínima entre transformadores

Como no existen muros en la actualidad y dada la inclusión de transformadoresde mayor tamaño en las mismas posiciones actuales, se hace mas crítico el peligro porincendio en la subestación. Es por eso que se incluyen muros cortafuego categoría F−120 .

1. Entre los transformadores 3 y 4 .

2. Entre los trasformadores 1, 2, 3 y 4 y sus juegos de celdas correspondientes.

3.4.10. Resumen de distancias

Para finalizar este capítulo se adjunta una tabla que contiene las principales distanciasmínimas eléctricas calculadas y las distancias aproximadas existentes en la actualidad(desde planos as built).

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Elemento Condición actual Condición calculada

Cadena de aisladores 8 Aisladores 8 Aisladores

Altura líneas sobre caminos (110 kV) 10973 [mm] 11500 [mm]

Altura barras colectoras (110 kV) 4724 [mm] 6538 [mm]

Altura conductores de remate 4800 [mm] 5738 [mm]

Altura partes energizadas 4300 [mm] 3592 [mm]

Distancia mín. zonas de trabajo horizontal - 3720 [mm]

Distancia mín. zonas de trabajo vertical - 4579 [mm]

Distancia entre elementos rígidos f-t (110 kV) 1180[mm] 1070[mm]

Distancia entre elementos rígidos f-f (110 kV) 2473 [mm] 1350 [mm]

Distancia entre elementos flexibles f-t (110 kV) 1400 [mm] 1411 [mm]

Distancia entre elementos flexibles f-f (110 kV) 3048 [mm] 2032 [mm]

Distancia entre transformadores > 13000 [mm] 9000 [mm]

Se concluye que los valores calculados en algunos casos son similares a los encontradosen la condición actual. Las diferencias pueden entenderse debido a que no se estáncomparando dos cosas iguales, por un lado se tienen distancias eléctricas tomadas(medidas) de planos as built de la subestación actual que no representan necesariamentedistancias mínimas determinadas por un procedimiento desconocido de algún estudioprevio a la construcción. Por otro lado se tienen distancias eléctricas mínimas que son lasdeterminadas por las memorias de cálculo presentadas en detalle en este capítulo.

En las zonas a modificar y ampliar el patio de alta tensión, se recomienda seguir uncamino conservativo y utilizar distancias similares a las utilizadas actualmente porla empresa en las instalaciones actualmente para dar uniformidad al diseño globalde la obra final pero siempre y cuando dichos valores no sean menores a los mínimoscalculados como ocurre en el caso de la altura de la barra y de la línea por sobre el camino.

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CAPÍTULO 4

ESTUDIOS DE POTENCIA

SECCIÓN 4.1

Principales aspectos relacionados al Flujo de potencia

El presente capítulo hace parte del desarrollo de los estudios fundamentales para laexpansión de la potencia instalada en la subestación Vitacura, en particular el flujo depotencia, necesario para la constatación de los niveles de corriente en los regímenesnominal y de cortocircuito siendo de vital importancia para el desarrollo del proyecto.También incluye un estudio sistémico que busca constatar las variables en el sistemainterconectado dentro de rangos aceptables de manera de dar cumplimiento de la NormaTécnica de Seguridad y Calidad de Servicio (NTSyCS) [20] ante la entrada en serviciode 4 transformadores de 100MVA en 4 etapas y su impacto para el sistema tanto en lasetapas de construcción como en la instalación definitiva.

Adicionalmente a lo anterior, se utiliza la información obtenida a partir de estos estudiospara determinar las características exigibles a interruptores, conductores y conductores debarras que requiere el proyecto y a su vez la empresa debe considerar en el proceso deadquisición de los mismos.

SECCIÓN 4.2

Simulación

La manera de llevar a cabo estos estudios es a partir de simulaciones del la subestacióny el sistema interconectado tomando en cuenta la condición más reciente del mismoen cuanto a topología, características, operaciones y las proyecciones para la demandapara la subestación bajo estudio. Para esto es necesario generar modelos adecuadospara obtener resultados útiles. La fuente de la condición más reciente de la subestacióny la totalidad del sistema fue obtenida mediante un completo archivo (especialmentediseñado para el software digsilent) generado por el coordinador eléctrico nacional [21]el cual posee las nuevas instalaciones y condición de operación (interconexiones y nivelesde demanda) actualizada hasta enero del año 2018. La idea es trabajar con ese archivopara modificar la subestación vitacura y las subestaciones vecinas según se requiera. Elarchivo utilizado junto a las modificaciones realizadas está en formato .dz y se encuentradisponible en la carpeta adjunta a este trabajo de título como parte de los anexos.

55

Capítulo 4. Estudios de Potencia Sección 4.2. Simulación

4.2.1. Modelo de la subestación

La topología eléctrica la subestación seguirá siendo la misma de doble barra. Se buscaque el diseño eléctrico aproveche de la mejor manera posible las obras civiles y eléctricasexistentes. El modelo utilizado es el de la figura 4.1. El modelo se encuentra disponible enel formato .dz en la carpeta de anexos del disco adjunto a este trabajo de título.:

Figura 4.1: Parte del modelo para la subestación Vitacura simulado. Realizada en el archivo "base de datos endigsilent" [21] para llevar a cabo los estudios.

El modelo del sistema completo (entiéndase barra de 110 [kV] y aguas arriba de esta) tantode ENEL S.A. como de todo Chile fue tomado de la base de datos del sistema eléctriconacional (SEN) en Digsilent para Enero del año 2018 otorgada por el coordinadoreléctrico nacional [21], desde donde se obtienen los detalles tanto del modelo actualizadodel sistema por completo como de las correspondientes demandas, incluida la subestaciónVitacura (en la actualidad) y las líneas y subestaciones cercanas a ésta.

El objetivo es modificar este modelo agregando las nuevas instalaciones que se proyectan(en este caso la subestación Vitacura con los nuevos transformadores y cargas) a fin deincluir los nuevos parámetros internos de la subestación y de su demanda en cada etapa,fundamentalmente de los transformadores de poder y de las cargas en media tensión así

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como extender la posibilidad de trabajar con las principales protecciones.

Un punto fundamental que se debe abordar es la distribución de la carga. Esta esabastecida por Vitacura durante la construcción utilizando como pivote las subestacionesA. de Córdoba y Apoquindo. También es una oportunidad propicia para analizar losefectos causados en las instalaciones más cercanas que conforman una zona de límite deinfluencia para Vitacura. La figura 4.2 muestra las instalaciones consideradas dentro dellímite de influencia señalado:

Figura 4.2: Límite de influencia utilizado.Topología de Vitacura con mas detalle

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4.2.2. Transformadores de poder modelados

Parámetros de los transformadores modelados:

Transformador: Nuevo transformador

Grupo de conexión

Dyn1

Potencia

Potencia ONAN 100 MVA

Tensiones

Terminal Primario 110 kV

Terminal Secundario 23 kV

Impedancia

Impedancia sec. Positiva/Negativa

(Potencia base: 100 MVA)

Derivación V mínimo 11, 03 %

Derivación V nominal 11, 11 %

Derivación V máximo 10, 88 %

Tabla 4.1: Parámetros usados para modelar los nuevos transformadores de poder Chint

Transformador: N1 y N2 Crompton Greaves; N3 Hyundai

Grupo de conexión

Dyn1

Potencia


Potencia ONAF-1 40 MVA


Tensiones


Terminal Secundario 12, 5 kV

Impedancia


(Potencia base: 50 MVA)Derivación V nominal 12 %

Tabla 4.2: Parámetros usados para modelar los transformadores actuales N1, N2 y N3

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Transformador: N 4 Coemsa

Grupo de conexión

Dyn1

Potencia




Tensiones


Terminal Secundario 12, 5 kV

Impedancia


(Potencia base: 50 MV )Derivación V nominal 11, 56 %

Tabla 4.3: Parámetros usados para modelar los transformador de poder N 4 Coemsa

4.2.3. Modelo de la Carga

El modelo de la carga será de forma distribuida y no concentrada de manera de visualizarlos niveles de corriente por los alimentadores, barras en media tensión y transformadoresde poder.

Suponiendo que el proyecto entre en servicio en algún momento antes del año 2024 (fechalímite para la proyección de la demanda), entonces los aumentos graduales de demandadeberían ser asumidos por la subestación Vitacura. La demanda a utilizar para el modelo,de acuerdo a lo indicado por ENEL S.A., es predominantemente de tipo comercial conun factor de potencia 0, 985 inductivo, que corresponde a un factor de potencia que dacumplimiento a los requerimientos de la NTSyCS.

Para modelar la carga durante la etapa constructiva se considera que los transformadoresde respaldo de Subestación Alonso de Córdoba (20 [MVA]) y Subestación Apoquindo(22, 4 [MVA]) ya han sido reemplazados por unidades de 50 [MVA] en el año 2021 (fechaestimada A.córdoba 31/08/2018)y que además se han realizado obras en distribución demanera de extender túneles hasta Av. El golf con alimentadores de Alonso de Córdobapara aportar energía a la zona de déficit desde sus nuevas posiciones de alimentadores ygenerar un respaldo en distribución para los alimentadores desconectados por las obrasde subestación Vitacura. A continuación se presenta la distribución de la carga propuestapara las cuatro etapas constructivas.

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Subestación Vitacura A. Córdoba Apoquindo

Potencia

Transformador

MVA

Nº1 Nº2 Nº3 Nº4 Nº1 Nº2 Nº3 Nº4 Nº1 Nº2 Nº3 Nº4

Situación Actual 50 50 50 50 50 50 50 20 50 50 50 22, 4

Etapa 1 50 50 50 TR 50 50 50 50 50 50 50 50

Etapa 2 50 TR 50 100 50 50 50 25 50 50 50 25

Etapa 3 50 75 TR 75 50 50 50 25 50 50 50 25

Etapa 4 TR 75 75 50 50 50 50 25 50 50 50 25

Tabla 4.4: Distribución de las cargas de respaldo propuesto durante las etapas constructivas.TR: Transformadorretirado. Se considera como si todas las unidades de transformación tuviesen su carga nominal en uncaso de demanda alta.

Para dejar de una manera mas clara la forma propuesta en que se llevarán a cabo losrespaldos se muestra la figura 4.3:

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Figura 4.3: Diagrama de respaldo para las etapas constructivas. Los transformadores no necesariamente debenfuncionar a su capacidad nominal pero de ese modo se entiende que toda su capacidad tiene respaldo

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Capítulo 4. Estudios de Potencia Sección 4.3. Análisis de contingencias

SECCIÓN 4.3

Análisis estacionario de contingencias durante laconstrucción

Este punto corresponde a un estudio que busca constatar los niveles de tensiónen barras de subestaciones aledañas que componen el límite de influencia para lasubestación Vitacura (ver figura 4.2) y verificar la capacidad de líneas adyacentes alas instalaciones de la subestación Vitacura luego del cambio y puesta en servicio delas unidades de transformación en cada etapa. Lo anterior se realiza visualizando elcomportamiento estático del sistema tanto en condiciones de operación normal como anteindisponibilidades especificas que eventualmente podrían ser críticas para la operacióndel sistema en cada etapa.

Según dicta el Artículo 5 − 25 de la NTSyCS [20], el sistema interconectado (SI)deberá operar en estado normal con todos los elementos e instalaciones del sistema detransmisión y compensación de potencia reactiva disponibles (y reservas) tal que lastensiones nominales en por unidad en las barras se comprendan entre:

1. 0, 97 y 1, 03 para instalaciones de tensión igual o mayor a 500 [kV]

2. 0, 95 y 1, 05 para instalaciones de tensión igual o mayor a 200 [kV] y menor a 500[kV]

3. 0, 93 Y 1, 07 para instalaciones de tensión inferior a 200 [kV]

Mientras que el artículo 5 − 29 [20] dicta que en estado de alerta las tensiones debenestar comprendidas entre:

1. 0, 96 y 1, 04 para instalaciones de tensión igual o mayor a 500 [kV]

2. 0, 93 y 1, 07 para instalaciones de tensión igual o mayor a 200 [kV ] y menor a 500 [kV]

3. 0, 91 y 1, 09 para instalaciones de tensión inferior a 200 [kV]

4.3.1. Casos de estudio

Se considera como modelo base para el proyecto, el Sistema Interconectado de 2018.Los casos a considerar corresponden a operación normal y situaciones especiales o decontingencia en algunas líneas próximas a la subestación para cada una de las cuatroetapas constructivas. Cada una de estos casos será revisado bajo el escenarios de demandaalta en un día laboral, lo que representa la situación de mayor demanda para el sistema ypor consiguiente mas critica.

