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UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVARDECANATO DE ESTUDIOS PROFESIONALES

COORDINACIÓN DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

DISEÑO DE LA SUBESTACIÓN DE INTERCONEXIÓN 115/34,5 kV DE LA

AMPLIACIÓN DE LA REFINERÍA EL PALITO

Por:

María Carolina Hernández Marín

INFORME DE PASANTÍAPresentado ante la Ilustre Universidad Simón Bolívar

como requisito parcial para optar al título deIngeniero Electricista

Sartenejas, Junio de 2010

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UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVARDECANATO DE ESTUDIOS PROFESIONALES

COORDINACIÓN DE INGENIERÍA ELÉCTRICA



Por:

María Carolina Hernández Marín

Realizado con la asesoría de:

Tutor Académico: Prof. Virgilio De AndradeTutor Industrial: Ing. Jorge Kesic

INFORME DE PASANTÍAPresentado ante la Ilustre Universidad Simón Bolívar

como requisito parcial para optar al título deIngeniero Electricista

Sartenejas, Junio de 2010

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ACTA FINAL DE PASANTÍA LARGA

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POR

MARÍA CAROLINA HERNÁNDEZ MARÍN

RESUMEN

El presente trabajo de pasantía comprende una serie de actividades desarrolladas en Empresas

Y&V, para el diseño básico de una subestación de emergencia capaz de suplir la energía

necesaria para el arranque de una nueva planta de generación, que será ubicada en el área de

expansión de la Refinería El Palito, en Morón, Estado Carabobo, como medida de contingencia

ante una pérdida total de la generación eléctrica propia. Ésta subestación constará de un esquema

de barra simple para un nivel de tensión de 115/34,5 kV, con una llegada a través de una

derivación de la línea de transmisión proveniente de Planta Centro, y con una salida subterránea y

posteriormente aérea hacia la subestación de distribución principal de la nueva planta de

refinación. El diseño consistió básicamente en un estudio de carga y cortocircuito, especificación

de equipos mayores de largo tiempo de entrega, cálculos de la malla de tierra y del sistema de

protección contra descargas atmosféricas, cálculo térmico y mecánico de las barras, alumbrado

exterior, dimensionamiento de alimentadores en 34,5 kV, así como también la realización deldiagrama unifilar general, disposición de equipos en el patio con su correspondiente planta, cortes

y elevaciones, y todos los planos asociados a los cálculos involucrados. La metodología empleada

para la realización de éste conjunto de actividades necesarias se basó en códigos y normas tanto

nacionales como internacionales. También se utilizó para los estudios de cortocircuito y del

diseño de la malla de tierra la ayuda del programa de computación ETAP para el análisis de

sistemas eléctricos de potencia. Como resultado final se obtuvo un informe con los cálculos

asociados y los planos correspondientes al diseño realizado.

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DEDICATORIA

A mis padres, Noris y Carlos, por guiarme siempre en éste camino y por su apoyo incondicional.

A Chip, por acompañarme siempre en todo momento.

A mi familia por todo su apoyo.

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vi

AGRADECIMIENTOS Y RECONOCIMIENTOS

A Dios, por sobre todas las cosas, por haberme indicado el camino y darme la fuerza de

voluntad para lograr todas las metas que me he propuesto.

A mis padres, Noris y Carlos, por apoyarme siempre y estar en todos los momentos de ésta

carrera, también a Chip, que ha representado una compañía inigualable. A Meda quién ha

permanecido muchos años de mi vida, estando siempre para mí. ¡Los quiero mucho!

A toda mi familia, gracias por entenderme y por apoyarme. Por todas las veces que no pude

compartir con ustedes por cumplir ésta labor.

Un agradecimiento especial a mi madrina La Negra, por acompañarme en un momento clave a

lo largo de mi pasantía. ¡Muchas gracias, te quiero mucho y se que siempre contaré contigo!

A mis amigos de la universidad, por siempre estar ahí, por apoyarme y ayudarme cuando lo

necesitaba y por todos los gratos momentos que hemos compartido. ¡Muchas gracias! Sin ustedes

el camino hubiese sido más difícil.

A Empresas Y&V, por confiar en mí y darme la oportunidad de desarrollar mi trabajo de pasantía brindándome todas las herramientas necesarias para ello.

A mi tutor industrial, Ing. Jorge Kesic, por guiarme a lo largo de todo el trabajo de pasantía y

por responder mis dudas oportunamente. Igualmente muchas gracias por su colaboración al Ing.

Aquiles Urdaneta por todo su apoyo brindado y a todos los compañeros de Empresas Y&V que

compartieron conmigo y colaboraron de alguna manera en el desarrollo de ésta pasantía.

A mi tutor académico, Prof. Virgilio De Andrade, por toda la dedicación y colaboración

prestada a lo largo de éste trabajo. Sin su dedicación no hubiera sido posible. ¡Muchas gracias!

A todas aquellas personas, que a lo largo de ésta carrera han formado parte de mi vida y han

contribuido a éste logro. ¡Muchas gracias a todos!

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ÍNDICE GENERAL

ACTA FINAL DE PASANTÍA LARGA .................................................................................... iii

RESUMEN .................................................................................................................................... iv

DEDICATORIA ............................................................................................................................ vAGRADECIMIENTOS Y RECONOCIMIENTOS .................................................................. vi

ÍNDICE GENERAL .................................................................................................................... vii

ÍNDICE DE TABLAS .................................................................................................................. xi

ÍNDICE DE FIGURAS ............................................................................................................... xii

LISTA DE SÍMBOLOS ............................................................................................................. xiii

LISTA DE ABREVIATURAS ................................................................................................... xiv

INTRODUCCIÓN ......................................................................................................................... 1

Objetivo general .............................................................................................................................. 3

Objetivos específicos ....................................................................................................................... 3

CAPÍTULO 1 ................................................................................................................................. 5

DESCRIPCIÓN DE LA EMPRESA ........................................................................................... 5

1.1. Descripción general .................................................................................................................. 5

1.2. Historia ..................................................................................................................................... 5

1.3. Misión, visión y valores ........................................................................................................... 5

1.4. Política de calidad ..................................................................................................................... 51.5. Servicios, sectores de experiencia y clientes ............................................................................ 5

1.6. Organigrama ............................................................................................................................. 6

CAPÍTULO 2 ................................................................................................................................. 7

DESCRIPCIÓN DE SUBESTACIÓN DE INTERCONEXIÓN 115/34,5 kV DEL ÁREA DE

EXPANSIÓN DE LA REFINERÍA EL PALITO ...................................................................... 7

2.1. Generalidades de subestaciones eléctricas ............................................................................... 7

2.2. Descripción general de la subestación a diseñar ...................................................................... 8

2.3. Diagrama unifilar de la subestación de interconexión 115/34,5 kV....................................... 11

CAPÍTULO 3 ............................................................................................................................... 13

ESTUDIO DE CARGA Y CORTOCIRCUITO ....................................................................... 13

3.1. Estudio de carga ..................................................................................................................... 13

3.1.1. Metodología para el estudio de carga .................................................................................. 13

3.1.2. Premisas de cálculo ............................................................................................................. 14

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viii

3.1.3. Resultados del estudio de carga y selección de capacidad del transformador de potencia . 15

3.2. Estudio de cortocircuito .......................................................................................................... 16

3.2.1. Metodología para el cálculo de corrientes de cortocircuito simétrica y asimétrica ............. 17

3.2.2. Descripción del sistema eléctrico y del modelo a considerar para el estudio...................... 20

3.2.3. Premisas de cálculo ............................................................................................................. 233.2.4. Resultados del estudio de cortocircuito ............................................................................... 24

CAPÍTULO 4 ............................................................................................................................... 25

ESPECIFICACIONES DE EQUIPOS ...................................................................................... 25

4.1. Especificaciones de equipos primarios de la subestación ...................................................... 25

4.1.1. Nivel de aislamiento (BIL y BSL) ....................................................................................... 26

4.1.2. Capacidad de cortocircuito, capacidad de interrupción y corriente de cortocircuito máxima

admisible ........................................................................................................................................ 26

4.2. Resultados de especificaciones de equipos principales de la subestación.............................. 27

CAPÍTULO 5 ............................................................................................................................... 29

DISPOSICIÓN DE EQUIPOS EN EL PATIO ......................................................................... 29

5.1. Arreglo físico de subestaciones .............................................................................................. 29

5.2. Distancias mínimas de aislamiento......................................................................................... 30

5.3. Distancias de seguridad .......................................................................................................... 31

5.4. Metodología para realizar disposición de equipos en el patio ................................................ 32

5.5. Premisas de cálculo ................................................................................................................ 335.6. Resultados de disposición de equipos en el patio ................................................................... 34

5.7. Cadenas de aisladores y herrajes ............................................................................................ 35

CAPÍTULO 6 ............................................................................................................................... 36

CÁLCULO DE LA MALLA DE TIERRA ............................................................................... 36

6.1. Generalidades de sistemas de puesta a tierra .......................................................................... 36

6.2. Metodología para el cálculo del sistema de puesta a tierra .................................................... 37

6.2.1. Ecuaciones básicas del método propuesto en IEEE 80 – 2000 ........................................... 38

6.2.2. Factor de división de la corriente ........................................................................................ 41

6.3. Premisas de cálculo ................................................................................................................ 43

6.4. Resultados del diseño de la malla de tierra............................................................................. 44

CAPÍTULO 7 ............................................................................................................................... 47

APANTALLAMIENTO CONTRA DESCARGAS ATMOSFÉRICAS ................................ 47

7.1. Apantallamiento en subestaciones .......................................................................................... 47

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ix

7.2. Metodología para el cálculo de apantallamiento .................................................................... 49

7.2.1. Ecuaciones básicas del método propuesto en IEEE 998 – 1996 ......................................... 50


7.4. Resultados de cálculo de apantallamiento .............................................................................. 56

CAPÍTULO 8 ............................................................................................................................... 58CÁLCULO DE BARRAS TENDIDAS ..................................................................................... 58

8.1. Generalidades sobre barras de subestaciones ......................................................................... 58

8.2. Metodología para el cálculo de barras tendidas...................................................................... 59

8.2.1. Cálculo térmico de barras tendidas ...................................................................................... 59

8.2.2. Cálculo mecánico de barras tendidas................................................................................... 64

8.3. Metodología para el cálculo mecánico de cables de guarda ................................................... 68


8.5. Resultados del cálculo de barras tendidas .............................................................................. 71

8.5.1. Resultados de cálculo térmico de barras tendidas ............................................................... 71

8.5.2. Resultados de cálculo mecánico de barras tendidas ............................................................ 73

8.6. Resultados de cálculo mecánico del cable de guarda ............................................................. 74

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ........................................................................ 76

REFERENCIAS .......................................................................................................................... 78

ANEXOS ...................................................................................................................................... 81

ANEXO A ..................................................................................................................................... 82ILUMINACIÓN EXTERIOR ....................................................................................................... 82