Cabe señalar que existen muchas posibilidades para realizar un análisis de contingenciassin embargo, aquí han sido incluidas sólo algunas de las más relevantes (ya que no es elobjetivo de este trabajo) y están relacionadas básicamente con la no disponibilidad de

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líneas y/o centrales.

Los casos de estudio, resultado de combinar escenarios y contingencias, son:

h Caso 1: límite de la zona región metropolitana en operación normal.

h Caso 2: límite de la zona región metropolitana en operación normal y de Generador2 de central Alfalfal fuera de servicio.

h Caso 3: Líneas de transmisión de región metropolitana en operación normal, exceptocircuito 2 de la línea Los Almendros-Florida (fuera de servicio).

h Caso 4: circuito 1 de línea Chicureo- El Salto fuera de servicio.

h Caso 5: circuito 1 de línea Cerro Navia-Tap Lo Boza desenergizada desde el extremoCerro Navia.

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4.3.2. Resultados

En las siguientes tablas se muestran los niveles de tensión en por unidad como resultadode la simulación de los casos expuestos en el punto anterior para cada una de las cuatroetapas constructivas. Todos los casos fueron simulados en el peor escenario posible, esdecir, en un día laboral de demanda alta.

Etapa 1

Caso : 1 2 3 4 5

Barra Tensión Base Tensión en (pu)

Chacabuco 110 0, 98 0, 98 0, 98 0, 98 0, 98

Recoleta 110 0, 98 0, 97 0, 98 0, 97 0, 96

San Cristóbal 110 0, 98 0, 98 0, 98 0, 97 0, 97

El Salto 110 0, 99 0, 98 0, 99 0, 97 0, 98

Dehesa 110 0, 98 0, 98 0, 98 0, 97 0, 98

Vitacura 110 0, 98 0, 97 0, 98 0, 97 0, 97

A.Córdaba 110 0, 98 0, 97 0, 98 0, 97 0, 97

Apoquindo 110 0, 98 0, 97 0, 98 0, 97 0, 97

Los Dominicos 110 0, 98 0, 97 0, 98 0, 98 0, 97

Los Almendros 110 0, 99 0, 98 0, 98 0, 97 0, 98

Andes 110 0, 98 0, 98 0, 97 0, 97 0, 98

La Reina 110 0, 98 0, 97 0, 97 0, 97 0, 97

Florida 110 0, 98 0, 97 0, 97 0, 97 0, 97

Tabla 4.5: Resultados del análisis estacionario de contingencias para la etapa 1

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Etapa 2

Caso : 1 2 3 4 5


Chacabuco 110 0, 98 0, 98 0, 98 0, 97 0, 98

Recoleta 110 0, 98 0, 97 0, 98 0, 96 0, 96

San Cristóbal 110 0, 98 0, 98 0, 98 0, 97 0, 97

El Salto 110 0, 99 0, 98 0, 99 0, 98 0, 98

Dehesa 110 0, 98 0, 98 0, 98 0, 97 0, 97

Vitacura 110 0, 97 0, 97 0, 97 0, 96 0, 97

A.Córdaba 110 0, 97 0, 98 0, 98 0, 97 0, 97

Apoquindo 110 0, 98 0, 97 0, 98 0, 97 0, 97

Los Dominicos 110 0, 98 0, 97 0, 98 0, 97 0, 97

Los Almendros 110 0, 98 0, 97 0, 98 0, 97 0, 98

Andes 110 0, 98 0, 98 0, 98 0, 97 0, 98

La Reina 110 0, 97 0, 97 0, 97 0, 97 0, 97

Florida 110 0, 98 0, 97 0, 97 0, 97 0, 97


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Etapa 3

Caso : 1 2 3 4 5


Chacabuco 110 0, 98 0, 97 0, 98 0, 98 0, 98

Recoleta 110 0, 98 0, 98 0, 98 0, 97 0, 97

San Cristóbal 110 0, 98 0, 97 0, 98 0, 97 0, 97

El Salto 110 0, 99 0, 98 0, 99 0, 98 0, 98

Dehesa 110 0, 98 0, 98 0, 98 0, 98 0, 98

Vitacura 110 0, 98 0, 97 0, 97 0, 97 0, 97

A.Córdaba 110 0, 98 0, 97 0, 98 0, 97 0, 97

Apoquindo 110 0, 98 0, 97 0, 98 0, 97 0, 97

Los Dominicos 110 0, 98 0, 97 0, 98 0, 97 0, 97

Los Almendros 110 0, 98 0, 98 0, 98 0, 98 0, 98

Andes 110 0, 98 0, 98 0, 98 0, 98 0, 98

La Reina 110 0, 98 0, 97 0, 97 0, 97 0, 98

Florida 110 0, 98 0, 97 0, 98 0, 98 0, 98


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Etapa 4

Caso : 1 2 3 4 5


Chacabuco 110 0, 97 0, 97 0, 97 0, 97 0, 97

Recoleta 110 0, 97 0, 96 0, 97 0, 95 0, 96

San Cristóbal 110 0, 97 0, 97 0, 97 0, 96 0, 96

El Salto 110 0, 98 0, 98 0, 98 0, 97 0, 97

Dehesa 110 0, 97 0, 97 0, 97 0, 96 0, 96

Vitacura 110 0, 96 0, 96 0, 96 0, 96 0, 96

A.Córdaba 110 0, 96 0, 96 0, 96 0, 96 0, 96

Apoquindo 110 0, 97 0, 96 0, 97 0, 96 0, 96

Los Dominicos 110 0, 97 0, 96 0, 97 0, 96 0, 96

Los Almendros 110 0, 97 0, 97 0, 97 0, 97 0, 97

Andes 110 0, 97 0, 97 0, 97 0, 97 0, 96

La Reina 110 0, 97 0, 96 0, 96 0, 96 0, 96

Florida 110 0, 97 0, 96 0, 97 0,97 0, 96


Se observa que dadas las condiciones dadas de operación y las instalaciones actualesdel sistema interconectado así como los casos analizados, hay pleno cumplimiento de lanormativa en cuanto a la magnitud de la tensión en las barras analizadas (también seobservó el cumplimiento en el resto de barras del sistema). La condición que más podríaacercarse al incumplimiento de la norma corresponde a la tensión de la barra Recoleta enla etapa 4 con el caso de estudio 4 donde la tensión fue de 0, 95 (pu) sin embargo, sigueestando dentro de los valores establecidos por norma.

Respecto a las corrientes, cabe señalar que la mayoría de las líneas no presentansobrecargas en los casos analizados. A continuación solo se señalan las líneas más críticasy aquellas que presentan una sobrecarga.

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Sobrecargas de Etapa 1 (en %)

Línea Caso 1 Caso 2 Caso 3 Caso 4 Caso 5

Tap A.Córdoba - A. Córdoba 110 kVL2 101, 50 101,40 101,40 102 101, 7

Tap Apoquindo - Apoquindo 110 kV L1 94, 80 98, 40 94, 80 95, 3 95, 1


Tabla 4.9: Sobrecargas de líneas presentadas en la etapa 1




Tap Apoquindo - Apoquindo 110 kV L2 82, 7 83 82, 6 82, 9 83, 1




Tap Apoquindo - Apoquindo 110 kV L1 94, 7 95 94, 7 94, 9 95, 2








Se observa que para las cargas propuestas para cada caso, siempre ocurren sobrecargasen las mismas líneas. Estas son los dos circuitos de la línea Tap Apoquindo - Apoquindoy la línea Tap A. Córdoba - A. Córdoba alcanzando en un caso el 120 % por lo que serecomienda realizar una revisión de los planes de expansión de la transmisión zonalconsiderando las futuras expansiones de subestaciones Alonso de córdoba, Apoquindo yVitacura poniendo especial énfasis en las líneas que alimentan dichas subestaciones.

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Capítulo 4. Estudios de Potencia Sección 4.4. Régimen nominal de carga

SECCIÓN 4.4

Régimen nominal de carga

Parte de la información mas importante obtenida a partir del flujo de potencia esla obtención de los valores nominales de corrientes por los alimentadores, paños detransformación y barras del sistema. Esto es fundamental para determinar el conductorde barra y algunos equipos asociados a cada transformador de poder. Los resultados sonlos de la tabla 4.13:

Elemento Corriente nominal [kA]

Transformador lado 110 [kV ] 0, 539

Transformador lado 23 [kV ] 2, 510

Barra 110 [kV ] 0, 539

Barra 23 [kV ] 2, 510

Tabla 4.13: Corrientes nominales de la subestación proyectada

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Capítulo 4. Estudios de Potencia Sección 4.5. Cortocircuito

SECCIÓN 4.5

Cortocircuito

Una parte fundamental del desarrollo de la ingeniería del proyecto corresponde a ladeterminación del nivel cortocircuito de la subestación actual, necesario por ejemplo,para el dimensionamiento y verificación de capacidad de los interruptores de poderproyectados. Adicionalmente a esto será necesario realizar un análisis de verificación delos niveles de cortocircuito de instalaciones aledañas y la capacidad de interrupción desus interruptores (lo que es necesario realizar por parte de la empresa pero queda fueradel alcance de este trabajo).

Para llevar a cabo esto se utiliza un procedimiento de la dirección de operaciones (DO)del coordinador eléctrico nacional denominado "Procedimiento DO Cálculo de NivelMáximo de Cortocircuito" [22]. Este procedimiento está basado en la Norma IEC 60909-0(2001): "Short-Circuit current in threephase a.c. system" [23].

El software utilizado es el Digsilent Power Factory 15.1 y los datos del sistemainterconectado son los aportados por la base de datos del del SEN actualizado a 2018[21]. La figura 4.4 muestra la topología de la simulación de cortocircuitos en diferentespuntos de la subestación e inmediaciones:

Figura 4.4: Cortocircuito en barras de Alta y media tensión en Digsilent

Los cálculos de niveles de cortocircuito máximos se efectúan utilizando el escenario masexigente posible, esto es un día laboral con demanda alta, con todas las unidades de

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generación del sistema despachadas y todas las líneas conectadas en ambos extremospara enmallar tanto como sea posible el sistema y ofrecer múltiples caminos a la energíaentregada por las fuentes con dirección al punto del cortocircuito.

Los resultados de las corrientes de cortocircuito trifásico a utilizar se muestran en la tabla4.14

Corrientes de cortocircuito trifásica [kA]

Ib Ip Iasy

S/E Vitacura 110 kV 26, 5 65, 43 26, 514

S/E Vitacura 12 kV 20, 518 57, 30 29, 259

S/E Vitacura 23 kV 21, 252 58, 40 26, 518

Tabla 4.14: Corrientes de cortocircuito trifásico

4.5.1. Dimensionamiento de interruptores

Para el dimensionamiento de los interruptores de poder se toma en consideración laubicación y el tipo de la falla de esta manera se abordan los interruptores ubicados enposiciones acopladoras y paños de transformación. En este caso se utiliza el cortocircuitotrifásico por ser el que genera las corrientes mas altas, ubicándolo en la barras de 110 [kV],12 [kV] (actual) y 23 [kV] (proyectada dentro de celdas).

El artículo 12 del procedimiento de la DO "Términos y condiciones del cálculo decorrientes de cortocircuito para la verificación del dimensionamiento de interruptoresen el SIC" [22], un interruptor adecuadamente dimensionado deberá cumplir que lacapacidad de ruptura simétrica nominal del interruptor sea mayor que la corriente decortocircuito simétrica de interrupción (Ib), que la capacidad de ruptura asimétrica delinterruptor sea mayor que la corriente de cortocircuito de interrupción asimétrica (Iasy)y que la capacidad de cierre contra cortocircuito nominal del interruptor sea mayor quela corriente de cortocircuito máxima instantánea o peak (Ip).

Por otro lado, de acuerdo a lo exigido a la NTSyCS, los interruptores de las líneas detransmisión deberán tener la posibilidad de abrir cada polo en forma independiente antefallas monofásicas y efectuar su posterior reconexión automática monopolar.