ANEXO B ..................................................................................................................................... 89

CÁLCULO DE ALIMENTADORES EN 34,5 kV ....................................................................... 89

ANEXO C ..................................................................................................................................... 94

PLANOS ........................................................................................................................................ 94

ANEXO D ..................................................................................................................................... 95

ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE EQUIPOS PRIMARIOS DE LA SUBESTACIÓN ..... 95

ANEXO D.1. ................................................................................................................................. 97

ESPECIFICACIÓN TÉCNICA N° 1, TRANSFORMADOR DE POTENCIA 115/34,5 KV ..... 97

ANEXO D.2. ............................................................................................................................... 114

ESPECIFICACIÓN TÉCNICA N° 2, SECCIONADOR 115 KV CON CUCHILLA PUESTA A

TIERRA ....................................................................................................................................... 114

ANEXO D.3. ............................................................................................................................... 119

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x

ESPECIFICACIÓN TÉCNICA N° 3, DESCARGADORES DE SOBRETENSIONES 115 Y 34,5

KV ............................................................................................................................................... 119

ANEXO D.4. ............................................................................................................................... 125

ESPECIFICACIÓN TÉCNICA N° 4, INTERRUPTOR DE POTENCIA 115 KV CON

TRANSFORMADORES DE CORRIENTE INCLUIDOS ........................................................ 125ANEXO D.5. ............................................................................................................................... 130

ESPECIFICACIÓN TÉCNICA N° 5, TRANSFORMADOR DE POTENCIAL 115/√3 KV / 115

V .................................................................................................................................................. 130

ANEXO D.6. ............................................................................................................................... 136

ESPECIFICACIÓN TÉCNICA N° 6, CELDA DE MEDIA TENSIÓN 34,5 KV ..................... 136

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xi

ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 3.1. Descripción de cargas de la subestación. ..................................................................... 15

Tabla 3.2. Factor "c" multiplicador de la tensión pre - falla ......................................................... 20

Tabla 3.3. Datos de barras infinitas. .............................................................................................. 22Tabla 3.4. Datos de transformadores de dos devanados. ............................................................... 22

Tabla 3.5. Datos de generadores sincrónicos. ............................................................................... 22

Tabla 3.6. Datos de líneas y cables. ............................................................................................... 22

Tabla 3.7. Datos de transformador y autotransformador de tres devanados. ................................ 23

Tabla 3.8. Resultados del estudio de cortocircuito trifásico. ......................................................... 24

Tabla 3.9. Resultados del estudio de cortocircuito monofásico. ................................................... 24

Tabla 4.1. Relación entre capacidades de un interruptor y corrientes de cortocircuito. ................ 27

Tabla 4.2. Características básicas de los equipos principales de la subestación. .......................... 28

Tabla 5.1. Distancias mínimas en aire para 115 kV y 34,5 kV ..................................................... 30

Tabla 5.2. Dimensiones promedio de un operador. ....................................................................... 31

Tabla 5.3. Distancias de seguridad según la zona. ........................................................................ 32

Tabla 6.1. Resultados de cálculo de factor de división de la corriente.......................................... 45

Tabla 6.2. Resultados de diseño de malla de tierra. ...................................................................... 45

Tabla 6.3. Continuación resultados del diseño de malla de tierra. ................................................ 45

Tabla 7.1. Datos para el cálculo de apantallamiento. .................................................................... 56Tabla 7.2. Resultados del cálculo de apantallamiento. .................................................................. 57

Tabla 8.1. Características eléctricas y mecánicas del conductor ACAR 500 MCM 12/7. ............ 69

Tabla 8.2. Características mecánicas del cable de guarda. ............................................................ 69

Tabla 8.3. Datos necesarios para el cálculo térmico. .................................................................... 72

Tabla 8.4. Resultados de cálculo térmico en condiciones normales y de emergencia. ................. 72

Tabla 8.5. Hipótesis de cálculo mecánico de las barras tendidas. ................................................. 73

Tabla 8.6. Valores necesarios para el cálculo con ecuación de cambio de estado. ....................... 73

Tabla 8.7. Resultados cálculo mecánico de barra tendida para 115 kV. ....................................... 74

Tabla 8.8. Hipótesis de cálculo mecánico de los cables de guarda. .............................................. 75

Tabla 8.9. Resultados cálculo mecánico del cable de guarda. ....................................................... 75

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xii

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 1.1. Organigrama de Empresas Y&V .................................................................................. 6

Figura 2.1. Diagrama unifilar general de la subestación de interconexión 115/34,5 kV. ............. 12

Figura 3.1. Diagrama unifilar del modelo para el cálculo de los niveles de cortocircuito. ........... 21Figura 6.1. División de corriente ante fallas a tierra en presencia de cables de guarda. ............... 42

Figura 7.1. Apantallamiento con cable de guarda. ........................................................................ 52

Figura 7.2. Zona de protección para un cable de guarda ............................................................... 53

Figura 7.3. Zona de protección para dos cables de guarda ........................................................... 54

Figura 8.1. Peso compuesto actuante sobre el conductor. ............................................................. 66

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xiii

LISTA DE SÍMBOLOS

A Amperios

CB “Circuit breaker” Interruptor

FP Factor de potenciaHz Hertz

kA Kiloamperios

kV Kilovoltios

kVA Kilovoltios amperios

kVAr Kilovoltios amperios reactivos

kW Kilovatios

MVA Megavoltios amperios

MVAr Megavoltios amperios reactivos

MVAsc Potencia de cortocircuito

MW Megavatios

NA Normalmente abierto

NC Normalmente cerrado

P Potencia activa

PU Por Unidad

Q Potencia reactivaR Resistencia

S Potencia aparente

V Voltios

VA Voltio amperios

W Vatios

X Reactancia inductiva

X/R Relación entre reactancia inductiva y resistencia de un circuito

Z Impedancia

3P Tripolar

3φ Trifásico

°C Grados centígrados

Ω Ohmios

% Porcentaje

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xiv

LISTA DE ABREVIATURAS

ANSI American Nacional Standard Institute

AutoTRX Autotransformador

ACAR Aluminium Conductor Alloy ReinforcedAC Corriente alterna

BIL Nivel básico de aislamiento al impulso atmosférico

BSL Nivel básico de aislamiento al impulso de sobremaniobra

CADAFE Compañía Anónima de Administración y Fomento Eléctrico

CAD Dibujo asistido por computadora

CABEL Interamericana de Cables Venezuela S.A.

CR Carga de rotura

CEN Código Eléctrico Nacional

DC Corriente directa

DIALUX Programa para cálculos de iluminación

ETAP Electrical Transient Analyzer Program

EDELCA Electrificación del Caroní

EGM Método electrogeométrico

GPR “Ground Potencial Rise” Elevación del potencial de tierra

IEEE Institute of Electrical and Electronics EngineersIEC International Electrotechnical Commission

IPC Ingeniería, Procura y Construcción

MCM Mil Circular Mill

ONAF “Oil Natural Air Forced” Aceite natural, aire forzado

ONAN “Oil Natural Air Natural” Aceite natural, aire natural

PDVSA Petróleos de Venezuela Sociedad Anónima

PGU “Power Generation Unit” Unidad de generación de potencia

PVC Cloruro de polivinilo

S/E Subestación eléctrica

TC Transformador de corriente

TP Transformador de potencial

TRX Transformador

XLPE Polietileno reticulado

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1

INTRODUCCIÓN

La Refinería El Palito es una planta procesadora de hidrocarburos ubicada en Morón, Estado

Carabobo, adscrita a la Compañía Petróleos de Venezuela Sociedad Anónima (PDVSA). Como

su nombre lo indica, ésta se dedica a la refinación y procesamiento de crudo para la obtención desus productos derivados. PDVSA ha requerido la expansión de ésta refinería con el objetivo de

procesar crudo más pesado y mejorar la calidad del mismo, con el fin de obtener una mínima

producción de residuales, generando productos de alto valor acordes con los mercados

internacionales más exigentes y en ánimo de reducir el impacto y contaminación ambiental.

Como responsables de la ejecución del conjunto de actividades necesarias comprendidas por la

ingeniería, procura y construcción para el proyecto de expansión de la Refinería El Palito, se le

dio la buena pro al consorcio conformado por tres compañías; Toyo Engineering Corporation

(Japón), Foster Wheleer (Italia) y Y&V Ingeniería y Construcción (Venezuela).

Como parte de la realización del proyecto, en el área de expansión se tiene prevista la

instalación de una planta de generación propia, es decir, que opere aislada de la red eléctrica

nacional, y que sea capaz de suplir la energía eléctrica necesaria para la alimentación de las

unidades y equipos de la nueva refinería, así como también todas las subestaciones necesarias

para el adecuado suministro eléctrico. La planta de generación contará con tres (3) generadorescon turbinas a vapor de 55 MW cada uno.

Por ésta razón, se contemplan mecanismos de contingencia ante una eventual salida de la

generación eléctrica propia; como primera contingencia se prevé la instalación de generadores

diesel que sirvan de apoyo para el arranque de la planta, pero además de esto y como segunda

opción se requiere de una interconexión con la red eléctrica nacional, que pueda proveer la

energía necesaria únicamente para el caso del arranque de la planta. Todo esto con el fin de

garantizar el continuo procesamiento y refinación del crudo en la refinería.

Ésta interconexión con la red nacional, se realizará a través de una subestación que será

alimentada desde una derivación de la línea de transmisión eléctrica en 115 kV proveniente de

Planta Centro hacia la Refinería El Palito existente. Ésta subestación será operada en condición

normalmente abierta, de manera tal que en condiciones normales no afecte la coordinación de

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2

protecciones, regulación eléctrica y carga.

La subestación operará en 115/34,5 kV, y se ubicará muy cerca a la línea de transmisión entre

Planta Centro y la refinería existente, al sur de la autopista Morón – Puerto Cabello, tendrá como

llegada la derivación de la línea de transmisión antes mencionada y una salida subterránea y posteriormente aérea a través de una línea de transmisión en 34,5 kV que pasará sobre la

autopista Morón – Puerto Cabello, y se dirigirá hacia la subestación principal de distribución de

la nueva refinería denominada dentro del proyecto como la Unidad 7700, asociada a su vez a la

planta de generación eléctrica denominada Unidad 7800.

El trabajo de pasantía contempla una serie de actividades que involucran el diseño

electromecánico de la subestación antes mencionada. En principio, para la metodología empleada

se determina la concepción básica de la subestación, la determinación de su esquema, los equipos

básicos que contendrá la misma y sus especificaciones, el diagrama unifilar general y la

tecnología a utilizar, para luego seguir con un estudio de carga y dimensionamiento del

transformador a utilizar en la subestación, realizar un cálculo de los niveles de cortocircuito de

las barras con ayuda del programa de computación de análisis de sistemas eléctricos de potencia

ETAP utilizando el método descrito por la norma IEC 60909, y seleccionar la disposición de

equipos en el patio cumpliendo con las distancias de seguridad mínimas requeridas. Luego, se

prosigue con el diseño de la malla de tierra utilizando la metodología descrita en la norma IEEE-80, el diseño del apantallamiento de la subestación y la verificación de la protección con los

cables de guarda tendidos sobre la misma haciendo uso del método electrogeométrico de la esfera

rodante descrito en la norma IEEE 998, la selección de los alimentadores en 34,5 kV, el cálculo

de alumbrado exterior realizado con la ayuda del programa de computación para iluminación de

ambientes DIALUX, el cálculo térmico y mecánico de las barras con el objetivo de verificar la

capacidad del conductor ante diversas hipótesis de cálculo en base a la norma de CADAFE, y por

último la elaboración de los planos asociados con los diseños y estudios anteriormente referidos.

En relación a las normas utilizadas para el proyecto, por especificación del cliente para el

estudio de cortocircuito se requirió la utilización de la norma IEC. Sin embargo, para cálculos

como la malla de tierra o el sistema de protección contra descargas atmosféricas se utilizaron las

normas IEEE, por ser éstas las más recomendadas y dirigidas exclusivamente para diseños en

subestaciones. Para el resto de los cálculos, se utilizaron las normas de CADAFE y en algunos

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3

casos las de PDVSA; las primeras por ser un marco de referencia para subestaciones en

Venezuela, y las segundas por ser específicas del cliente.

Objetivo general

El objetivo general de éste trabajo consiste en desarrollar una gran parte de la ingeniería

electromecánica del patio 115/34,5 kV de la subestación de interconexión de la nueva Refinería

El Palito con la red eléctrica nacional.

Objetivos específicos

Realizar los estudios eléctricos de carga y cálculo de niveles de cortocircuito.

Diseñar la malla de tierra, el sistema de protección contra descargas atmosféricas, las

barras tendidas y el sistema de iluminación exterior, aplicando las normativas

internacionales y/o específicas de la empresa.

Elaborar los planos de diseño electromecánico: diagrama unifilar general, disposición de

equipos en el patio y cadenas de aisladores con sus herrajes, alumbrado exterior, malla de

tierra y apantallamiento contra descargas atmosféricas.

Establecer las especificaciones técnicas de los equipos mayores de la subestación.

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CAPÍTULO 1DESCRIPCIÓN DE LA EMPRESA

1.1. Descripción general

Empresas Y&V es una corporación de servicios con base en Venezuela y operaciones en

América Latina, Estados Unidos y Canadá, especializada en el área de ingeniería y construcción,

de operación y mantenimiento, y de gestión ambiental, con amplia trayectoria en los sectores

petrolero, petroquímico, industrial e infraestructura. Ésta con ayuda de una plataforma

tecnológica en la cual se basa su gestión, alta capacidad gerencial y fortaleza financiera reúne a

compañías filiales con amplia experiencia para el desarrollo de grandes proyectos en el área de

ingeniería [1].

1.2. Historia

Nace como corporación en 1985, año en el cual decide integrar otras áreas relacionadas con la

ingeniería tales como la construcción, montaje, operación, mantenimiento y el impacto ambiental

de las obras a realizar. A partir de 1992, logra consolidarse en el área petrolera, petroquímica y de

gas con importantes proyectos IPC (Ingeniería, procura y construcción) para la Refinería Cardón,

Refinería Amuay, SINCOR, Plantas de Urea y Amoníaco, entre otros. Además de esto, la

empresa ha sabido posicionarse en el ámbito internacional con la ejecución de importantes

proyectos en México, Estados Unidos y Canadá [1].

1.3. Misión, visión y valores

Su misión viene dada por ser una empresa de servicios de clase mundial que promueva el

desarrollo de su personal y de la sociedad. Por otro lado, la visión de la corporación engloba el

hecho de ser una empresa a la cual todos los clientes quieren contratar y en donde todas las

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personas quieren trabajar. Demostrando a su vez, que una empresa venezolana puede llegar a ser

reconocida mundialmente y que su personal puede lograr el crecimiento tanto personal como

profesional, mejorando su calidad de vida y apreciando los logros de la organización.

Por último, los valores de Empresas Y&V comprenden; reconocimiento y respeto, mística, pasión y compromiso, integridad, sentido del logro, disposición al reto y al espíritu competitivo,

proactividad y optimismo, mejoramiento continuo y trabajo en equipo.

1.4. Política de calidad

La corporación cuenta con una política de calidad la cual busca satisfacer los requerimientos y

expectativas de los clientes, mediante servicios de ingeniería y construcción adecuados,

confiables y oportunos basados en: procesos normalizados, sistemas de mejoramiento continuo y

compromiso de su personal con la calidad. Además de esto cuenta con una política de seguridad,

higiene y ambiente mediante la cual se busca prestar servicios de ingeniería y construcción

proporcionando adecuadas condiciones de trabajo, que preserven la salud e integridad de sus

trabajadores, bienes e intereses de la empresa, así como a terceros y al medio ambiente.

1.5. Servicios, sectores de experiencia y clientes

Empresas Y&V ofrece servicios en sus distintas áreas con elaboración de ingeniería conceptual,

básica y de detalle, gestión de procura, gerencia de construcción, inspección de obras, gerencia

integral de proyectos, proyectos llave en mano IPC, contratista general de obras civiles, eléctricas

y mecánicas para la industria petrolera y de gas, construcción de plantas industriales y

edificaciones corporativas, ingeniería de mantenimiento, estudios de impacto ambiental, entre

otros. Los campos de acción de Empresas Y&V se encuentran enmarcados en las áreas de

producción y refinación de petróleo, producción de gas y procesos petroquímicos, por otro lado

también se tienen las áreas de plantas industriales e infraestructura.

A través de importantes proyectos realizados se ha logrado una importante cartera de clientes

entre los cuales se encuentran: PDVSA, PEQUIVEN, Shell, Petrozuata, , Citgo, British

Petroleum, Petrobras, CVG – EDELCA, Turboven, Electricidad de Caracas, entre otros. Cabe

destacar que la corporación en la mayoría de sus proyectos cuenta con una exitosa combinación

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6

de servicios, recursos y experiencias de importantes compañías internacionales entre las cuales se

pueden citar: Man Ferrostal, Hatch Optima, Sandwell, Toyo, Foster Wheeler, entre otras [1].

1.6. Organigrama

A continuación se presenta en la figura 1.1 la estructura organizacional de Empresas Y&V.

Figura 1.1. Organigrama de Empresas Y&V [2]

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CAPÍTULO 2DESCRIPCIÓN DE SUBESTACIÓN DE INTERCONEXIÓN 115/34,5 kV DEL ÁREA DE

EXPANSIÓN DE LA REFINERÍA EL PALITO

2.1. Generalidades de subestaciones eléctricas

Una subestación eléctrica es un conjunto de equipos utilizados para dirigir el flujo de energía en

un sistema de potencia y garantizar la seguridad del sistema por medio de dispositivos

automáticos de protección por medio de los cuales se transforma la energía en niveles adecuados

de tensión para su transporte, distribución o consumo, con determinados requisitos de calidad.

Una subestación puede tener diversas funciones: convertir la tensión de suministro a niveles más

altos o más bajos, controlar el flujo de potencia de un sistema, conectar diferentes rutas de flujo a

un mismo nivel de tensión o servir simplemente como seccionadoras de circuitos. Muchas veces

una subestación puede cumplir dos o más funciones de las antes mencionadas [3], [4], [5].

Uno de los primeros pasos a la hora de diseñar una subestación es la selección del esquema

eléctrico, para el cual no se tienen unas normas específicas, sino cada caso requiere un estudio en

función de proveer flexibilidad y continuidad del servicio minimizando los costos. Sin embargo,

existen algunos factores que pueden determinar la selección del esquema y que son mencionados

a continuación [4]:

Importancia de la instalación (tensión y potencia del suministro).

Costos de inversión. Características y ubicación del terreno.

Importancia y continuidad del servicio.

Facilidades de mantenimiento de los aparatos.

Grado de seguridad para el personal.

Posibilidades de ampliación de las instalaciones.

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8

Tipo de operación: permanentemente atendida, a control remoto, etc.

La configuración de una subestación se refiere al arreglo general de equipos en el patio de la

misma. Existen diversas configuraciones con niveles diferentes de: confiabilidad, flexibilidad,

disponibilidad, seguridad en el manejo de la energía y costos. A continuación se listan lasconfiguraciones de S/E más importantes y utilizadas [4]:

Barra simple.

Barras seccionadas.

Seccionadores en derivación.

Doble juego de barras.

Doble juego de barras con duplicación de interruptores.

Doble juego de barras con interruptor y medio por salida.

Barra principal y barra de transferencia.

Tres juegos de barras.

2.2. Descripción general de la subestación a diseñar

La subestación de interconexión de la red nacional con el área de expansión de la nueva

refinería, se encontrará ubicada en el área sur de la Autopista Morón – Puerto Cabello, en el

estado Carabobo, región centro – norte de Venezuela.

La llegada de la línea de la S/E proviene de las líneas de transmisión en 115 kV de Planta

Centro a la refinería existente, y se tiene previsto que su salida sea subterránea para luego pasar a

ser aérea a través de una línea en 34,5 kV que pasará sobre una autopista hasta llegar a la

subestación principal de distribución del área de expansión de la Refinería El Palito.

Se tiene previsto además que la subestación opere en condición normalmente abierta, pues su

concepción está hecha para ser una subestación de emergencia que entre en funcionamiento

cuando la generación propia de la nueva refinería se vea totalmente interrumpida. Se mantendrá

sin embargo energizada por su lado de 34,5 kV.

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9

La subestación será de tipo convencional (no compacta), tipo exterior o intemperie, y para

operar en los niveles de tensión 115/34,5 kV. Ésta será diseñada en su patio 115 kV como un

esquema de barra simple, es decir, sólo contiene un juego de barras para ese nivel de tensión,

donde todas las líneas y transformadores están conectados [5].

Ésta disposición es la más simple y económica de todas las listadas en el inciso anterior, pues al

ser una subestación que funcionará para contingencia de un sistema de generación local de la

nueva refinería, se busca economía y facilidad de instalación, y no se justifican los otros

esquemas para los cortos períodos de tiempo en la cual la misma operará para lograr el arranque

efectivo de la unidad de generación. A continuación se listan algunas ventajas y desventajas para

éste tipo de configuración [4].

Ventajas del esquema de barra simple:

Instalación simple y de fácil operación.

Complicación mínima en las conexiones de los equipos y del esquema de protecciones.

Costo reducido.

Desventajas del esquema de barra simple:

Una falla en las barras interrumpe totalmente el suministro de energía.

La revisión de cualquier interruptor elimina el servicio de la salida asociada.

Es imposible la alimentación separada de una o varias salidas.

Dificultad para ampliar la subestación sin ponerla fuera de servicio.