En media tensión los interruptores y seccionadores para el secundario del transformador,posiciones acopladoras y para cada alimentador, vienen incluidas en las celdas proyectadasy deben cumplir cumplir con al menos una capacidad de interrupción como la detaladapara 23 [kV]. En alta tensión los interruptores de línea (52A1 y 52A2) y acoplador(52AR) de la barra de alta tensión (3150 [A],40 [kA], 123 [kV]) aún están en condicionesde operar para la expansión proyectada, mientras que los interruptores de alta tensiónpara cada unidad de transformación (52AT1, 52AT2, 52AT3 y 52AT4) también estánen condiciones de de operar para la expansión proyectada (2000 [A], 31,5 [kV],

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123[kV]) al menos para la etapa 1 . Si en el futuro las proyecciones de cortocircuitode la empresa aumentan, se requerirá evaluar la posibilidad de instalar nuevos equiposincluyendo características como el BIL, distancias eléctricas y distancias constructivas(para aprovechar fundaciones) como las recomendadas. En dicho caso se recomiendautilizar el modelo genérico tipo tanque vivo marca ABB modelo LTB 72.5 170D1 -3pcon sus respectivas especificaciones (ver ANEXO E)

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Capítulo 4. Estudios de Potencia Sección 4.6. Cálculo de conductor de barra en 110 kV

SECCIÓN 4.6

Cálculo de conductor de barra en 110 kV

Para incorporar transformadores del doble de la potencia nominal de los actuales, esnecesario cambiar los conductores en el lado de alta tensión que alimentarán a losnuevos transformadores de manera que se asegure un correcto funcionamiento. Estosconductores son aéreos y están localizados en el lado de alta tensión de cada uno de loscuatro paños de transformación sin embargo no contemplan los conductores asociados alremate de las líneas de alta tensión y las posiciones de interruptores de línea puesto queese conductor (AASC de 630mm2) cumple con la ampacidad requerida en esa zona.

El conductor de barra propuesto corresponde a uno tipo FLint cuyas características seresumen en la siguiente tabla:

Característica Especificación

Conductor Flint

Carga rotura 11041 [kgf ]

Resistencia DC (20oC) 0, 0892 [Ω/km]

Resistencia AC (50[Hz] 75oC) 0, 1075 [Ω/km]

RMG 0, 00976 [m]

Ampacidad 790 [A]

Reactancia inductiva 0, 3499 [Ω/km]

Reactancia capacitiva 0, 2089 [Ω/km]

Calibre 740, 8 [kcmil]

Sección 735, 4 [mm2]

Peso 1029, 9 [kg/km]

Tabla 4.15: Características del conductor Flint seleccionado

Para determinar el conductor de barra en 110[kV] se considera que en su vida útil estaráexpuesta a ciertas exigencias que a su vez sirven para determinar la misma. Estas son losexpuestos en exigencias de operación normal, cortocircuito, efecto corona y térmicas lasque serán detalladas en los cuatro puntos siguientes.

4.6.1. Exigencias de operación normal

Según lo anteriormente simulado, los resultados de régimen normal de carga aportan elvalor la corriente máxima que podría tener que soportar un tramo de barra en condicionesde operación nominales. En la tabla 4.13 se aprecia que dicho valor es de 0, 539 [kA]. Sise considera una recarga de un 20 % para efectos de un factor de seguridad en el diseño,entonces la corriente nominal de operación tendría un valor a lo sumo de 0, 647 [kA].Luego la tabla 4.16 permite comparar dicho valor con el del conductor seleccionado y

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propuesto.

Corriente nominal de operación 647 [A]

Corriente de diseño (Ampacidad) 790 [A]

Tabla 4.16: Verificación del conductor seleccionado ante exigencias de operación normal

Por lo tanto, el conductor seleccionado cumple las exigencias de operación normal.

4.6.2. Exigencias en cortocircuito

Se busca que el material del conductor seleccionado resista al menos a la mayorsolicitación de corriente en 110 [kV] a frecuencia industrial (independiente de descargasatmosféricas). Esta solicitación en particular corresponde al cortocircuito trifásico ubicadoen las barras de alta tensión de la subestación el que ya fue determinado en el punto 4.5.Según la tabla 4.14 este valor es de 26, 5 [kA] en la actualidad. Se busca que la seccióndel conductor seleccionado y propuesto sea superior a la sección del conductor necesariocalculado según la ecuación 4.1 de IEEE 605 [24]:

Icc = A

√TCAP · 10−4

t · αr · ρρr· ln(K0 + TmK0 + Ta

)(4.1)

Donde se consideran los siguientes valores (para aleación de alumnio 6201):

Icc : Corriente de cortocircuito: 26, 5 [kA]

A : Sección del conductor:incgnita

t : Tiempo de duración del cortocircuito: 0, 2 [s]

tm : Temperatura máxima permitida en el conductor durante la falla:200C

TCAP : Factor de capacidad térmica por unidad de volumen:2598 [J/(cm3/C)]

αr : Coeficiente de resistividad térmica a temperatura Tr: 0, 0039 C−1

Tr : Temperatura referencial del material: 20 C

ρr : Resistividad del conductor a temperatura Tr : 2, 62 [µΩ · cm]

K0 : (1/αr)

Luego de la ecuación 4.1 se despeja el valor de la sección A y se compara con la seccióndel conductor seleccionado como se muestra en la tabla 4.17:

Sección mínima requerida para condiciones de operación 358, 0[mm2]

Sección del conductor seleccionado 375, 4[mm2]

Tabla 4.17: Verificación del conductor seleccionado para exigencias de cortocircuito

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Por lo tanto el conductor seleccionado cumple las exigencias de cortocircuito.

4.6.3. Exigencias en efecto corona

Se busca que el conductor de barra no presente efecto corona en régimen nominal, por lotanto es necesario que la tensión crítica disruptiva no debe ser superada en tal condición.

Para determinar la tensión critica por fase se utiliza la relación 4.11 propuesta por Peek.

Uc = 21, 1 · δ ·mc ·mt · RMG · n · ln(

DMGRMG

)[kV] (4.2)

Donde:δ : Densidad del aire: 1,204 [kg/m3]

mc : Coeficiente de irregularidad o rugosidad de la superficie del conductor (0, 85)

mt : Coeficiente relativo al clima (1)

n : Número de conductores por fase

DMG : Distancia media geométrica 314, 98 [cm]

RMG : Radio medio geométrico 0, 966 [cm]

Tipo de conductor Factor mc

Conductores lisos 1

Conductores rugosos 0, 93− 0, 98

Cables 0, 83− 0, 87

Tabla 4.18: Valores para el factor mc

Característica medioambiental Factor mt

Clima lluvioso 0, 8

Clima seco 1, 0

Tabla 4.19: Valores para el factor mt

Luego utilizado las distancias entre fases anteriormente calculadas se puede determinar eldiámetro medio geométrico utilizado.

Uc = 120, 716[kV] (4.3)

Tensión disruptiva critica

Uc del conductor seleccionado120, 716[kV]

Tensión de operación nominal 63, 5[kV]

Tabla 4.20: Verificación del conductor seleccionado ante exigencias de efecto corona

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En consecuencia, el conductor seleccionado cumple con las exigencias de efecto corona.

4.6.4. Exigencias térmicas

Para determinar las exigencias térmicas a que se someterán los conductores en 110 [kV]se lleva a cabo el procedimiento de cálculo presentadas en la norma IEEE STD 708 [25] .

El equilibrio térmico según [25], viene dado por la ecuación 4.4 que balancea todos losprincipales flujos de calor de entrada y salida de la barra:

Pj + Ps = Pc + Pr (4.4)

Donde:Pj : Calentamiento propio del conductor por efecto joule

Ps : Calentamiento solar

Pc : Enfriamiento por convección

Pr : Enfriamiento por radiación

A continuación se detalla el cálculo de cada uno de los componentes delbalance térmico de la ecuación 4.4:

h Calentamiento propio del conductor por efecto joule Pj :

Pj = Kj · I2 · Rdc · [1 + α (Ts − Ta)] (4.5)

Donde:I : Corriente nominal: 539 [A]

α : Coeficiente térmico del material [1/C] (4, 7x10−3) (para aluminio)

Kj : Factor del efecto piel (1, 010 según [26])

Rdc : Resistencia en corriente directa 0, 0000892 [Ω/m]

Ta : Temperatura ambiente [40C]

Ts : Temperatura superficial del elemento conductor [C] (incógnita)

h Calentamiento solar Ps

Ps = αs ·Qse · sen (θ) ·A′ (4.6)

θ = arc cos [cos (Hc) cos (Zc − Z1)] (4.7)

Donde:

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αs : Coeficiente de absorción solar del conductor (0, 15paraaluminio)

A′ : Área superficial del conductor (340mm2)

θ : Ángulo de incidencia de los rayos solares (90C)

Qse : Radiación solar corregida por elevación (3570Kcal/(m2/da)en Santiago)

Zc : Azimuth del sol (260 en Diciembre)

Z1 : Azimuth de la línea (70 en Diciembre)

Hc : Altitud del sol (90 al medio día)

h Enfriamiento por convección Pc

Pc1 = Kangle

[1.01 + 1.35 ·N0,52

re

]· kf · (Ts − Ta) (4.8)

Nre =D0 · ρf · Vw

µf(4.9)

Esta ecuación es utilizada porque el viento en Vitacura es bajo en torno a los10 [km/hr] Donde:

Kangle : Factor de dirección del viento (1.1)

Nre : Número de Reynolds

Do : Diámetro exterior del conductor: 0, 0217 [m]

kf : Conductividad térmica del aire: 0, 0234 [W/(m · C)]

µf : Viscosidad del aire: 1, 81 [kg/m · s]

ρf : Densidad del aire: 1, 204 [kg/m3]

Vw : Velocidad del viento: 0, 5 [m/s]

h Enfriamiento por radiación Pr

Pr = 17, 8 ·D0 · ε ·

[(Ts + 273

100

)4

−(

Ta + 273100

)4]

(4.10)

Donde:

ε : Emisividad solar: (0, 070 para aluminio)

D0 : Diámetro exterior del conductor: 0, 0217 [m]

Ta : Temperatura ambiente: 40 [C]

Ts : Temperatura superficial del elemento conductor: [C]

Luego el problema es resolver la ecuación 4.4. Si dicha relación se plantea comouna búsqueda de raíces dejándola expresada función de la temperatura superficial delconductor Ts el problema puede ser resuelto por ejemplo numéricamente. En este caso

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se utiliza el método Newton Raphson realizando iteraciones codificadas en el softwareMatlab. El código y su resultado pueden encontrarse en el archivo adjunto como anexo enla carpeta adjunta a este trabajo de título bajo el nombre de “cálculo de Ts en barra 110”.El resultado final corresponde a una temperatura superficial de aproximadamente 42C(41, 828 con exactitud).

Temperatura de operación real

calculada del conductor42C

Temperatura de operación diseñada

del conductor seleccionado90C

Tabla 4.21: Verificación del conductor seleccionado ante exigencias térmicas

Por ende, dado que la temperatura de operación es menor a la de diseño, el conductorseleccionado cumple las exigencias térmicas.

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Capítulo 4. Estudios de Potencia Sección 4.7. Cálculo de conductor de barra 23 kV

SECCIÓN 4.7

Cálculo de conductor de barra 23 kV

La barra de 23 [kV] viene incluida de los juegos de celdas y posee barra auxiliar, principaly sus correspondientes protecciones para posiciones de alimentadores, alimentaciónprincipal y acoplamientos con los otros juegos de celdas. En este apartado se dejanexpuestas las características básicas y mínimas que deben poseer dichas barras en cuantoa régimen nominal y de cortocircuito.

En cuanto a los conductores que van desde los transformadores de poder a los juegos deceldas, los conductores que acoplan las barras de cada celda para conformar un anilloen 23 [kV] y los conductores que salen de las posiciones de alimentadores desde la celdahacia la calle, todos ellos deben ser subterráneos y estar debidamente dimensionadospara cortocircuito, régimen nominal y la aislación según corresponda. Se selecciona amodo de propuesta un cable con clase de aislación 25 [kV]

Específicamente se trata de un monoconductor tipo cable de media tensión XLPE/PVC enmedia tensión con las siguientes características:

Material del conductor : Cobre

Calibre : 500 [kcmil]

Sección nominal : 253 [mm2]

Cantidad nominal de alambres : 7

Diámetro nominal del conductor : 18, 7 [mm]

Espesor Nominal de aislamiento : 4, 45 [mm]

Espesor mínimo de revestimiento : 1, 78 [mm]

Peso aproximado : 3200 [kg/km]

Tensión nominal entre fases : 25 [kV]

Resistencia eléctrica máxima DC a 20 : 0, 0708 [Ω/km]

Capacidad de corriente al aire 40 : 685 [A]

Capacidad de corriente directamente enterrado 20 : 649 [A]

Capacidad de corriente en ducto 20 : 557 [A]

Temperatura máxima del conductor : 90

Temperatura máxima de cortocircuito : 250

Temperatura mínima de instalación : −10

4.7.1. Exigencias de operación normal

A continuación se desarrollan y verifican algunas de las exigencias mencionadas. Segúnlo simulado en los resultados de régimen normal de carga se dispone de la corrientemáxima que podría tener que soportar un tramo de barra o conductor aguas abajo del

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transformador de poder. En la tabla 4.13 se aprecia que dicho valor corresponde a 297 [A]para alimentadores y 4, 942 [kA] para el lado de media tensión del transformador y elconductor de barra de las celdas.

Por consiguiente, ya que la capacidad de conducción en ducto a 20C es de 557 [A] seránecesario solo un conductor de los señalados para cada posición de alimentadores.

En otro orden de ideas, será necesario seccionar la salida en media tensión deltransformador de poder en 9 conductores en paralelo por fase para alimentar cada juegode celdas desde los transformadores de poder y también para realizar los acoples entreceldas. Esto proporciona una mayor confiabilidad al suministro de las celdas dado elcriterio N-1 y además facilita la instalación de los conductores otorgando un radio decurvatura que los hace mas maniobrables.

4.7.2. Exigencias de cortocircuito

Se busca que el material del conductor seleccionado resista al menos a la mayorsolicitación de corriente en 23 [kV] que corresponde al cortocircuito trifásico yadeterminado en el punto 4.5. Según la tabla 4.14 este valor es de 26, 5 [kA] en laactualidad. Se busca que la sección del conductor seleccionado sea superior a la seccióndel conductor necesario calculado según la ecuación 4.11 de IEEE 605 [24]:

Icc = A

√TCAP · 10−4

t · αr · ρr· ln(

K0 + Tm

K0 + Ta

)(4.11)

Donde (para aleación aluminio 6201):

Icc : Corriente de cortocircuito: 21, 252 [kA]

A : Sección del conductor: 253x9 [mm2] (9 conductores en paralelo)

t : Tiempo de duración del cortocircuito: 0, 2[s]

tm : Temperatura máxima permitida en el conductor durante la falla: 250C

TCAP : Factor de capacidad térmica por unidad de volumen: 2598 [J/(cm3/C)

αr : Coeficiente de resistividad térmica a temperatura Tr: 0, 0039C−1

Tr : Temperatura referencial del material: 20C

ρr : Resistividad del conductor a temperatura Tr: 1, 022 [µΩ · cm]

K0 : 1/αr = 256, 41C

Luego de la ecuación 4.11 se despeja el valor de la sección A y se compara con la seccióndel conductor seleccionado

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Sección mínima requerida

para condiciones de operación1516 [mm2]

Sección equivalente real del

conductor seleccionado2277 [mm2]

Tabla 4.22: Verificación del conductor seleccionado para exigencias de cortocircuito

En consecuencia, el conductor seleccionado cumple las exigencias de cortocircuito si seconsidera que se instalarán 9 conductores por fase para alimentar a los juegos de celdasdesde los transformadores y para realizar los acoples entre juegos de celdas.

4.7.3. Clase de aislación

Según la norma ICEA S-96-639 se definen las siguientes clases de aislación utilizadaspara denominación de cables subterráneos monofásicos, bifásicos y trifásicos:5 − 8 − 15 − 25 − 35 − 46 [kV]. Para este caso en concreto se utilizará la clase deaislación 25 [kV].

El conductor propuesto cumple con los estándares IEC 60228; IEC 60332-1; IEC 60332-3-24 Cat.C; IEC 60502-2.

Algunas características:

1. Pantalla del conductor: Material semiconductor extruído.

2. Aislamiento: Aislamiento de goma de etileno propileno (EPR) de excelentespropiedades eléctricas y buena resistencia al ozono y a agentes químicos.

3. Pantalla del aislamiento: Material semiconductor extruído.

4. Aislamiento y semiconductor aplicados en proceso de triple extrusion.

5. Pantalla Metálica: Cinta de cobre aplicada helicoidalmente con un mínimo de 12 %de traslapo.

6. Revestimiento: Compuesto termoplástico de Policloruro de Vinilo (PVC) retardantea la llama, no propagador de incendios según IEC 60332− 3− 24 Cat.C, resistentea la intemperie y a la radiación UV.

7. Rotulado: NEXANS CHILE ET-TC "calibre" "Voltaje" Cu EPR 90°

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CAPÍTULO 5

ESPECIFICACIONES DEL PROYECTO

SECCIÓN 5.1

Detalles de la solución propuesta

El propósito de este capítulo es mostrar los resultados de la ingeniería asociada a lasolución al problema. Para ello se procede a seguir la línea conceptual entregada por elprocedimiento de trabajo anteriormente enseñada.

Toda la información y los resultados emanados de los capítulos anteriores es utilizada enconformidad a normas y consideraciones especificas del caso para generar una alternativaque de una solución real que la empresa sea capaz de llevar a cabo tanto en los plazosestablecidos por un plan de trabajo entregados en la Carta Gantt como en los costosdetallados en el estudio económico.

SECCIÓN 5.2

Alternativas de diseño

Para llevar a cabo la construcción es necesario generar la ingeniería básica y de detallesdel proyecto. Las ubicaciones, la disposición y los mismos equipos vienen dados por loanteriormente discutido en esta memoria sin embargo existen múltiples formas de llevara cabo el proyecto dadas las exigencias y los recursos existentes tales como los equiposseleccionados para utilizar, su disposición y el espacio del terreno disponible. Es por elloque a continuación se presentan dos alternativas exponiendo cada una sus ventajas ydesventajas.

5.2.1. Situación Original

Como fue mencionado en el Capítulo 1.3, la subestación consta de 4 transformadoresde 50 MVA con un patio abierto en media tenisón y dos juegos de celdas dentro deedificaciones de protección. La figura 5.1 muestra esta situación:

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Capítulo 5. Especificaciones del proyecto Sección 5.2. Alternativas de diseño

Figura 5.1: Plano de planta original de la situación actual

5.2.2. Alternativa 1 de ubicaciones

Lo que propone esta alternativa es mantener relativamente en sus posiciones a los 4transformadores de poder y las celdas en MT 1 y 2 y desarmar el patio abierto deMT actual para reemplazarlo por dos juegos de celdas para los transformadores 3 y 4.Las modificaciones pueden ser vistas dentro de las nubes de revisión azules de la figura 5.2

Una ventaja de esta alternativa es que mantiene la configuración actual de la subestación

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sin entrar en tantos cambios relativos a extensión de la malla de puesta a tierra ypreparación del terreno así como una extensión de la barra de alta tensión hacia el surpor lo tanto, puede decirse que esta alternativa conserva aspectos importantes de lasubestación actual como marcos de línea, malla, ubicación de la barra de alta tensión, etc.Una desventaja es que esta alternativa deja de manera mas crítica las distancias eléctricaspor ejemplo, entre los transformadores de poder y los juegos de celdas.

Figura 5.2: Plano de planta de la alternativa 2 propuesta

5.2.3. Alternativa 2 de ubicaciones

La segunda alternativa propone mantener las posiciones de los transformadores 1 y 2 aligual que las posiciones de las celdas en MT. No obstante, trasladar hacia el sur-oeste laposición del transformador 4 y su celda en MT asociada de manera de dejar más espacio

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para el transformador 3 cuya posiciones trasladada levemente hacia el norte y las nuevasceldas para dicho transformador. Las modificaciones pueden ser vistas dentro de las nubesde revisión azules de la figura 5.3.

Figura 5.3: Plano de planta de la alternativa 1 propuesta

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La ventaja que esto conlleva es que los transformadores quedan más separados evitandolos riesgos ante incendios y además haciendo menos crítico el cumplimiento de lasdistancias eléctricas, no obstante, una desventaja es que esto implica una extensión haciael sur de la barra de alta tensión con todo lo que eso implica(preparación del terreno,excavaciones, malla de puesta tierra, etc).

5.2.4. Alternativa seleccionada

La alternativa seleccionada corresponde a la alternativa 2 ya que en parte conserva elespacio actual en las posiciones de los transformadores 1 y 2 y extiende el patio de altatensión para generar mas espacio para las nuevas instalaciones.

La alternativa 1 implica mantener las ubicaciones de los transformadores lo quegenera espacios mas reducidos obligando a construir muros cortafuego no solo entretransformadores y celdas sino tambien entre transformadores. Si ademas se suma quees necesario contemplar los juegos de celdas y probablemente una solución para elruido (pantallas acusticas o radiadores separados y confinados en aislación acustica) serequerira de espacio extra que solo puede brindar la alternativa 2. En virtud del espeacioque aporta, se selecciona la alternativa 2, sin embargo, una desventaja presente es que laconstrucción de una extensión de la barra en alta tensión eleva aun mas los costos finalesdel proyecto.

Las modificaciones a las canalizaciones y fundaciones son muy similares y necesariaspara ambas alternativas por lo que no fueron contempladas con un rol clave en la decisión.

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Capítulo 5. Especificaciones del proyecto Sección 5.3. Diseño de la alternativa seleccionada

SECCIÓN 5.3

Diseño de la alternativa seleccionada

Esta sección está enfocada al desarrollo de la alternativa seleccionada mostrando losprincipales planos relacionados a la la nueva subestación.

Los diferentes planos pueden ser encontrados en los anexos en el siguiente orden:

5.3.1. Ubicaciones en general (Planta)

Plano se incluye en el archivo adjunto del ANEXO F.2.

5.3.2. Conexión celdas


5.3.3. Fundaciones


5.3.4. Canalizaciones


5.3.5. Muros corta fuego


5.3.6. Diagrama Unilineal


5.3.7. Malla de puesta a tierra


Para visualizar los planos con mayor detalle, se suguiere acceder a los archivos en formato.dwg adjuntos al disco de este trabajo de título.

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Capítulo 5. Especificaciones del proyecto Sección 5.4. Malla de puesta a tierra

SECCIÓN 5.4

Malla de puesta a tierra

Un aspecto fundamental en la protección contra sobre tensiones y altas corrientesproducidas en las fallas de las subestaciones, es disponer de una red de tierras adecuadaa la cual se conectan los neutros de los equipos, los pararrayos, los cables de guarda,las estructuras metálicas, transformadores y todas aquellas partes que deben estar a unpotencial de referencia asignándole el valor cero, en este caso el de la tierra. La red detierra proporciona un circuito de baja impedancia para la circulación de corrientes defallas o actuación de algún pararrayos. También evita que al circular las corrientes segeneren diferencias de potencial peligrosas al personal y facilita la eliminación de fallasen el sistema, otorgando mayor confiabilidad y seguridad a este.

Para la expansión de la subestación Vitacura es necesario verificar que actualmente estecumpliendo lo anteriormente mencionado y ver si es que con las modificaciones a lamalla más el aumento de las corrientes de cortocircuito, el sistema sigue cumpliendo lanormativa y mas aún si sigue siendo seguro.

El sistema de puesta a tierra es evaluado, modificado y diseñado con base a la normaIEEE 80-2000 [27] , para dicho cálculo no se considera la influencia de los cables deguardia de las líneas de llegada a la subestación para el cálculo del valor de la resistenciade puesta a tierra.

La simulación llevada a cabo para encontrar los resultados mostrados en este capitulo esposible encontrarla en archivo .XML bajo el nombre "Simulación del sistema de puesta atierra" disponible en el disco adjunto a este trabajo de título.