De forma general, éste esquema de barra simple es una configuración sin confiabilidad,

seguridad o flexibilidad, por esto se utiliza en subestaciones pequeñas y de menor importancia enel sistema [3]. La subestación consta de una llegada a través de una línea de transmisión y una

sola salida, considerando además un solo transformador de potencia necesario para suplir la

potencia requerida para el arranque de la nueva planta de generación. Ante éste esquema es

necesario hacer notar, que para la realización de mantenimiento de algún interruptor, será

necesario tener toda la subestación completamente desenergizada.

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10

La subestación estará compuesta por los siguientes equipos;

Un (1) transformador de potencia 115/34,5 kV en conexión delta – estrella. Grupo de

conexión Dyn11 con una (1) resistencia de 400 A puesta a tierra a través del neutro.

Tres (3) ternas de descargadores de sobretensiones o pararrayos, dos (2) ternas para elnivel de tensión de 115 kV y una terna (1) para el nivel de 34,5 kV.

Un (1) interruptor de potencia en 115 kV con transformadores de corriente incluidos.

Un (1) seccionador en 115 kV con cuchilla de puesta a tierra.

Un (1) transformador de potencial para la barra de 115 kV.

Una (1) celda de media tensión en 34,5 kV tipo intemperie que contenga esencialmente un

interruptor extraíble con un seccionador y cuchilla de puesta a tierra.

Cada uno de éstos componentes cumplen una función dentro de la subestación eléctrica: el

transformador como su nombre lo indica se encarga de convertir la tensión de entrada; el

interruptor es un dispositivo de maniobra que cumple con la función de desconectar circuitos

manual ó automáticamente ante condiciones de falla una vez que el sistema de protección ha

dado la señal de disparo; el seccionador se encarga de aislar o separar equipos para realizar

inspecciones; recordando además que es un elemento que no es capaz de interrumpir corrientes

de falla y al tener la cuchilla de tierra permiten poner la línea al potencial de tierra cuando el

seccionador principal se encuentra abierto; el descargador de sobretensiones o pararrayos cumple

la función de atenuar todo tipo de sobretensiones causado por descargas atmosféricas y

maniobras; los transformadores de medición se encargan de convertir altas tensiones y corrientes

a valores más pequeños con el fin de alimentar dispositivos de protección y medición dentro de la

subestación; y las celdas de media tensión cumplen diversas funciones (maniobra, control,

protección y medición en media tensión) [4].

Se tiene previsto para la llegada de la línea la instalación de una terna de pararrayos en 115 kVque sea capaz de drenar a tierra cualquier sobretensión proveniente de la línea de transmisión,

además de un seccionador con su cuchilla de puesta a tierra colocada de manera tal que pueda ser

posible poner a tierra la línea. Por otro lado, se considera la instalación del trasformador de

potencial en la barra de 115 kV para poder así conectar los relés de protecciones correspondientes

y los sistemas de medición de la subestación. Luego, se tendrá el interruptor de 115 kV que se

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11

encargará de proteger al transformador de potencia, otra terna de pararrayos para el nivel de 115

kV asociado al transformador, y la celda con su correspondiente interruptor y seccionador con

cuchilla de puesta a tierra, además de la terna de pararrayos en el nivel de 34,5 kV para proteger

el sistema de cualquier sobretensión dentro de la subestación. Se colocan éstas ternas adicionales

de pararrayos a la entrada de la subestación y en su salida hacia el nivel de tensión de 34,5 kV para proteger adecuadamente los equipos ante condiciones de sobretensiones peligrosas

provenientes de las líneas de transmisión y distribución asociadas.

2.3. Diagrama unifilar de la subestación de interconexión 115/34,5 kV

El diagrama unifilar de una subestación es un plano fundamental para el desarrollo de la

ingeniería en un determinado proyecto, ya que ofrece una visión general y esquemática de los

principales equipos presentes en la subestación [4]. Éste es el punto de partida de todo proyecto

de subestaciones y se determina en la etapa de ingeniería conceptual del mismo. Su objetivo es

ofrecer una visión general de los equipos mayores de la subestación y sus conexiones básicas, así

como la disposición general dentro del esquema eléctrico a emplear. En la figura 2.1 se presenta

el diagrama unifilar general de la subestación de interconexión 115/34,5 kV a diseñar mostrando

los principales equipos a instalar dentro de la misma con sus datos nominales más importantes.

De igual manera, en la sección C de los anexos se puede encontrar el plano del unifilar con

mayores detalles. (Ver Plano N° 01, Diagrama unifilar de la subestación de interconexión115/34,5 kV).

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12

Figura 2.1. Diagrama unifilar general de la subestación de interconexión 115/34,5 kV.

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CAPÍTULO 3ESTUDIO DE CARGA Y CORTOCIRCUITO

3.1. Estudio de carga

Uno de los primeros pasos para el diseño de una subestación es la realización de una estimación

de carga para así determinar la potencia requerida del transformador de potencia y las corrientes

nominales de los equipos a suministrar.

La subestación de interconexión entre la red eléctrica nacional y el área de expansión de la

Refinería El Palito, constará de un transformador de dos devanados con relación de

transformación 115/34,5 kV. Ésta subestación es la encargada de suministrar la potencia

requerida por la planta de generación eléctrica de la nueva refinería para el arranque de la misma

ante una eventual pérdida del suministro eléctrico local.

De ésta manera, la carga a alimentar de la subestación corresponde a la potencia demandada por

los equipos de la planta de generación para lograr su arranque. Para ésta condición se debe

considerar además la potencia consumida por el sistema de enfriamiento de la unidad de

generación. Un punto importante a resaltar es que la subestación en estudio trabajará en

condición normalmente abierta, es decir, sólo se prevé su operación para el caso de emergencia,

anteriormente descrito.

3.1.1. Metodología para el estudio de carga

Para realizar un análisis de carga es necesario considerar los consumos eléctricos de los equipos

que deben ser alimentados por la subestación a diseñar. Además, se debe hacer una clasificación

de las cargas presentes en la subestación, las cuales pueden ser esencial, no esencial y vital. Ésta

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14

clasificación se basa en la afectación de la calidad del suministro y de la seguridad de las

personas e instalaciones eléctricas. Una carga esencial es aquella que cuando se interrumpe

afectaría la continuidad, calidad o cantidad del servicio; una carga no esencial, es aquella que al

ser interrumpida no se verían afectadas ninguna de las tres variables antes mencionadas; y una

carga vital, es aquella que cuando falla puede causar una situación de inseguridad del proceso y/oinstalación eléctrica, poner en peligro la vida o causar graves daños a la instalación [6].

Luego, se procede a tipificar la carga en continua, intermitente o de reserva, tomando en cuenta

el tiempo por el cual va a estar operando la misma. Se establecen los factores de demanda

asociados a cada tipo de carga, se prosigue con el cálculo de la carga total conectada, demanda

continua, carga pico y máxima carga conectada. Luego, a partir de estos resultados es posible

hacer la selección de la capacidad del transformador. En lo particular, éste estudio está basado en

la norma PDVSA 90619.1.050 [7] para el análisis de carga.

3.1.2. Premisas de cálculo

La carga de la subestación corresponde a la potencia requerida por la planta de generación

para la ejecución del arranque de la misma.

Al ser una subestación que operará sólo en condiciones de emergencia y por cortos

períodos de tiempo, se clasifica su carga como esencial y continua. Esencial, pues si almomento de su operación se ve interrumpida afectaría la continuidad del suministro, y

continua pues se requiere de una potencia fija para el arranque de la unidad de generación.

Para la determinación de la capacidad de enfriamiento por circulación natural de aire y

aceite ONAN (“Oil Natural Air Natural”) del transformador se toma como factor de

seguridad o reserva el valor de 1,25 y considerando una temperatura de 65°C en los

devanados, según se especifica en la norma PDVSA N-252 [8] para subestaciones de una

sola entrada.

Se considera un factor de 133% como mínimo para la relación entre la capacidad por

enfriamiento natural ONAN y por enfriamiento de circulación natural de aceite y

circulación forzada de aire ONAF (“Oil Natural Air Forced”), de acuerdo a la norma

PDVSA N-201 [9] para transformadores con capacidades mayores a 10000 kVA.

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15

El valor de potencia requerida para el arranque de la planta es suministrado directamente

del documento del Estudio de Factibilidad Técnica de la PGU (Power Generation Unit ó

Planta de Generación) [10]. En el mismo se especifica el consumo en kW de la planta

para su arranque además del consumo del sistema de enfriamiento de la misma, el cual

debe ser tomado en consideración como carga de la subestación.

3.1.3. Resultados del estudio de carga y selección de capacidad del transformador de

potencia

La subestación tiene que transmitir la energía necesaria para el arranque de la planta y el

sistema de enfriamiento, una vez que la planta ya ha arrancado el sistema de enfriamiento pasa a

ser parte de la carga de la PGU. A continuación en la tabla 3.1 se presentan los valores de los

consumos de las cargas a ser consideradas para el diseño de la subestación y los datos son

tomados del documento de Estudio de Factibilidad de la PGU [10].

Tabla 3.1. Descripción de cargas de la subestación.

Descripción del Consumo P [kW] Q [kVAr] S [kVA] FP

PGU 6000 3718,46 7058,82 0,85

Sistema de enfriamiento y otros 4000 2478,97 4705,88 0,85

Carga Total 10000 6197,43 11764,71 0,85

Por otro lado, los factores de demanda correspondientes al cociente entre la demanda máxima y

la carga conectada en un determinado punto se establecen en 1, 0,5 y 0,1 para cargas continuas,

intermitentes y de reserva respectivamente, valores comúnmente utilizados para los análisis de

cargas realizados para PDVSA. Para calcular la demanda continua se realiza la sumatoria de las

cargas conectadas multiplicadas por su factor de demanda, considerando sólo las cargas continuas

e intermitentes. Para calcular la carga pico conectada se realiza el mismo procedimiento descrito

para la demanda continua pero tomando los valores de todas las cargas: continua, intermitente y

de reserva. A partir de la carga pico conectada y multiplicada por el factor de reserva se calcula la

mínima capacidad ONAN que debe tener el transformador. [6]

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16

En el presente estudio, al tener sólo cargas continuas, se tiene un factor de demanda igual a 1, y

la demanda continua y la carga pico, son iguales. De ésta manera, la mínima capacidad ONAN

viene dada por la carga total en kVA multiplicada por el factor de reserva de 1,25, por poseer la

subestación una sola entrada, obteniéndose el valor de 14706 kVA.

Con éste dato, y a través de las tablas correspondientes de la norma ANSI/IEEE C57.12.00

[11], se determina que la capacidad del transformador debe ser de 15 MVA. Luego por norma

PDVSA N-201 se determina la capacidad ONAF multiplicando el valor de 15 MVA por el factor

1,33, obteniendo 19,95 MVA. En conclusión, se recomienda un transformador con capacidad 15

MVA ONAN y 20 MVA ONAF.

Luego, se procede a calcular las corrientes nominales de los equipos para los niveles de alta

tensión (115 kV) y baja tensión (34,5 kV), las cuales estarán determinadas en base a la máxima

capacidad del transformador (20 MVA ONAF), y se calculan despejando el valor de la corriente

de la ecuación 3.1.

nnn I V S 3 (3.1)

Donde:

S n = Potencia nominal máxima del transformador [kVA]

V n = Tensión nominal (alta tensión o baja tensión, según sea el caso) [kV]

I n = Corriente nominal (alta tensión o baja tensión, según sea el caso) [A]

Obteniéndose las corrientes de carga nominal de los equipos para el lado de alta tensión (101

A) y para el lado de baja tensión (335 A).

3.2. Estudio de cortocircuito

Uno de los estudios básicos que se deben tener en consideración para el diseño de una

subestación es el cálculo de los niveles de cortocircuito, ya que con estos es posible seleccionar la

capacidad de cortocircuito del juego de barras, la capacidad de interrupción de los interruptores y

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17

los ajustes de las protecciones contra sobrecorriente. El objetivo principal es realizar el estudio de

los niveles de cortocircuito máximos ante fallas trifásicas y monofásicas de la subestación en los

puntos de 115 y 34,5 kV con el fin de ejecutar el cálculo del sistema de barras y de la malla de

puesta a tierra de la subestación. Cabe destacar que no se realiza el cálculo de los niveles de

cortocircuito bifásicos, pues vienen dados por una fracción de la corriente de cortocircuitotrifásica ( I CC2F = (√3/2) · I CC3F ) [12].

Éste estudio será realizado a través del programa de computación para el análisis de sistemas

eléctricos de potencia ETAP y considerando distintos casos de operación dentro de la

subestación.

3.2.1. Metodología para el cálculo de corrientes de cortocircuito simétrica y asimétrica

El método a utilizar para el cálculo de las corrientes simétrica y asimétrica de cortocircuito es el

descrito en la norma IEC 60909 [13], el cual puede ser escogido directamente en las opciones del

programa ETAP. Se utiliza la metodología de la norma IEC (y no la ANSI) por ser un

requerimiento del cliente (PDVSA).

Éste método aplica para todo tipo de redes; radiales o malladas y está basado en el cálculo de

una fuente de tensión equivalente que sustituye todas las fuentes de tensión existentes y selocaliza en el punto de cortocircuito, para luego determinar la corriente de falla en esa localidad.

Incluye principalmente la utilización de un factor multiplicador de la tensión pre – falla “c”, que

varía según se requiera determinar las corrientes máximas o mínimas de cortocircuito. Además de

esto, sustituye todas las máquinas por sus impedancias internas, y los cambiadores de tomas de

los transformadores pueden ser ajustados al valor de las tensiones nominales, y aplicando ciertos

esquemas de corrección de impedancia. Las impedancias del sistema son asumidas como

trifásicas y balanceadas, y para el cálculo ante fallas desbalanceadas se utilizan las componentes

simétricas. Éste método también toma en cuenta la cercanía o lejanía de los generadores al punto

de falla para así determinar las relaciones X/R necesarias para el cálculo de las corrientes

asimétricas. Con éste método es posible determinar distintas corrientes de falla que serán

definidas a continuación.

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Corriente de cortocircuito simétrica inicial (Ik´´): Corresponde al valor eficaz de la

componente simétrica alterna de la corriente de cortocircuito inicial o subtransitoria, si la

impedancia conserva su valor inicial (primer instante del cortocircuito). Se calcula a través de la

siguiente fórmula donde Un es la tensión pre – falla, Zk la impedancia de cortocircuito en el

punto de falla y c es el factor multiplicador de la tensión [13]:

Zk

Unc Ik

3´´ (3.2)

Corriente de cortocircuito pico (Ip): Es el valor instantáneo máximo posible de la corriente de

cortocircuito. Para su cálculo considera la máxima asimetría posible debido a la componente de

corriente continua presente en los primeros instantes del cortocircuito. Ésta asimetría depende de

la relación X/R del circuito y del valor de tensión en el instante de la falla. El valor k depende de

ésta relación X/R. La máxima corriente asimétrica de cortocircuito se calcula a través de la

siguiente fórmula [13]:

´´2 Ik k Ip (3.3)

El valor del factor “k” (para redes malladas) puede ser calculado a través de tres posibles

métodos:

Método A: Utiliza un valor de proporción X/R equivalente. El valor del factor k es determinado

a partir de la mayor proporción X/R de todas las ramas de la red, considerando sólo las ramas que

contienen 80% de la corriente a la tensión nominal correspondiente al punto de la falla [13].

Método B: Utiliza un valor de proporción X/R en el punto de falla luego de haber hecho una

reducción a un sistema equivalente con impedancias complejas. Al mismo tiempo lo multiplica por un factor para equiparar posibles errores al momento de hacer la reducción de la red [13].

Método C: Utiliza un método de frecuencia equivalente para el cual se calcula la proporción

X/R con una frecuencia alterada y se multiplica luego por un factor dependiente de la frecuencia

nominal del sistema [13].

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Corriente de cortocircuito permanente (Ik): Es el valor eficaz de la corriente de cortocircuito

que se mantiene luego del decaimiento de los períodos sub – transitorio y transitorio de falla. Se

pueden calcular valores de corriente permanente máxima o mínima. Se calculan a través de las

siguientes fórmulas [13]:

RG MÁX MÁX I Ik (3.4)

RG MÍN MÍN I Ik (3.5)

Los valores de λ son factores dependientes de la tensión de excitación del generador e I RG es la

corriente nominal del mismo. Estos valores de λ son obtenidos a través de unas gráficas presentes

en la norma.

Corriente de cortocircuito simétrica de corte (Ib): Es el valor de corriente de cortocircuito

eficaz en el instante para el cual ocurre la separación de contactos del primer polo de un

dispositivo de interrupción. Para el caso de fallas lejanas a los generadores se utiliza la ecuación

(3.6), para las cercanas a máquinas sincrónicas la ecuación (3.7) y para las cercanas a las

máquinas asincrónicas la ecuación (3.8), donde μ y q son factores dependientes del decaimiento

que haya tenido la componente alterna de la corriente de falla para el momento en que ocurre la

separación de contactos del primer polo del dispositivo de interrupción [13];

´´ Ik Ib (3.6)

´´ Ik Ib (3.7)

´´ Ik q Ib (3.8)

Cabe destacar que las fórmulas antes presentadas son correspondientes al cálculo de corrientes

trifásicas, para el cálculo de corrientes monofásicas y bifásicas, es decir, fallas desbalanceadas, se

utilizan las componentes simétricas y redes de secuencia que son ampliamente descritas en la

norma IEC 60909 [13].

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20

Para la escogencia del factor “c”, la norma establece ciertos valores que dependen del nivel de

tensión y del cálculo de la corriente máxima o mínima de cortocircuito. En la tabla 3.2 se

presentan estos valores.

Tabla 3.2. Factor "c" multiplicador de la tensión pre - falla [13].Tensión nominal

[V]Factor "c"para ICCMÁX

Factor "c" paraICCMÍN

< 1001 V 1,1 0,95

1001 a 35000 V 1,1 1

> 35000 V 1,1 1

3.2.2. Descripción del sistema eléctrico y del modelo a considerar para el estudio

Como fue anteriormente descrito, la subestación es alimentada a través de la línea de

transmisión entre Planta Centro y la refinería existente por medio de una derivación de la misma,

para luego tener una salida subterránea hacia la subestación de distribución eléctrica principal de

la nueva refinería.

Para el estudio a realizar, la subestación consta de tres fuentes de cortocircuito provenientes de

la central termoeléctrica Planta Centro, la Refinería El Palito existente y la unidad de generación

del área de expansión. Por no tener datos de niveles de cortocircuito en las barras de Planta

Centro y de la refinería existente, se modelarán como sistemas de potencia equivalentes con

niveles de cortocircuito infinito en serie con las impedancias de sus transformadores. Para el caso

de Planta Centro, consiste en la barra infinita seguida por dos autotransformadores de tres

devanados 230/115/13,8 kV funcionando en paralelo. En el caso de la refinería existente se toma

en cuenta el transformador de tres devanados 115/13,8/13,8 kV perteneciente a la subestación

principal seguido de la barra infinita. A continuación se presenta la figura 3.1. con el diagramaunifilar utilizado para el estudio en ETAP.

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Figura 3.1. Diagrama unifilar del modelo para el cálculo de los niveles de cortocircuito.

*Otras cargas no alimentadas por la subestación en estudio pero si por la PGU (G1, G2 y G3)

En resumen, para el modelo del estudio de cortocircuito de la subestación se toman en

consideración; dos (2) barras infinitas y dos (2) líneas de transmisión provenientes de PlantaCentro y la refinería existente, dos (2) autotransformadores en paralelo pertenecientes a Planta

Centro, un (1) transformador de tres devanados perteneciente a la refinería, el transformador

principal de la subestación en estudio con su correspondiente salida subterránea, y tres (3)

transformadores elevadores asociados a los generadores de la PGU (Unidad de generación de

potencia de la nueva refinería).

En cuanto a los datos a entrar en el software ETAP para la correcta simulación del estudio, sesuministraron los valores necesarios de los transformadores de la Refinería El Palito existente y

de Planta Centro al igual que para la línea de transmisión involucrada. Respecto a la impedancia

porcentual y la relación X/R del transformador de dos devanados de la subestación y de los

transformadores elevadores asociados a la unidad de generación se tomaron valores típicos

proporcionados por la librería del ETAP y basados en la norma ANSI/IEEE C57.12.00 [11]. La

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impedancia nominal de los transformadores en Ω se obtiene de multiplicar la impedancia

porcentual obtenida con la impedancia base que se calcula utilizando la capacidad ONAN de los

transformadores [14]. Las impedancias de los generadores se tomaron valores típicos

proporcionados por la librería del programa ETAP. Los datos de cada uno de los componentes se

presentan a continuación en las tablas 3.3 - 3.7.

Tabla 3.3. Datos de barras infinitas.

Componente MVA kV R (pu) X'' (pu) X/R

Barra Infinita 1 (Planta Centro) 100000 230 0,00499 0,09988 20

Barra Infinita 2 (Ref. Existente) 100000 13,8 0,00499 0,09988 20

Tabla 3.4. Datos de transformadores de dos devanados.

Componente MVA Prim. kV Sec. kV %Z X/R Rn [Ω] Conexión

TRX S/E 15 115 34,5 10 18,6 50 Delta - Estrella

TRX 1 PGU 70 13,8 34,5 12,5 34,1 50 Delta - Estrella



Tabla 3.5. Datos de generadores sincrónicos.