5.4.1. Consideraciones para el diseño y cálculo de la malla de puesta a tierra

A continuación se presenta una descripción de los criterios utilizados para el diseño delsistema de puesta a tierra (SPT). Básicamente se considera:

1. IEEE- 80 : Utilización del algoritmo propuesto por la norma con el fin de limitar losgradientes de potencial de tierra a niveles de tensión y corrientes seguros para laspersonas y de los equipos bajo condiciones normales y de falla.

2. Criterio ENEL S.A.: Las medida de resistividad por métodos Schulmbrger o Wener(multicapas) deben ser reducidos por el método Burgdoff-Yakobs a dos capasequivalentes una superficial y otra de espesor infinito que contempla el resto delas capas (Criterios diseño de subestaciones Chilectra Jun-11)

3. Criterio ENEL S.A.: Los potenciales de contacto, dentro de la subestación, debenser mitigados extendiendo la zona de la malla, a lo menos un metro por fuera decualquier equipo conectado a ella (Criterios diseño de subestaciones Chilectra Jun-11)

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4. Criterio ENEL S.A.: se debe extender la capa de gravilla a por lo menos un metrohacia afuera a partir del perímetro de la malla de puesta a tierra como muestra lafigura 5.4.

Figura 5.4: Requerimientos de malla de puesta a tierra para ENEL S.A.

5. Estudio de corto circuito para S/E Vitacura. Se elige el peor caso con la corriente máselevada entre los cortocircuitos monofásicos y trifásicos tanto en el lado de alta comoen media tensión. Para este caso la mayor corriente de cortocircuito corresponde ala trifásica en 110 [kV] con un valor actual de 26, 5 [kA], sin embargo este valor esproyectado por la empresa hasta los 30, 9 [kA] considerando la eventual puesta enmarcha del proyecto Alto Maipo. El desarrollo considera este último valor.

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5.4.2. Situación y evaluación de la malla de puesta a tierra actual

En la actualidad la malla cumple con los requisitos de extensión de la misma dados porENEL S.A..

Figura 5.5: Plano de conductores de puesta a tierra

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Luego de identificadas las dimensiones, tipo de conductor y topología de la mallade puesta a tierra actual, es necesario evaluar en que situación se encuentra desde elpunto de vista de su diseño y su capacidad para cumplir los estrictos estándares impuestos.

Para ello se debe simular una inyección de corriente de cortocircuito actualizada.Utilizando el Software ASPIX (conforme a la norma [27] ) es posible modelar la mallaactual y verificar su comportamiento de la malla frente a las corrientes de cortocircuitomas altas proyectadas para esta subestación. El modelo es el de la figura 5.6. Losparámetros de entrada al modelo que requiere el software (y que son los exigidos por[27]) se resumen en la tabla 5.1.

Parámetros entrada al modelo

Resistividad capa superior 200[Ω ·m]

Resistividad capa inferior 500[Ω ·m]

Espesor capa superior 2[m]

Material capa superficial Grava

Resistividad capa superficial 1000[Ω ·m]

Espesor capa superficial 0, 2[m]

Duración de la falla 0, 4[s]

Corriente máxima 30, 9[kA]

Profundidad del Conductor 0, 5 [m]

Conductor AWG 4/0

Tabla 5.1: Parámetros de entrada al modelo

Posteriormente se traza un modelo en el software que respeta las mismas dimensiones yformas de la malla así como el diámetro de su conductor.

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La siguiente figura muestra el modelo realizado:

Figura 5.6: Modelo malla de puesta a tierra actual

Los resultados dicen que las tensiones máximas tolerables para una persona de 70 [kg]son 518 [V] para contacto y 1407 [V] para paso. Las distribuciones generales de potencialcontacto se muestran en la figura 5.7 mientras que las distribuciones generales depotencial de paso son mostradas en la figura 5.8:

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Figura 5.7: Distribuciones de potencial de contacto

Figura 5.8: Distribuciones de potencial de paso

Por lo tanto, puede decirse que en la actualidad la malla esta bien diseñada y cumple lanorma no presentando potenciales de riesgo para los seres humanos durante una falla.

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5.4.3. Malla de puesta a tierra proyectada

La malla proyectada implica apertura y desmontaje de la misma en las zonas dondese construirán las nuevas fundaciones para los transformadores de 100 [MVA] y lasfundaciones para las celdas en media tensión además implica una expansión delenmallado hacia el sur oeste en 35 [m]. La malla es modelada bajo esta condición tal comolo señalan las figuras 5.9 y 5.10. Los parámetros de entrada al modelo son los mismos yamostrados en la tabla 5.1.

Figura 5.9: Malla modelada con espacios para nuevas fundaciones. Ampliación incluida

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Figura 5.10: Malla modelada con espacios para nuevas fundaciones y ampliación incluida en 3 dimensiones

Los resultados dicen que las tensiones tolerables entregadas por la simulación dicenque para una persona de 70 [kg] la tensión máxima de contacto es de 565 [V], mientrasque la tensión máxima de paso es de 1519 [V]. Estas tensiones son determinados paracada caso especifico y de ninguna forma corresponden a valores predefinidos por la norma.

Es posible notar que las tensiones máximas tolerables obtenidas para la malla proyectadason un poco mayores a las de la malla actual ya analizada en el punto 5.4.2. Sin embargo,esto no significa que la malla proyectada este en peores condiciones que la actual yaque la norma solo exige que en las inmediaciones donde se extiende la malla todos lospotenciales deben ser menores a los máximos tolerables y este punto es avalado por lassiguientes figuras que representan las distribuciones de potencial de contacto y de pasoen la totalidad de dicha zona.

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Figura 5.11: Distribuciones de tensiones de contacto de la malla proyectada

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Figura 5.12: Distribuciones de tensiones de paso de la malla proyectada

De las figuras 5.11 y 5.12 se aprecia que pese a desmontar algunos conductores de lamalla, en especial para para generar espacio para las nuevas fundaciones de los juegos

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de celdas 3 y transformadores 1, 2, y 3, la malla sigue cumpliendo con la norma ya quepresenta tensiones menores a las máximas tolerables. Respecto a la proyección del nuevotramo de malla al sur-oeste de la subestación (aproximadamente por sobre los 80 [m] enla parte superior de las figuras) se puede decir que cumple plenamente con la norma y norequiere de refuerzos adicionales.

Para tener una mejor visualización de las distribuciones de potencial, se ha acotado el areade simulación de manera de generar un corte que permita ver el interior de las curvastridimensionales mostradas en las figuras 5.13 y5.13:

Figura 5.13: Distribución de potenciales de contacto en la malla proyectada 3D

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Figura 5.14: Distribución de potenciales de paso en la malla proyectada 3D

Los parámetros de salida finales del las modificaciones propuestas son:

Parámetro especificación

GPR en falla 83621 [V ]

Resistencia de puesta a tierra 2, 7 [Ω]

Tensión de paso tolerable persona de 70 kg 565 [V ]

Tensión de paso tolerable persona de 50 kg 418 [V ]

Tensión de contacto tolerable persona de 70 kg 1519 [V ]

Tensión de contacto tolerable persona de 50 kg 1122 [V ]

Tabla 5.2: Resultados entregados por el modelo

Dados los valores de tensiones máximos de paso y contacto tolerables según la norma[27], la malla propuesta cumple satisfactoriamente las exigencias de la norma y laempresa a lo largo de toda su extensión.

Se recomienda a ENEL S.A. incorporar refuerzos a la malla de puesta a tierra cuando serealice la expansión. Como la zona actual (futura zona norte de la malla proyectada) lamalla de la subestación será básicamente la misma salvo que le serán retirados algunosconductores para generar espacios a fundaciones, se propone realizar los refuerzos en esosmismos sectores cercanos a las fundaciones por medio de varillas de 1, 5 [m] de longitud

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Capítulo 5. Especificaciones del proyecto Sección 5.5. Obras Civiles

enterradas y conectadas al resto de la malla con uniones termo-soldadas de conductoresdesnudos de cobre estañado de 120 [mm2] (requerimiento de la empresa).

SECCIÓN 5.5

Obras Civiles

Es necesario desarrollar la alternativa seleccionada por medio de una estrategiaconstructiva que garantice el suministro de energía a la demanda.

El respaldo respaldo de demanda viene dado particularmente por las subestacionesApoquindo y Alonso de Córdoba por lo que es necesario establecer claramente suscondiciones actuales y futuras de estas así como la evolución de la demanda de la zonade influencia común.

5.5.1. Rol de Subestaciones aledañas y de la demanda en la construcción

Las condiciones actuales y futuras de las subestaciones Apoquindo y Alonso de Córdobason detalladas en las figuras 5.3 y 5.4:

Apoquindo

Situación actual Situación futura (2020)

3 Transformadores de 50 [MVA]

1 Transformador de 22, 4 [MVA]Reemplazo del transformador de 22, 4 [MVA] por uno de 50 [MVA]

3 Juegos de celdas en 12 [kV] Instalacion de un cuarto juego de celdas

Existen 19 alimentadores32 alimentadores

(posible direccionar solo 5)

Tabla 5.3: Situación actual y futura de subestación Apoquindo

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Alonso de Córdoba

Situación actual Situación futura

3 Transformadores de 50 [MVA]

1 Transformador de 220 [MVA]

Reemplazo del transformador de 20

[MVA] por uno de 50 [MVA]

3 Juegos de celdas en 12 [kV ] Instalacion de un cuarto juego de celdas

Existen 19 alimentadores

32 alimentadores

(En distribucion es factible construir tuneles

hasta Av. El Golf con capacidad de

hasta 13 alimentadores para direccionar)

Tabla 5.4: Situación actual y futura de subestación Alonso de Córdoba

La suma total de alimentadores disponibles para direccionar a la zona de influencia comúnes 13, lo que representa un total de 108 [MVA] con un factor de utilización del 75 %, quees la potencia adicional máxima capaz de suministrar el conjunto de subestaciones.

La proyección de la demanda en la zona de influencia común dice que se mantienecreciendo linealmente a una taza constante de 3, 4 % anual a partir del año 2016. Si aello se suma la demanda máxima que es posible suministrar considerando los planes deexpansión, se llega a una capacidad de dar suministro a 582 [MVA] cosa que ocurre en elaño 2024. Esto puede verse claramente en la figura 5.15:

Figura 5.15: Proyección de la demanda de la zona de influencia común

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Considerando que para respaldar el cambio de un transformador en Vitacura se requierea lo menos 50 [MVA] y que esto demoraría en torno a un año, la fecha límite para llevara cabo la primera etapa del proyecto es el año 2023 sin tener que recurrir a solucionesalternativas como por ejemplo subestaciones móviles.

5.5.2. Canalizaciones

Para realizar el posicionamiento de los conductores de media tensión (MT), es precisollevar a cabo una obra civil que contemple la excavación a una profundidad tal queno afecte la malla de puesta a tierra u otros elementos, pero que a su vez sea losuficientemente espaciosa para instalar una canalización de hormigón armado queotorgue las condiciones de seguridad y de espacio a los conductores que entran y salendesde las celdas de los transformadores 3 y 4 hacia los transformadores 1 y 2 de modo queentre todos ellos conformoen un anillo en media tensión mediante posiciones acopladorasincorporadas en las mismas celdas.

La posición general de las canalizaciones de la alternativa selecionada se muestra en leplano que se encuentra en el ANEXO F.3.Los túneles corresponden a una estructura rectangular subterránea de hormigón armado,que permite la instalación simultánea de una gran cantidad de cables en media tensióny el tránsito seguro de personas entre éstos. Son los utilizados para direcionar losalimentadores de las nuevos juegos de celdas 3 y 4 hasta las camaras de inspección. Susdimensiones son de 1, 1[m] de ancho y 2, 1[m] de profundida. Esto es un requerimiento dela empresa y además es un espacio en el que caben aproximadamente 16 alimentadores.El material es hormigón armado con fierro.

Figura 5.16: Perfil canalización tipo foso a utilizar

5.5.2.0.1. Consideraciones:

1. Los cables de poder se instalarán sobre soportes metálicos (unistrut) adosados almuro, con una terna de cables en cada soporte.

2. Debe considerarse ventilación natural en los túneles.

3. Deben tener vías de escape con señalización.

4. Debe considerarse iluminación adecuada.

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5. Debe considerar instalación de detectores de humo.

6. Debe embocar en una cámara ubicada al interior de la S/E con al menos 4 bancosde ductos.

7. no se deben permitir ángulos, sino que deben realizarse curvas con un radio de 80[cm] o más.

8. El diseño debe considerar evitar el cruce de cables.

9. Se deberá considerar la construcción de drenajes y pendiente de la superficie paraevitar la acumulación de agua.

5.5.3. Foso separador agua-aceite

Es necesario construir foso separador del agua y aceite en una zona mas retirada delresto de la subestación pero con acceso. Constitutivamente debe ser una fosa de derrameshecha de hormigón y con una terminación ligeramente superior al nivel del suelo . La fosaestá llena hasta nivel de piso con grava que sirve para disminuir el peligro de incendio encaso de derrame. El piso debe tener una pendiente tal que permita el desalojo del agua odel aceite.

En la parte más baja de la fosa de derrames se coloca un tubo de drenaje de diámetrosuficiente para que no se tape con facilidad, y evitar su mantenimiento. El otro extremodel tubo entra a la fosa contenedora del agua y/o el aceite como se muestra en la figura5.17:

Figura 5.17: Foso separador agua-aceite en esquema.

La fosa contenedora puede estar hecha de cualquier material impermeable pero convolumen suficiente para contener todo el aceite que aun a futuro se pueda derramar quecorresponde a la capacidad de aceite de un transformador de los proyectados, es decir deunos 34 [m3] . Para ir separando el aceite del agua debe existir un tubo en codo tal comomuestra la figura 5.17 partiendo desde muy cerca del fondo (20cm ) y su desembocaduradebe estar a un nivel superior al calculado que alcanzaría el aceite solo (para evitarderramar aceite). Esta fosa tendrá una tapa para mantenimiento, y para recoger el aceiteen caso de algún derrame.

5.5.4. Muros cortafuego

La protección contra incendios es la mejor manera de garantizar la seguridad de losoperadores, el suministro de energía a los clientes e ingresos y activos de la empresa.

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En zonas donde se dispone de terreno suficiente a bajo costo la solución mas económicay eficaz es la separación por distancia sin embargo en este caso debido a los reducidosespacios se debe recurrir a la construcción de muros cortafuego.

Como se indicó en el punto 3.4.9 del cápítulo 3, los requerimientos de muros cortafuegosestan condicionados por las distancias de separación entre transformadores o entretransformadores y otras construcciones. Las normas IEEE Std 979-1994 (pág. 9) yANSI/NFPA 850-1992 [B31] dictan que la distancia mínima entre transformadoresde mas de 333[kV A] es de 9, 1[m] y entre un transformador y cualquier otro tipo deinstalación es de 6[m]. De no cumplirse dichas distancias debe construirse un murocortafuego categoría F120 lo que significa que debe resistir al menos 120 minutos alfuego sin colapsar.

La alternativa por la que se ha inclinado desarrollar este trabajo no genera problemasde distancias entre transformadores ya que éstas cumplen fácilmente la norma lo que sepuede verificar en la figura 5.18 (o bien en el plano de muros cortafuegos en formato.dwg que se encuentra en el disco que acompaña a este trabajo de título). Sin embargo,entre todos los transformadores y las edificaciones de sus respectivos juegos de celdas lasdistancias son menores a 6[m] lo que implica la necesidad de invertir en muros cortafuego.

Las normas mencionadas exigen que la altura del muro cortafuego debe ser de al menos0, 30[m] por encima de la altura del depósito de aceite lleno del transformador y suconservador de aceite. El muro deberá extenderse por lo menos 0,6 m horizontalmentemás allá de la línea de visión entre todos los puntos de transformadores adyacentes(si es aplicable). La disposición y extensión longitudinal de los muros será de modo talque la distancia total que se extienda de cualquier forma bordeando no sea mayor a 9, 1[m]

Es necesario construir muros cortafuego entre todos los transformadores y sus celdas talcomo muestra la siguiente figura:

Figura 5.18: Muros cortafuegos entre transformadores y celdas (en azul).

Luego, para analizar un solo caso mas a detalle, se puede apreciar al transformador 3,

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donde todas las dinstancias que se pueden apreciar logran que se cumpla la norma. Notarque los muros cortafuego no pueden condicionar el trazado de las canalizaciones quesubyacen a estos ya que éstas deben respetar los radios de curvatura de los conductores ensu interior. Por lo tanto, las canalizaciones deben pasar lo suficientemente debajo del murode manera que no afecten su estabilidad estructural y que tampoco afecten el trazado dela malla de puesta a tierra.

Figura 5.19: Planta de distancias del muro cortafuego 3.

Por último, en el caso del transformador 3, la altura del muro de 6, 53[m] no afecta elpaso de la línea en alta tensión que pasa sobre él (en color rojo) ya que la distancia libreque resulta es de 4, 97[m] bastante superior a los 2, 03[m] de distancia mínima para partesflexibles entre fase y tierra anteriormente determinada en el capítulo 3.

Figura 5.20: Sección del muro cortafuego 3.

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5.5.5. Instalación de faenas

Para la ejecución y construcción del proyecto por parte de la empresa o bien de algúncontratista será necesario establecer instalación de faenas y deben ser los primeros enejecutarse en la etapa de construcción. Su propósito de ser un soporte físico de losoperarios y entregar comodidades básicas de alimentación y necesidades. También a darseguridad de equipos.Se utilizan contenedores ser rápido y fácil instalación, deben tenercerraduras con candados y estar electrificados con enchufes e iluminación.

Los contenedores deben ser al menos cuatro. Sus diferentes funciones y especificacionespueden encontrarse en el ANEXO D.

Para que las obras se lleven a cabo de acuerdo a las exigencias de la empresa es menesterque la instalación de faenas cumpla con los siguientes requisitos:

1. Electrificación:

La obra debe tener suministro de energía eléctrica para el uso de herramientas yde las instalaciones. En este caso es posible buscar una conexión eléctrica en losservicios auxiliares de la subestación en 380 [V].

2. Agua potable y desecho de aguas negras:

Es necesario proveer de una conexión a la red de agua potable. Para el desecho delagua utilizada deberá existir una conexión a la red de alcantarillado. Ambas redesdeben estar en una zona que no influya con la realización del proyecto y que seasegura para el funcionamiento de la subestación.

Las conexiones y canalizaciones de la red de agua potable deberán ser de PVC ycontar con llaves de paso para cortar el suministro en caso de rotura de una secciónde la red durante las faenas. De no existir acceso a la red potable deberá instalarseun estanque con agua. En cuanto al drenaje de aguas negras, deberá estar enterradoy canalizado con ductos de PVC.

3. Tratamiento de material residual de construcción:

Para el trato responsable con el medio ambiente es preciso recopilar, clasificar yalmacenar y desechar separadamente de la siguiente manera:

Residuos biodegradables, orgánicos y domésticos van a la basura normal de la S/E.

Residuos tóxicos o peligrosos como aceites o elementos impregnados en aceites deltransformador y combustibles, restos de pegamento o similar deben ser desechados

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acuerdo a la normativa medioambiental.

Desechos típicos de construcción ya sea cemento, junturas metálicas, fierros,maderas, plásticos, vidrios, deberán desechados ser por medio de alguna empresaespecializada según normativa medioambiental.

Para finalizar, se plantea la ubicación general de los contenedores en el entorno global dela subestación. Para un mejor flujo de entrada y salida del personal, se propone ubicarlos contenedores a un costado de la entrada y todos juntos para facilitar las labores. Elespacio a un costado del camino de acceso es suficiente para este efecto como se muestraa continuación dentro de las nubes azules de revisión:

Figura 5.21: Ubicación y disposicion de contenedores en instalación de faenas

Figura 5.22: Ubicación y disposicion de contenedores en instalación de faenas con acercamiento

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5.5.6. Diagrama secuencial de obras

Figura 5.23: Diagrama secuencial de la etapa 1

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5.5.7. Carta Gantt de obras

El plan de obras civiles y eléctricas así como su tiempo de duración son detallados en lacarta gantt del obras.

Es importante resaltar que este plan de obras contempla solo una etapa constructiva demanera genérica ya que aún no esta zanjado si las etapas de desarrollarán de maneraconsecutiva o existirán plazos intermedios.

Figura 5.27: Carta Gantt de obras

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Capítulo 5. Especificaciones del proyecto Sección 5.6. Estudio económico

SECCIÓN 5.6

Estudio económico

El objetivo de este punto es detallar en la mayor medida posible todos los costosrelacionados materiales y equipos a utilizar en la construcción del proyecto poniendoénfasis en aquellos mas relevantes para luego realizar un flujo de caja para justificarfinancieramente la ejecución del proyecto.

El nivel de detalle de los materiales equipos y gastos incluidos corresponde a la ingenieríabásica del proyecto. Algunas de las unidades y cantidades han sido cubicadas y estimadasde acuerdo a planos y dimensiones ya establecidas. Es importante resaltar que los costosestán asociados al proyecto completo, involucrando las cuatro etapas constructivas. Lacotización de los precios de los principales equipos fue otorgada por parte de la empresaENEL S.A. y no necesariamente representan valores exactos sino mas bien correspondena valores referenciales del mercado en la actualidad al igual que la mayoría de los costosrelacionados a la construcción en listados en las tablas que siguen a continuación.

El precio del dólar y euro utilizados es de 641 pesos/USD y 736 pesos/eurorespectivamente y son acorde al valor establecido del día martes 19 de junio de2018.

5.6.1. Costos en alta tensión

Equipo Características Precio unitario Cantidad Precio

Interruptor tripolar linea 1, 1 [kA] ,26, 5 [kA] 25.000 ε/un 2 $36.800.000

Interruptor tripolar transf. 0, 56 [kA] , 26, 5 [kA] 25.000 ε/un 4 $73.600.000

Desconectador trifsico linea 123 [kV], 1,1 [kA]-corte central 7.000 ε/un 4 $20.608.000

Desconectador trif asico 123 [kV], 1, 1 [kA] motorizado 7.000 ε/un 4 $20.608.000

Aislador AT pedestal 154 [kV] 834, 0USD/un 6 $3.317.652

Conductor F lint $3.013/m 200 $6.026.000

TOTAL : $157.959.652

Tabla 5.5: Costos en Patio de alta tensión.

5.6.2. Costos en media tensión

Equipo Características Precio unitario candidad Precio

Celdas moviles MT 23 [kV ] 500.000ε/un 4 $ 1.472.000.000

Cable Cu unipolar XLPE 25 [kV ]− 300 [mm2] 28, 4 USD/m 860 $15.655.784

TOTAL : $1.487.655.784

Tabla 5.6: Costos en media tensión

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5.6.3. Costos en transformadores de poder


Transformador 100 [MVA] CHINT 1.100.000 ε/un 4 $ 3.238.400.000

Transf. Monofsico corriente 23 [kV ]− 600/5 A 6.480 USD/un 4 $16.614.720

Transf. Monofsico corriente 110 [kV ]− 600/5 A 13.980 USD/un 4 $ 35.844.720

TOTAL :$3.290.859.440

Tabla 5.7: Costos asociados a los transformadores de poder

5.6.4. Costos en malla de puesta a tierra


Cable de Cu desnudo flexible 2/0 AWG 6, 4 USD/m 405 $ 1.661.472

Soldadura termofusion en cruz 4/0 AWG a 4/0 AWG 18, 6 USD/un 12 $ 143.071

Soldadura termofusion en ′′T ′′ 2/0 AWG a 4/0 AWG 18, 6 USD/un 12 $ 143.071

Soldadura malla− estrc. 4/0 AWG a acero 12 USD/un 10 $76.920

TOTAL : 2.024.534

Tabla 5.8: Costos en materiales de malla de puesta a tierra

5.6.5. Costos en Obras civiles: estructuras de celosía, excavaciones,fundaciones y canalizaciones

Material Características Precio unitario Cantidad Precio

Estructura liviana soporte de equipos 0, 5 USD/Kg 2000 $ 641.000

Armado de estructuras liviana soporte de equipos 1.238 USD/ton 2 $1.587.116

Hormigon H25 elaborado 79 USD/m3 30 $ 1.519.170

Moldaje metalico 24 USD/m2 60 $ 923.040

Relleno Compactado 19 USD/m3 25 $ 304.475

Canalizaciones soportes, escalerilla y riel 402 USD/m 30 $ 7.730.460

Excavaciones terreno normal 93 USD/m3 30 $ 1.788.390

TOTAL : $ 12.906.535

Tabla 5.9: Costos en materiales de ductos, fundaciones y canalizaciones

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5.6.6. Costos en instalación de faenas


Instalacion faenas contenedores $ 790.817/mes 18 $ 14.234.706

Interruptor termo magnetico 3x80 A $ 35.742/un 1 $ 35.742

Interruptor automatico monopolar 25 A $ 2.178/un 4 $ 8.712

Ducto PV C conduit 32 mm $253/m 150 $37.950

Caja metalica interruptores - $ 19.477/un 450 $114.750

Luminaria 400W C/Base $93.318/un 3 $297.954

TOTAL : 14.749.291

Tabla 5.10: Costos Instalación de faenas.