Componente MVA kV MW %PF %R %Xd'' X/R %Xdsat

Generador 1 PGU 64,71 13,8 55 85 0,25 12 50 110

Generador 2 PGU 64,71 13,8 55 85 0,25 12 50 110

Generador 3 PGU 64,71 13,8 55 85 0,25 12 50 110

Tabla 3.6. Datos de líneas y cables.

Componente Long. [m] R [Ω /km] X[Ω /km] Y[km/ Ω]

Línea CADAFE - Subestación 1770 0,16302 0,4664 0,0000036

Línea Subestación - Refinería 3230 0,16311 0,46666 0,0000036

Cable 500 0,12517 0,13451 0

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Tabla 3.7. Datos de transformador y autotransformador de tres devanados.

Componente Devanado Conexión Rn [Ω] MVA kV Z %Z X/R

AutoTRX1 -

3Dev. Planta

Centro

Prim.

Sec.

Terc.

Estrella

Estrella

Delta

-

-

-

100

100

5

230

115

13,8

ZPS

ZPT

ZST

7,49

1,41

0,82

20

20

20

AutoTRX2 -

3Dev. Planta

Centro

Prim.

Sec.

Terc.

Estrella

Estrella

Delta

-

-

-

100

100

5

230

115

13,8

ZPS

ZPT

ZST

7,49

1,41

0,82

20

20

20

TRX 3Dev.

Refinería

Existente

Prim.

Sec.

Terc.

Estrella

Estrella

Delta

-

50

-

15

20

25

115

13,8

13,8

ZPS

ZPT

ZST

12

12

12

20

20

20

3.2.3. Premisas de cálculo

La norma utilizada para el cálculo en ETAP fue la norma IEC y el método C para el

cálculo del factor “k” para las corrientes asimétricas.

La impedancia en el punto de falla se considera cero, lo cual corresponde a un

cortocircuito franco.

Las tensiones pre – falla del sistema se consideran 100%, y “c” se toma igual a 1,1 [13].

Se consideran tres fuentes principales de cortocircuito descritas en el inciso anterior.

Para los cálculos se asumirán tres posibles casos:

Caso 1: El interruptor principal de la S/E (CB3) se encuentra abierto. Ésta es la condición

para la cual la S/E ya se ha conectado a la S/E principal de la nueva refinería, más aún no

se ha conectado a la red nacional. Ésta es la condición normal de operación.

Caso 2: El interruptor de la S/E (CB3) y los interruptores de las unidades de generación

(CB4, CB5 y CB6) se encuentran abiertos.

Caso 3: Con todos los interruptores asociados normalmente cerrados. Ésta condición

corresponde al momento en el cual la S/E ha entrado en operación. Significa la mayor

contribución al cortocircuito que puede existir.

Para el caso de los transformadores de dos devanados de la S/E en diseño y de la unidad

de generación, se considera la existencia de resistencias limitadoras de 400 A conectadas

entre neutro y tierra, según la norma PDVSA N-201 [9].

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24

3.2.4. Resultados del estudio de cortocircuito

A continuación se presentan los resultados obtenidos tomando en cuenta fallas trifásicas y

monofásicas, simétricas ( I k” e I b) y asimétricas ( I p). La tabla 3.8 presenta los resultados de las

corrientes totales en las barras ante falla trifásica y la tabla 3.9 para falla monofásica.

Tabla 3.8. Resultados del estudio de cortocircuito trifásico.

Barra

fallada Ik" [kA]

Caso 1

Ip [kA] Ib [kA] Ik " [kA]

Caso 2

Ip [kA] Ib [kA] Ik" [kA]

Caso 3

Ip [kA] Ib [kA]

3 (115 kV) 12,57 31,49 12,57 12,57 31,49 12,57 13,27 33,33 13,27

4 (34,5 kV) 14,41 37,23 13,99 0 0 0 17,04 44,09 16,62

Tabla 3.9. Resultados del estudio de cortocircuito monofásico.

Barra

fallada Ik" [kA]

Caso 1


Caso 2


Caso 3

Ip [kA] Ib [kA]

3 (115 kV) 17,95 44,98 17,95 17,95 44,98 17,95 18,9 47,48 18,9

4 (34,5 kV) 1,72 4,45 1,72 0 0 0 1,73 4,47 1,73

Se observa que para el caso de fallas trifásicas el máximo nivel de cortocircuito simétrico en la barra de 115 kV es 13,27 kA. En cambio para la barra de 34,5 kV es 17,04 kA. Para el caso de

fallas monofásicas el máximo nivel de cortocircuito simétrico en la barra de 115 kV es 18,9 kA, y

para la barra de 34,5 es 1,73 kA. Encontrándose éste último resultado bastante bajo, sin embargo

se destaca que el transformador presente en la S/E y los transformadores elevadores

correspondientes a las unidades de generación tendrán resistencias limitadoras conectadas a su

neutro, que sirven para reducir los niveles de cortocircuito monofásicos.

Como era de esperarse, los resultados de las corrientes de falla máxima son obtenidos para

el caso número 3, que considera la S/E en su momento de plena operación y con las tres fuentes

de cortocircuito contribuyendo al mismo. Con estos resultados se tienen los datos necesarios de

corrientes de falla para efectuar los cálculos del juego de barras de la subestación y el diseño de

la malla de tierra.

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CAPÍTULO 4ESPECIFICACIONES DE EQUIPOS

4.1. Especificaciones de equipos primarios de la subestación

Una de las primeras tareas a ejecutar en el diseño de una subestación eléctrica es la realización

de las especificaciones técnicas básicas de los equipos primarios de la misma, debido a que estos

equipos tienen largos tiempos de entrega y muchas veces tienen que ser fabricados en función de

requisitos particulares, como suele ser el caso de los transformadores de potencia.

A partir de diversos estudios que se realizan al sistema de potencia, tales como; flujo de carga,

estudios de cortocircuito y sobretensiones, se encuentran distintos parámetros necesarios para la

especificación de equipos como corrientes nominales, capacidades de interrupción, tensiones

máximas y mínimas, entre otros [3].

La realización de las especificaciones técnicas de los equipos sirve para determinar las

características eléctricas y constructivas que los mismos deben poseer. Además establecen los

requisitos para el diseño, fabricación, protocolo de pruebas, transporte y embalaje de los equipos.

En general, se especifican una cierta cantidad de características eléctricas que varían en función

del equipo, las principales son: tensión nominal, tensión máxima de operación, corriente nominal,

corriente admisible de cortocircuito de corta duración, frecuencia, nivel de aislamiento, valor de

cresta de la corriente admisible asignada, entre otras. A continuación se muestra como realizar laselección del nivel de aislamiento de los equipos de la subestación y de las capacidades de

interrupción y cortocircuito de los equipos de maniobra. Estas características son básicas al

momento de realizar las especificaciones ya que determinan la capacidad de los equipos de

soportar sobretensiones de distinto tipo y altas corrientes de falla en determinado tiempo, sin que

los mismos se vean afectados [3].

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26

4.1.1. Nivel de aislamiento (BIL y BSL)

La especificación de los niveles de aislamiento de una subestación, en particular de cada uno de

los equipos que la componen, está dada por un estudio de coordinación de aislamiento.

Generalmente, los niveles de aislamiento ya están normalizados según la tensión nominal ytensión máxima para la cual están diseñados los equipos. El valor que se especifica es el BIL

(Nivel básico de aislamiento al impulso atmosférico) o el BSL (Nivel básico de aislamiento al

impulso de sobremaniobra). Estas tensiones de aislamiento se dividen en dos gamas; la primera

(I), que corresponde a tensiones entre 1 y 245 kV, y la segunda (II), con tensiones mayores de

245 kV. Para las tensiones de la gama I, se especifica sólo el BIL, para las tensiones de la gama II

se especifica el BSL. Se realiza de ésta manera, debido a que para niveles de tensión muy altos,

las sobretensiones más peligrosas son las originadas por maniobras y para niveles menores las

sobretensiones más peligrosas son producto de descargas de tipo atmosférico [15].

4.1.2. Capacidad de cortocircuito, capacidad de interrupción y corriente de cortocircuito

máxima admisible

Otra característica de suma importancia es la determinación de la capacidad de cortocircuito de

los equipos de la subestación (de manera tal que soporten los esfuerzos dinámicos) y las

capacidades de interrupción nominales de los interruptores. La capacidad de cortocircuito sedefine como la máxima corriente de falla que puede circular por el equipo por un tiempo definido

sin causar ningún daño [12]. En el caso de los interruptores se definen la capacidad de

interrupción y la corriente de cortocircuito máxima admisible (making).

Relación entre las corrientes de cortocircuito indicadas en el método IEC y las capacidades

nominales de un interruptor: Al momento de escoger un interruptor según norma IEC [13] es

necesario comparar los valores de corriente arrojados por el método descrito con las capacidades

nominales a seleccionar del dispositivo. Los interruptores bajo norma IEC se especifican

principalmente según dos de sus capacidades: capacidad de interrupción nominal “AC breaking”

(correspondiente a la corriente de cortocircuito nominal que un dispositivo es capaz de

interrumpir) y corriente de cortocircuito máxima admisible “making” (correspondiente al valor

pico de la corriente, asociada con el primer ciclo de la corriente de cortocircuito nominal que

soporta el interruptor en posición cerrada) [16], [17].

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En principio, se deben calcular los niveles de cortocircuito simétrico ( I b) y asimétrico ( I p) y

escoger los niveles máximos de los mismos, bien sean trifásicos o monofásicos, para hacer la

comparación con los datos nominales del interruptor.

Para la selección de la capacidad de interrupción nominal, se suele multiplicar el valor máximode la corriente simétrica de corte encontrada ( I b) por un factor de seguridad, típicamente de 1,3

[12]. Luego, al tener éste valor (1,3· I b) se selecciona una capacidad de interrupción nominal que

sea mayor al valor calculado. Luego, debe verificarse que la corriente de cortocircuito máxima

admisible del interruptor a seleccionar sea mayor al valor de la máxima corriente asimétrica

encontrada o corriente de cortocircuito pico ( I p) [16]. En la tabla 4.1 se muestra un cuadro

resumen, con las capacidades y las corrientes a comparar para hacer la correcta selección del

interruptor.

Tabla 4.1. Relación entre capacidades de un interruptor y corrientes de cortocircuito [16].

Capacidad del dispositivo Corriente de cortocircuito asociada

Capacidad de interrupción nominal (AC Breaking) I b

Corriente de cortocircuito máxima admisible (Making) I p

4.2. Resultados de especificaciones de equipos principales de la subestación

La subestación en estudio tiene una tensión nominal de 115 kV, por lo que se especifica su

nivel de aislamiento BIL en 550 kV y para el lado de 34,5 kV se especifica un BIL de 200 kV.

Estos valores se encuentran normalizados por la guía técnica de CADAFE 158 – 88 [18]. Las

tensiones máximas de operación también se encuentran normalizadas, en 123 y 36 kV para los

niveles de tensión de 115 y 34,5 kV, respectivamente.