5.6.7. Costos en transporte


Transporte terrestre Celdas MT $250.000/un 4 $1.000.000

Transporte terrestre Transformador $2.000.000/un 4 $8.000.000

Transporte terrestre V arios $ 250.000/un 4 $ 1.000.000

TOTAL :10.000.000

Tabla 5.11: Costos en transporte.

5.6.8. Costos en personal

Los costos en personal están asociados a la incorporación de personal extra de formaexclusiva para el proyecto. No se incluyen costos relacionados a ingenieros ni profesionalesdel área (Jefe de proyecto, especialista senior, profesional junior, técnicos electricistas,etc) debido a que se asume que estos forman parte del contingente de planta de laempresa y sus costos ya están considerados por la misma independientemente de que selleve a cabo el proyecto o no.

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Area Características Precio unitario Tiempo requerido Cantidad Precio

Construccion T ografo 25 USD/hora 50 [hrs] 1 $801.250

Construccion Ayudante Topografo 12 USD/hora 50 [hrs] 1 $ 384.600

Construccion Especialista Senior (Nivel B) 38 USD/hora 160 [hrs] 1 $ 3.897.280

Construccion Responsable Ensayos 31 USD/hora 80 [hrs] 1 $1.589.680

Construccion Capataz 16 USD/hora 1000 [hrs] 1 $ 10.256.000

Construccion Operador tendido elec. 19 USD/hora 150 [hrs] 3 $5.480.550

Construccion Maestro Primero 14 USD/hora 600 [hrs] 1 $ 5.384.400

Construccion Oficial soldador 12 USD/hora 400 [hrs] 1 $ 3.288.480

Construccion Oficial gruista 18 USD/hora 300 [hrs] 1 $3.461.400

Construccion Maestro Segundo 13 USD/hora 300 [hrs] 4 $ 9.999.600

Construccion Ayudante 5 USD/hora 800 [hrs] 4 $10.256.000

Construccion Chofer 6 USD/hora 1000 [hrs] 1 $3.846.000

TOTAL : 58.645.240

Tabla 5.12: Costos en personal

Finalmente la suma total de todos los costos considerados y mostrados en el presenteapartado dan el costo total del proyecto con el valor de la divisa del 19 de junio de 2018.El monto asciende a:

Costo final a invertir $ 5.034.800.476.-

Que corresponde al valor de la inversión a utilizar en el flujo financiero.

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5.6.9. Análisis financiero

Para el cálculo del ingreso se utilizó la siguiente relación:

Precio usuario final = Precio nudo + VAD + cargo único uso del sistema troncal (5.1)

El precio de nudo y cargo único uso del sistema troncal no se consideran en el flujo decaja ya que son flujos de dinero que son neteados en el flujo de caja final de la empresa.Por su parte, el VAD o valor agregado de distribución, es fijado cada cuatro años porel Ministerio de Energía, previo Informe Técnico de la CNE y corresponde básicamenteun costo medio que incorpora todos los costos de inversión y funcionamiento de unaempresa de distribución modelo o teórica operando en el país, eficiente en la política deinversiones y en su gestión, de modo que el VAD no reconoce necesariamente los costosefectivamente incurridos por las empresas distribuidoras pero es el valor mas acertadopara involucrar como ingresos para el flujo financiero. Para el período actual (2017-2020),el VAD corresponde a:

Figura 5.28: Valor agregado de distribución para Chilectra (Enel) en e período actual. Fuente: www.cne.cl,tarificación

Los costos anuales de inversión se calculan considerando el Valor Nuevo de Reemplazo(VNR) de las instalaciones adaptadas a la demanda, su vida útil y una tasa de actualizaciónigual al 10 % real anual. Para este análisis se considera un VAD teórico equivalente a81, 14 [m$/kW ] (miles de $ / kW) bajo la clasificación de Enel como zona de distribuciónUrbana típica 1.

Las consideraciones tomadas para realizar se enumeran a continuación:

1. Los ingresos fueron conceptualizados como todas las entradas extra de dinerogeneradas por una mejora realizada a la instalación. Es decir, se valorizan todos losaumentos anuales de demnada en un horizonte de 50 años respecto a la demandaen el año 0, donde aun no están operativas dichas mejoras.

2. La demanda se mantiene en un constante alza lineal según las proyecciones actuales(0,034 %).

3. El VAD teórico se mantiene constante.

4. Existe un impuesto a la renta constante (17 %).

5. El costo de operación y mantenimiento anual (COMA) representa un 0,25 % de lainversión inicial.

6. El factor de potencia es constante e igual a 0, 93 inductivo.

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El primer flujo de caja es llamado Flujo de caja real (ver figura 5.29) porque el VANobtenido allí es el real y no posee ningún tipo de restricciones. La demanda consideradapara este flujo es la demanda media anual de día laboral que hoy en día existe en Vitacuraque son 74 MVA de acuerdo a datos aportados por el coordinador eléctrico nacional[21]. Esta es la demanda para el año 0 y a continuación aumenta linealmente de acuerdoa las proyecciones de demanda. Esto no representa los valores peak de demanda enalgunos períodos.

Como el VAN resulta ser mayor a cero con un valor de $13.200.265.575, es posiblerecuperar la inversión, obtener la rentabilidad presupuestada y ademas una gananciaextra igual al monto del VAN. Por lo tanto se justifica financieramente la elaboración delproyecto.

En segundo lugar se desarrolló el flujo llamado Flujo de caja con VAN igual a cero que seencuentra en la figura 5.30. El nombre del flujo hace referencia a que en él se fuerza aque el VAN sea cero para analizar la situación límite en la toma de desociones, donde lasventas de energía no necesariamente correspondan a las de demanda media de un díalaboral. Para ellos se realiza un analisis de sensibilidad, determinando que la potenciainicial en el año cero debe se de un valor en torno a los 32 MVA. Ese valor es menos dela mitad de la demanda media presupuestada en un día laboral por lo que sustenta aúnmas la justificación del proyecto.

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Figura 5.29: Flujo de caja real del proyecto

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Figura 5.30: Flujo de caja del proyecto con VAN igual a cero

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CAPÍTULO 6

CONCLUSIONES

1. Para llevar a cabo un proyecto de tal importancia, es totalmente necesariocontemplar la utilización de transformadores de poder con cambiadores taps bajocarga. También su conexión debe ser delta-estrella.

2. Es necesario tomar medidas respecto al ruido, ya sea la utilización detransformadores de menor capacidad pero con refrigeración forzada y confinadapara mitigar el ruido de los ventiladores, solicitar un transformador actual massilencioso o incluir paneles acústicos para mitigar el ruido. Estas tres solucionesadmiten posibles combinaciones entre si .

3. Realizar un cambio del nivel de tensión en distribución (a 23 kV ) en una zonaconsolidada en 12 kV crea una isla de tensión que impide el apoyo de subestacionesaledañas en caso de fallas en Vitacura por lo que los transformadores de 100 MVA

deberán respaldarse entre si (por distribución) lo que implica que deberánresguardar parte importante de su capacidad nominal para respaldos pudiendoutilizar un factor de carga no superior al 75 % situación que además se extiende alos alimentadores en distribución, los que deberán reducir su factor de utilización.

4. Se observa que para los casos de contingencia analizados en el estudiocorrespondiente, dados los respaldos de demanda propuestos para cada etapaocurren sobrecargas en las líneas Tap Apoquindo - Apoquindo y Tap A. Córdoba- A. Córdoba alcanzando en un caso el 120 % por lo que se recomienda realizaruna revisión de los planes de expansión de la transmisión zonal considerando lasfuturas expansiones de subestaciones Alonso de córdoba, Apoquindo y Vitacurabajo la consideración de contingencias críticas. Como alternativa, se debe evaluarla adquisición de otra subestación móvil o una de mayor capacidad a la actual (de22, 4/MV A).

5. La expansión de Vitacura depende de las expansiones de Alonso de Córdoba yApoquindo. El proyecto asume que se entregarán los permisos para obras quedireccionarán alimentadores desde Alonso de Córdoba.

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Capítulo 6. Conclusiones

6. Considerando que para respaldar el cambio de un transformador en Vitacura serequiere a lo menos 50 MVA y que esto demoraría en torno a un año , la fechalímite para llevar a cabo la primera etapa del proyecto es el año 2023.

7. Se plantea una construcción desarrollada en cuatro etapas. Cada etapa asociada alcambio de un transformador de poder a la vez, su respaldo estratégico y todo loque ello implica. Las fechas de ejecución de las etapas 3 y 4 serán determinadas porla empresa sin embargo, luego de la construcción de la primera etapa, la segundadebe ser lo mas pronto posible para generar un respaldo de potencia lo que implicaun mínimo de dos transformadores realmente cambiados.

8. El plan de obras y las maniobras necesarias están detallados en diagramas para cadaetapa. Una parte importante es desarrollar la instalación de faenas con espaciosespecialmente dedicados a trabajadores y materiales.La carta Gantt de obras señalalos tiempos de duración de las actividades y su tiempo de inicio. La carta Gantt esuna propuesta genérica para una etapa en particular ya que no existe seguridad deque las etapas sean inmediatamente sucesivas.

9. De la coordinación de aislamiento se determinan, corrigen y normalizan lastensiones de soportabilidad a frecuencia industrial, impulso de frente lento(maniobras) e impulso de frente rápido (descarga atmosférica) para equipos deentrada y el resto de los equipos en tensiones fase-tierra y fase-fase. Según lanormativa y los resultados obtenidos se concluye que el BIL para utilizar en loscálculos involucrados debe ser de al menos 650 kV lo que tiene un impacto en lasespecificaciones a exigir a los equipos de la instalación.

10. Mediante una simulación se comprueba el correcto funcionamiento de un pararrayospropuesto. Se recomienda utilizarlo como equipo de entrada a la subestación enalta tensión de manera de proteger de mejor manera todos los equipos incluyendoa los transformadores de poder. En caso de incorporarlos en los transformadoresde poder, especificar un estándar básico no inferior al simulado en este trabajo,es decir, tensión residual a impulso de maniobra de 190 [kV] y tensión residual aimpulso atmosférico de 221 [kV].

11. Solicitar celdas en media tensión para 23 kV para explotar la potencia de untransformador de 100 MVA con 8 alimentadores con 16 MVA. Las celdas debenincorporar barra principal y auxiliar y según los cálculos deben tener una secciónmínima de 1516 mm2 para garantizar una correcta operación con al menos 2, 51 kAen régimen nominal.

12. Se recomienda a ENEL S.A. seguir la alternativa 2 de ubicación y conexiones de lostransformadores de poder y ubicaciones y conexiones de celdas en media tensión. Se

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Capítulo 6. Conclusiones

deben aprovechar las ubicaciones actuales de los transformadores 1 y 2 realizandola demolición de las fundaciones y construcción de las nuevas fundaciones. Para lostransformadores 3 y 4 existen nuevas ubicaciones. Para generar mas espacio para lasobras y ubicaciones en general, se proyecta expandir el patio de alta tensión por suextremo sur-oeste. Por otro lado se debe desarmar el patio de media tensión realizarlas respectivas demoliciones y construir fundaciones para las celdas de distribuciónen media tensión. Adicionalmente a lo anterior se recomienda la incorporaciónde muros cortafuego entre los transformadores sus respectivas celdas debido a ladistancia reducida entre estos y el peligro que significa un posible incendio.

13. Se mantiene la configuración actual de la subestación ya que esta permite utilizar ladistribución actual de la subestación aprovechando lo mas posible las instalacionesactuales. Se mantienen las posiciones acopladoras en media tensión pero ahoraentre celdas de manera de formar un anillo en media tensión que garantiza mayorconfiabilidad de operación y un mejor aprovechamiento de los recursos.

14. Para llevar a cabo la incorporación de nuevas fundaciones es necesario modificar lamalla de puesta a tierra según el modelo de la solución propuesta. Para ello se deberecortar la malla en zonas especificas y expandirla en aproximadamente 35 [m]hacia el sur. Se verifica que bajo esta condición la malla si cumple con la normativay presenta tensiones de paso y contacto aceptables para garantizar la seguridad deequipos y principalmente de las personas.

15. Las distancias resultantes en el diseño propuesto obligan a construir muroscortafuego entre cada transformador y su respectivo juego de celdas lo que permiteasegurar los transformadores. Sin embargo, esto implica complicaciones y cuidadosadicionales por ejemplo con canalizaciones.

16. EL conductor de barra en 110 kV es propuesto como uno tipo Flint ya que estesatisface las exigencias nominales, de corto circuito, efecto corona y térmicos a losque estará expuesto. Por su parte el conductor de barra y 23 kV es propuesto comouno tipo XLPE/PVC para 25 kV y de una sección de 253 mm. Las salidas en MT delos transformadores de poder y los acoplamientos entre celdas estarán compuestospor 9 conductores de los mencionados para satisfacer exigencias de cortocircuito ynominales.

17. La cadena de aisladores en el lado de 110 kV fue determinada mediante dosmétodos siendo el resultado de ambas el de 8 aisladores según el modelo propuesto.

18. Las distancias eléctricas fueron determinadas en base a normativas internacionalesy las características propias de la subestación. Representan el marco que guía

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Conclusiones

el diseño de ubicaciones, alturas y distancias de seguridad para personas y lasinstalaciones. Representan una especificación mas clara y exacta de lo señalando enlos planos.

19. Como parte del desarrollo de la solución propuesta son presentados los principalesplanos de la ingeniería básica del proyecto de acuerdo a las distancias y normasexpuestas en esta memoria. Dentro de ellos es posible encontrar el plano general deplata, diagrama unilineal, plano de canalizaciones, conexiones de celdas, malla depuesta a tierra y plano de fundaciones.

20. Un estudio de contingencias estacionario permitió conocer el impacto de la nuevainstalación repotenciada para el sistema durante su construcción. De acuerdo a este,no existe peligro de incumplimiento de la norma técnica y de calidad de servicios encuanto a tensiones en barras y líneas del sistema especialmente en las instalacionescontiguas a la subestación Vitacura.

21. Los costos totales del proyecto son tabulados y detallados de acuerdo a patio de altatensión, media tensión, transformadores, celdas, etc. El monto total de inversióndel proyecto asciende a $5.034.800.476. Este valor considera las cuatro etapasconstructivas.

22. Un VAN = 0 permite recuperar la inversión y rentar a la tasa utilizada en elproyecto de 10 %. Sin embargo, considerando las proyecciones futuras para lademanda del sector se obtiene un VAN mayor que cero en la actualización de losflujos de un horizonte de 50 años a partir de la puesta en marcha. Esto permitetener una ganancia extra, recuperar la inversión y rentar a una tasa exigida por elinversionista superior a la tasa que posee el proyecto (10 %) lo que en definitivajustifica financieramente la expansión de la subestación Vitacura. Este análisis nocontempla costos relacionados a obras en distribución.

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REFERENCIAS

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125

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[27] I. 80, “Ieee 80 guide for safety in ac substation grounding,” , vol. , no. , p. , 2000, .

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PARTE II

ANEXOS.

127

ANEXO A

TRANSFORMADOR DE PODER

Figura A.1: Plano de configuración referencial de los transformadores de poder

Anexos

Figura A.2: Plano de configuración referencial de los transformadores de poder

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ANEXO B

COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO

SECCIÓN B.1

Sobretensiones de frente lento

Según el procedimiento descrito en la coordinación de aislamiento, la tensión Ue2 esobtenida a partir de:

Figura B.1: Esquema representado en la Fig.1 de la norma IEC 60071-2 [10] que sirve para obtener Ue2

Donde se considera:

1. Instalación Energizada

2. Sin resistencias de cierre de un solo paso

3. Red de alimentación inductiva

4. Compensación menor al 50 %

El resultado es Ue2 = 1, 9 pu.

Por otro lado para determinar Up2 se utiliza el valor de Ue2 ya obtenido para entrar enel eje de las abscisas obteniendo el valor de 1, 51 correspondientemente en el eje de lasordenadas lo que implica que Up2/Ue2 = 1, 52 pu.

130

Anexos Sección B.1. Sobretensiones de frente lento

Figura B.2: Gráfico mostrado en la Fig.2 de la norma IEC 60071-2 [10] que sirve para obtener Up2

Por lo tanto el valor de Up2 es de 2, 9 pu.

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Anexos Sección B.2. Sobre tensiones de frente rápido

SECCIÓN B.2

Sobre tensiones de frente rápido

Para calcular las tensiones de soportabilidad requeridas para frentes rápidos es precisodefinir el factor A de la ecuación 3.15.

Figura B.3: Factor A para diferentes tipos de líneas de alta tensión, pág 185 de [10]

SECCIÓN B.3

Conversión a tensiones de soportabilidad estandarizadas

La página 93 de la norma [10] señala dos rangos de tensión. Dado el rango seleccionadoes necesario utilizar la siguiente tabla con fórmulas para obtener las tensiones desoportabilidad requeridas.

Aislamiento

Tensión de soportabilidad

de corta duración

a frecuencia industrial

Tensión

de soportabilidad

al impulso atmosférico

Aislamiento externo (seco)

Fase a tierra

Fase a fase

Aislamiento limpio (humedo)

0, 6 + Urw/8500

0, 6 + Urw/12700

0, 6

1, 05 + Urw/6000

1, 05 + Urw/9000

1, 3

Aislamiento interno

Aislamiento inmerso en liquido

Aislamiento solido

0, 5

0, 5

1, 1

1

Tabla B.1: Factores de corrección para el rango I señalado por la norma [10]

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Anexos Sección B.3. Conversión a tensiones de soportabilidad estandarizadas

Tabla 2 de la norma IEC 60071-1 [12]:

Figura B.4: Rangos de tensión normalizados entre 1 [kV]< Um 6 245 [kV]

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Anexos Sección B.3. Conversión a tensiones de soportabilidad estandarizadas

Tabla A.1 de la norma IEC 60071-2 [10]:

Figura B.5: Rangos de tensión normalizados entre 1 [kV]< Um 6 245 [kV]

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ANEXO C

AISLAMIENTO

SECCIÓN C.1

Determinación de la aislación

Para determinar la aislación por medio del grado de contaminación se ha utilizado la tablamostrada en la siguiente figura:

Figura C.1: Tabla 5 ANSI/IEEE 37.32

135

Anexos Sección C.2. Determinación de distancias dieléctricas

SECCIÓN C.2

Determinación de distancias dieléctricas

Figura C.2: Tabla 5 ANSI/IEEE 37.32

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ANEXO D

INSTALACIÓN DE FAENAS

SECCIÓN D.1

Instalación de faenas

anx.instalacionfaenas.contenedoresLos contenedores señalados para la instalación de faenas deben ser al menos cuatro ydeben ser los siguientes:

1. Un contenedor pequeño de 6 [m] de largo y 2, 5 [m] de ancho y altura 2, 6 [m] comooficina. Debe contar con una mesa, escritorio y sillas con el fin de dar un lugar a lasreuniones. Este es el lugar donde se encuentran los planos impresos además de uncomputador conectado a internet.

Figura D.1: Contenedor de oficina de reuniones

2. Un contenedor pequeño de 6 [m] de largo y 2, 5 [m] de ancho y altura 2, 6 [m]habilitado como bodega y pañol de herramientas, equipos e instrumentos.

137

Anexos Sección D.1. Instalación de faenas

Figura D.2: Contenedor de bodega y pañol

3. Un contenedor pequeño de 6 [m] de largo y 2, 5 [m] de ancho y altura 2, 6 [m] (almenos) habilitado como lugar de colación para el personal. Debe contemplar mesas,sillas, microondas y refrigerador (electricidad).

Figura D.3: Contenedor de comedor y cocina

4. Un contenedor pequeño de 6 [m] de largo y 2, 5 [m] de ancho y altura 2, 6 [m]habilitado para baños de los trabajadores. Debe contar con luz y estar conectadoa la red de alcantarillado o pozo séptico. También contar con duchas y casillerospara guardar ropa de los trabajadores. Debe tener agua potable.

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Anexos Sección D.1. Instalación de faenas

Figura D.4: Contenedor de baños y duchas

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ANEXO E

INTERRUPTOR

Este apartado incluye una referencia generica para los interruptores proyectados. Lasespecificaciones deberán cumplir las corrientes de cortocircuito y BIL recomendados.

SECCIÓN E.1

Interruptores de alta tensión

Figura E.1: Imagen referencial para los interruptores de alta tensión.

140

ANEXO F

PLANOS

Este apartado incluye algunos de los planos mas importantes que definen a la subestaciónactual como la proyectada en su globalidad. Sin embargo debido a la imposibilidad físicade lograr imágenes de calidad mas legibles con el tamaño de hoja correspondiente delpresente trabajo, se adjuntan todos estos planos en formato .dwg para visualizarlos conel software Autocad. Los archivos se encuentran disponibles en el disco adjunto a estetrabajo de título.

141

Anexos Sección F.1. Unilineal

SECCIÓN F.1

Unilineal

Figura F.1: Plano del unilineal completo

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Anexos Sección F.2. Planos de planta

SECCIÓN F.2

Planos de planta

F.2.1. Plano de planta de la alternativa 1

Figura F.2: Plano de planta de la alternativa 1

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Anexos Sección F.2. Planos de planta

F.2.2. Plano de planta de la alternativa 2 y proyectado

Figura F.3: Plano de planta de la alternativa 2

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Anexos Sección F.3. Canalizaciones

SECCIÓN F.3

Canalizaciones

F.3.1. Canalizaciones alternativa 1

Figura F.4: Plano de canalizaciones alternativa 1

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Anexos Sección F.3. Canalizaciones

F.3.2. Canalizaciones alternativa 2 y proyectadas

Figura F.5: Plano de canalizaciones alternativa 2

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Anexos Sección F.4. Fundaciones

SECCIÓN F.4

Fundaciones

F.4.1. Fundaciones actuales

Figura F.6: Fundaciones que existen en la actualidad

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F.4.2. Fundaciones para la alternativa 1

Figura F.7: Fundaciones para la alternativa 1

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F.4.3. Fundaciones para la alternativa 2 y proyectadas

Figura F.8: Fundaciones para la alternativa 2

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Anexos Sección F.5. Malla de puesta a tierra

SECCIÓN F.5

Malla de puesta a tierra

F.5.1. Malla actual

Figura F.9: Plano de la malla de puesta a tierra actual

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F.5.2. Malla alternativa 1

Figura F.10: Plano de la malla de puesta a tierra de la alternativa 1

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F.5.3. Malla alternativa 2 y proyectada

Figura F.11: Plano de la malla de puesta a tierra alternativa 2 (proyectada)

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Anexos Sección F.6. Conexión celdas

SECCIÓN F.6

Conexión celdas

Figura F.12: Plano de conexiones para celdas

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Anexos Sección F.6. Conexión celdas

Figura F.13: Detalle de la conexión de la celda vinculada al transformador N°1

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Anexos Sección F.7. Muros cortafuego

SECCIÓN F.7

Muros cortafuego

Figura F.14: Plano de conexiones para celdas

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.

MATERIAL DE REFERENCIA.

EL AUTOR, LA COMISIÓN EXAMINADORA Y LA UNIVERSIDAD TÉCNICA FEDERICO SANTA

MARÍA, NO SE HACEN RESPONSABLES DEL USO QUE SE PUEDA DAR AL CONTENIDO DEL

PRESENTE TRABAJO DE TITULACIÓN.

QUEDA PROHIBIDA SU REPRODUCCIÓN TOTAL O PARCIAL SIN EL PERMISO EXPRESO DEL

AUTOR.

“e t -e expansiÓn de la

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