En cuanto a las capacidades de interrupción, se encontró un valor máximo de corriente

simétrica de cortocircuito de 18,9 kA, que al ser multiplicado por el factor de seguridad 1,3

resulta ser 24,57 kA, por lo tanto, el valor de capacidad de interrupción nominal de los

interruptores y la capacidad de cortocircuito de otros equipos de la subestación tales como:

seccionadores, transformador de potencia, celdas de media tensión y barras, podrá seleccionarse

en 31,5 kA tal como lo ha especificado PDVSA. Por otro lado, generalmente la corriente de

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cortocircuito máxima admisible de un interruptor viene dada por la multiplicación de la

capacidad de interrupción nominal por el factor 2,6 [19]. El valor máximo de corriente asimétrica

de cortocircuito resultó ser 47,48 kA. Si la capacidad de interrupción es de 31,5 kA, la mayoría

de los interruptores tendrán corriente de cortocircuito máxima admisible de 80 kA

aproximadamente, valor mayor al máximo de corriente asimétrica encontrada.

El total de especificaciones de los equipos mayores de la subestación tales como: transformador

de potencia, seccionador con cuchilla de puesta a tierra, interruptor de potencia, descargador de

sobretensión, transformador de potencial y celdas de media tensión fueron realizadas y se

encuentran en la sección D de los anexos del presente trabajo. Estas especificaciones fueron

realizadas en conformidad con las normas EDELCA para especificaciones de equipos de

subestaciones. Sin embargo, a continuación se presenta en la tabla 4.2 un resumen de las

características más importantes de los equipos primarios de la subestación.

Tabla 4.2. Características básicas de los equipos principales de la subestación.

Equipo Características básicas

Transformador de potencia (Con transformadores de corriente incluidos)

Transformador de potencia:

115/34,5 kV, 15/20 MVA ONAN/ONAF, ConexiónDelta - Estrella, Dyn11, 10% Z

Transformador de corriente:

Protección de fase 20 VA, 5P20, 600/5Protección de neutro 20 VA, 5P20, 200/5

Resistencia del neutro 400 A, 50 Ω, 10 seg.

Seccionador con cuchilla de puesta a tierra 123 kV, 800 A, 3P, 31,5 kA

Descargador de sobretensión MCOV 98 kV, Tensión nominal 120 kV

Descargador de sobretensión MCOV 29 kV, Tensión nominal 36 kV

Interruptor de potencia (Con transformadores de corriente incluidos)

Interruptor: 123 kV, 1200 A, 3P, 31,5 kA

Transformador de corriente:

Protección 20 VA, 5P20, 250/5

Medición 50 VA, Clase 0,5 IEC, 250/5

Transformador de potencial 115/√3 kV / 115/√3 V, 150 VA, Clase 0,2 IEC

Celdas de media tensión(Incluye interruptor de potencia extraíble yseccionador con cuchilla de puesta a tierra)

36 kV, 1200 A, 3P, 31,5 kA.

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CAPÍTULO 5DISPOSICIÓN DE EQUIPOS EN EL PATIO

5.1. Arreglo físico de subestaciones

La disposición física es el ordenamiento de los diferentes equipos constitutivos de un patio de

conexiones de una subestación exterior para cada uno de los tipos de configuraciones [3]. Se

realiza en base a la consideración de unas distancias mínimas de aislamiento en aire, que vienen

dadas en función los niveles de tensión y aislamiento de la subestación, las cuales deben

garantizar el aislamiento entre partes con tensión y partes con tensión y tierra. Estas distancias

mínimas no son suficientes en términos de resguardo para las personas, de manera que se fijan

también unas distancias de seguridad que deben ser cumplidas dentro del ordenamiento físico de

los equipos [4].

El objetivo básico de éste estudio consiste en obtener un arreglo que satisfaga las siguientes

condiciones [4]:

La instalación debe presentar una disposición lo más clara y despejada posible a fin de

visualizar rápidamente los circuitos que están bajo tensión.

La solución adoptada debe ocupar un área reducida de terreno y permitir fácil ampliación

con mínima interrupción del suministro.

Los aparatos deben estar dispuestos de manera de permitir su fácil acceso para la revisión

y el mantenimiento de los mismos. Todas las partes bajo tensión deben quedar suficientemente alejadas del alcance de las

personas cuando se realicen los trabajos de mantenimiento.

El costo de inversión debe ser el mínimo dentro de las posibilidades que ofrezca el

esquema de principio adoptado, asegurando a su vez, la mayor continuidad del servicio.

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30

Al realizar la disposición física de los equipos en el patio de una subestación, se determina

también el área total a ocupar de la misma, pues en el arreglo físico no sólo es considerada la

localización de los equipos sino también la localización de accesos a la subestación, vías

perimetrales y de circulación.

5.2. Distancias mínimas de aislamiento

Las distancias mínimas de aislamiento se establecen en función de la tensión nominal y del

nivel básico de aislamiento de la subestación, también consideran si los conductores de la barra

son rígidos o flexibles, ya que si son flexibles los conductores presentan flechas que debido a

efectos del viento y cortocircuito pueden experimentar desplazamientos horizontales.

Los valores de éstas distancias se obtienen de una coordinación de los niveles de aislamiento,

sin embargo, ya se encuentran normalizadas en las especificaciones técnicas para distancias de

seguridad de CADAFE NS – P – 401 [20] y en la guía técnica para el cálculo de juegos de barras

y distancias de seguridad CADAFE 158 – 88 [18]. En la misma se establecen distancias entre

fases, distancias mínimas a masa y distancias mínimas a tierra. A continuación en la tabla 5.1 se

presentan tales distancias para los niveles de tensión de interés dentro de la subestación (115 y

34,5 kV).

Tabla 5.1. Distancias mínimas en aire para 115 kV y 34,5 kV [18].

Distancia mínima amasa [m]

Distancia mínima

entre fases [m]

Altura mínima a tierra

[m]

Tens.Nom.[kV]

BIL[kV]

Conduct.rígidos y

terminalesde equipos

Conduct.flexibles(f es laflecha

delconduct.)

Conduct.rígidos y

terminalesde

equipos

Conduct.flexibles

Conduct.rígidos y

terminalesde equipos

Conduct.flexibles

Conduct.de salida

[m]

115 550 1,1 1,1 + f 2 2,5 4 7,5 10

34,5 200 0,4 0,4 + f 1 1 3 7,5 7,5

En la especificación técnica para distancias de seguridad de CADAFE NS – P – 401 [20] se

define el término masa como toda parte metálica o no que esté puesta a tierra en la subestación, al

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31

término tierra como cualquier punto de la parte superior del suelo de la subestación, la distancia

mínima a masa como aquella existente entre cualquier punto con tensión y masa, la distancia

mínima entre fases como la existente entre partes metálicas de puntos con tensión de fases

diferentes de la misma tensión nominal, y por último la altura mínima a tierra considerada como

la distancia mínima vertical entre cualquier punto con tensión y el suelo de la subestación.

5.3. Distancias de seguridad

Se entiende como distancia de seguridad a los espacios libres que permiten circular y efectuar

maniobras al personal dentro de una subestación, sin que exista riesgo para sus vidas y con un

mínimo de operaciones durante las maniobras de trabajo [5]. La distancia de seguridad es la suma

de dos valores; un valor básico relacionado con el nivel de aislamiento, el cual determina una

“zona de guarda” alrededor de las partes energizadas, y un valor que es función del movimiento

del personal de mantenimiento así como del tipo de trabajo y la maquinaria usada, el cual

determina una “zona de seguridad” dentro de la cual queda eliminado cualquier peligro

relacionado con acercamientos eléctricos [3].

El valor básico viene determinado por las distancias mínimas a masa (fase – tierra)

incrementadas en un 10% y el valor adicional viene dado por las dimensiones de un operador

dentro de la subestación, las cuales incluyen su altura promedio, su altura cuando la persona tienelos brazos extendidos vertical y horizontalmente, y cuando tiene los brazos estirados

horizontalmente sobre el plano de trabajo. Éstas dimensiones se pueden encontrar en la tabla 5.2

[3].

Tabla 5.2. Dimensiones promedio de un operador.

Descripción [m]

Altura promedio 1,75

Brazos estirados verticalmente 2,25

Brazos estirados horizontalmente 1,75

Mano alzada sobre el plano de trabajo 1,25

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Las distintas zonas de seguridad se establecen según el valor adicional que debe añadirse al

valor básico antes mencionado. Se definen tres zonas; de circulación del personal bajo

conexiones, de trabajo sin maquinaria pesada y de trabajo considerando la circulación de

vehículos de mantenimiento o de transporte. A continuación en la tabla 5.3 se muestran las

distancias de seguridad consideradas para cada zona.

Tabla 5.3. Distancias de seguridad según la zona.

Tens. Nom. [kV] BIL [kV]Circulaciónde Personal

Zona de Trabajo Circulación devehículosHorizont. Vertical

115 550 3,52 3,02 3 4,6

34,5 200 3 3 3 4,6

Para hallar la distancia de seguridad de circulación del personal se considera como valor

adicional la altura de una persona con los brazos estirados verticalmente (2,25 metros) de manera

que la misma no tenga acceso a ningún punto energizado. Para las distancias horizontales y

verticales de una zona de trabajo, se considera como valor adicional, la distancia entre los brazos

de una persona con los mismos extendidos horizontalmente (1,75 metros) y la distancia vertical

de la persona con la mano alzada en la zona de trabajo (1,25 metros), respectivamente. Por

último, para la zona de circulación de vehículos, se toma la altura promedio de un camión de

mantenimiento o transporte en 3,9 metros como valor adicional y una tolerancia que debe existir

de 0,7 metros [3].

5.4. Metodología para realizar disposición de equipos en el patio

No existe una metodología claramente definida para realizar la disposición de equipos en el

patio de una subestación, sin embargo, en éste trabajo se dan una serie de recomendaciones y

pasos a seguir para la elaboración de los planos de planta y cortes, para el arreglo físico de una

subestación.

En primer lugar, se debe contar con el diagrama unifilar de la subestación, en donde se presente

su esquema eléctrico con sus principales equipos, también se deben considerar las llegadas de

línea para así saber como será la orientación de las barras respecto a las mismas. La idea básica

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33

consiste en orientar el diagrama unifilar general de la subestación sobre el terreno a ocupar, de

manera tal que físicamente sea entendible el esquema eléctrico y los circuitos correspondientes al

mismo. Los equipos deben dibujarse a escala en función de sus dimensiones, vistas y detalles.

Por último se deben ubicar los accesos de la subestación, edificios de control, vías perimetrales y

de circulación, entre otros [21]. Al momento de emplazar los equipos se deben considerar lasdistancias mínimas en aire y las distancias de seguridad, de manera de garantizar al personal que

se encuentre dentro de la subestación, no estar en contacto directo con partes energizadas. Por

otro lado, también debe dejarse espacio adecuado para los drenajes de la subestación, colocación

de postes de alumbrado y otros.

Como se dijo anteriormente, la disposición de equipos deriva en la obtención del área total a

ocupar por la subestación, en términos de obtener su longitud, ancho y altura. Para determinar el

ancho de la misma, ésta queda determinada por las distancias mínimas y específicamente por las

separaciones entre los conductores de la barra. En el caso de la altura, se deben considerar las

llegadas de las líneas, la altura de las barras y la altura de los equipos, guardando como siempre

las distancias mínimas y de seguridad correspondientes. Por último, para la determinación de la

longitud, se toman en consideración las distancias entre equipos en función de garantizar

facilidades para realizar mantenimiento y montaje.

5.5. Premisas de cálculo

La disposición de equipos de la subestación de interconexión 115/34,5 kV se realiza en

conformidad con las distancias mínimas reflejadas en la especificación técnica para

distancias de seguridad de CADAFE NS – P – 401 [20] y con la guía técnica para el

cálculo de juegos de barras y distancias de seguridad CADAFE 158 – 88 [18], resumidas

a su vez en las tablas 5.1 y 5.3 de éste capítulo.

Las vistas, dimensiones y detalles de los equipos de la subestación fueron tomados de

catálogos considerando medidas estándar dadas las características eléctricas de la

subestación y las especificaciones técnicas básicas de los equipos, por no tener a

disposición las marcas de los mismos a instalar.

Ningún equipo deberá estar soportado a una altura menor a 2,5 metros, valor fijado como

distancia vertical de seguridad, necesaria para que una persona con los brazos extendidos

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de forma vertical no pueda tener acceso a ninguna parte con tensión dentro de la

subestación.

Para la determinación de la longitud de la subestación se toma el valor de 1,5 metros

como la distancia mínima que debe haber entre equipos para facilitar el mantenimiento,

montaje, circulación de personas, entre otros. La altura de la subestación quedará determinada básicamente por la altura de remate de

llegada de la línea de transmisión considerada como 10 metros aproximadamente, valor

normalizado para torres con cadenas de suspensión para un nivel de tensión de 115 kV.

Se considera la colocación de la torre de la línea de distribución en 34,5 kV dentro de la

subestación para facilitar la transición subterráneo – aérea a través de las copas terminales

hacia la cadena de aisladores de la torre.

Se prevé una puerta de acceso a la subestación que lleva hacia una pista de ancho 4

metros, valor tomado para considerar el acceso de un vehículo de carga que pueda

transportar un transformador de tales dimensiones, además se tiene prevista la

prolongación de una derivación de la pista hacia el sitio de colocación del transformador,

uno de los equipos más pesados que estarán presentes dentro de la subestación.

No se tiene prevista una casa de control de la subestación. Debido a que los servicios

auxiliares, los sistemas de protección y control, y los equipos de maniobra en 34,5 kV se

encontrarán dentro de las celdas tipo intemperie que serán colocadas dentro de la

subestación.

5.6. Resultados de disposición de equipos en el patio

Los resultados de la disposición de equipos en el patio de la subestación se encuentran en los

planos de planta y cortes de la subestación de interconexión 115/34,5 kV elaborados por la

pasante, y correspondientes al anexo C de éste trabajo. (ver Planos N° 01 y 02, Disposición de

equipos, planta y secciones).

En los planos se encuentran reflejadas todas las distancias para efectuar su verificación en

función de la especificación técnica para distancias de seguridad de CADAFE NS – P – 401 [20]

y a la guía de cálculo de juegos de barras y distancias de seguridad CADAFE 158 – 88 [18].

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35

Para verificar la distancia mínima entre fases se observan los planos de sección B – B, en el

mismo se refleja la disposición de los conductores flexibles de la barra tendida en 115 kV,

obteniendo una distancia de 2,5 metros, valor determinado por la norma. Para el caso de los

conductores de la línea de 34,5 kV que van del pórtico con copas terminales hacia la cadena de

aisladores de la torre (sección C – C), se verifica que la distancia es 1,5 metros, valor mayor alreferido en la norma (1 metro).

Para verificar la distancia mínima a masa se observa en los planos de sección A – A, B – B, C-

C, que las mismas siempre son mayores al valor especificado por la norma. Para la verificación

de la altura mínima a tierra, se observa como los conductores de la barra en 115 kV, se

encuentran a 10 metros del suelo de la subestación, valor mayor al requerido (7,5 metros).

Por otro lado, también se observa como todas las partes con tensión de los equipos se

encuentran siempre a una altura mayor a los 4 metros, superando el valor mínimo requerido de

3,52 metros. De igual manera, todos los soportes de los equipos quedaron a una altura de 2,8

metros, mayor al valor de 2,5 metros establecido en las premisas como distancia de seguridad

obligatoria.

5.7. Cadenas de aisladores y herrajes

Se considera la colocación de cadenas de aisladores en amarre, compuestas por 11 aisladores de

porcelana convencionales de dimensiones (254 mm x 146 mm). El número de aisladores queda

determinado por la especificación técnica para cadenas de aisladores CADAFE NS – E – 231

[22]. Además de esto, se verificó la distancia de fuga requerida de la cadena de aisladores en

función del grado de contaminación de la zona; considerando zona III (fuerte) de contaminación

con longitud de fuga requerida de 25 mm/kV [15] y tensión máxima de la red de 123 kV, se

obtuvo 3075 mm requeridos. La cadena con 11 aisladores provee 3080 mm de distancia de fuga,

con lo cual se constata el número de aisladores necesario para la instalación.

Los planos de cadenas de aisladores que soportan las barras tendidas de la subestación, al igual

que sus herrajes fueron elaborados por la pasante y se encuentran en la sección C de los anexos

de éste trabajo (ver Plano N° 07, Cadenas de aisladores y herrajes, detalles)

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CAPÍTULO 6CÁLCULO DE LA MALLA DE TIERRA

6.1. Generalidades de sistemas de puesta a tierra

Una malla de tierra se define como un sistema interconectado de conductores desnudos

dispuestos horizontalmente y enterrados en el suelo a una cierta profundidad, proporcionando una

tierra común para dispositivos eléctricos o estructuras metálicas, usualmente colocados en un área

específica [23]. El propósito de colocar una malla de tierra en una subestación es la protección y

seguridad de las personas y equipos involucrados en ella.

Un sistema de puesta a tierra seguro debe cumplir con los siguientes objetivos [23]:

Proporcionar un camino para llevar a tierra las corrientes eléctricas en condiciones

normales o de falla sin exceder ningún límite de operación de los equipos o afectar la

continuidad del servicio.

Asegurar que toda persona que se encuentre en las inmediaciones del sistema de puesta a

tierra no quede expuesta a tensiones peligrosas que puedan exponerla a descargas

eléctricas críticas.

Al momento de ocurrir una falla a tierra, las corrientes asociadas a la misma son capaces de

producir altas tensiones que pueden ser muy peligrosas para las personas que se encuentran

dentro de la subestación e incluso fuera de ella. Estas tensiones dependen en principio de dosfactores: la corriente de falla a tierra (la cual depende del sistema de potencia al cual está

conectada la subestación) y la distribución de potenciales en la malla instalada, que depende de

varios parámetros como la resistividad del suelo, el calibre de conductores de la malla, la

separación entre conductores, la profundidad de instalación, la resistividad de la capa superficial,

entre otros [3].

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A continuación se presentan algunas definiciones importantes:

Elevación de potencial de tierra (GPR) “Ground Potencial Rise”: Es la máxima tensión que la

malla de tierra de una instalación puede alcanzar con respecto a un punto de tierra distante que se

asume estar al potencial de tierra remoto [23].

Tensión de toque: Se define como la diferencia de tensión existente entre el GPR y la tensión

en la superficie en el punto en donde una persona se para, mientras al mismo tiempo tiene sus

manos en contacto con una estructura puesta a tierra [23].

Tensión de paso: Se define como la diferencia de tensión existente en la superficie

experimentada por una persona donde sus pies están separados por una distancia de un metro y

sin estar en contacto con algún equipo aterrizado [23].

El objetivo principal a la hora de diseñar una malla de tierra consiste básicamente en controlar

los valores de tensiones de toque y de paso presentes en una subestación, y llevarlas a que estén

por debajo de los valores tolerables por una persona con características estándar según alguna

norma.

6.2. Metodología para el cálculo del sistema de puesta a tierra

El diseño del sistema de puesta a tierra de la subestación en estudio, se regirá por la guía o

norma de seguridad en instalaciones de puesta a tierra para subestaciones IEEE 80 – 2000 [23].

Ésta norma aplica exclusivamente para el diseño de mallas de tierra en subestaciones a la

intemperie de tipo convencional o aisladas en gas y de corriente alterna. Asume además como

práctica común la disposición de una malla de conductores horizontales directamente enterrados

con conductores o barras verticales conectados a la misma. Toma en consideración dos criterios

de tensión de toque y de paso que se basan en la tensión que una persona puede soportar de

acuerdo a su peso (70 ó 50 kg). Antes de empezar con el diseño de una malla de tierra, se debe

contar con el área de la subestación, así como la disposición de sus equipos y estructuras. Con

éste dato se tiene el área mínima que debe tener la malla de tierra. Además de esto, previamente

se debe haber realizado un estudio y mediciones de la resistividad del suelo, el cual determinará

el modelo de capas a utilizar y los perfiles de resistividad. El próximo paso consiste en

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38

determinar el área mínima transversal del conductor de la malla, considerando los efectos del

cortocircuito. Luego, deben ser calculados a partir de los datos antes mencionados, las tensiones

de toque y paso tolerables por una persona, según la escogencia del criterio de 50 ó 70 Kg. A

partir de aquí, se debe realizar un diseño preliminar que considere un conductor bordeando la

malla, con conductores cruzando la misma y de forma tal que no interfieran con las fundacionesde los equipos y sean accesibles las conexiones. Inmediatamente, se procede a realizar un cálculo

preliminar de la resistencia de la malla, para obtener el valor de la porción de corriente de falla

que fluirá por la misma. Luego se calculan las tensiones de toque y de paso arrojados por está

configuración preliminar, y si estos valores no están por debajo de los tolerables, se deben

realizar las modificaciones pertinentes para lograr tensiones que estén por debajo de los mismos.

El proceso es iterativo porque puede ser necesario modificar la separación de conductores varias

veces, incluir más jabalinas, etc. Además, con cada cambio varía la resistencia de puesta a tierra y

hay que recalcular la porción de corriente de falla que va por la malla [23].

6.2.1. Ecuaciones básicas del método propuesto en IEEE 80 – 2000

A continuación se presentan un conjunto de ecuaciones necesarias para realizar los cálculos

descritos en la norma IEEE 80 – 2000 [23]. En primer lugar, luego de tener los datos

correspondientes al área de la malla y la corriente de falla máxima a tierra, se calcula la sección

transversal mínima que debe tener el conductor de la malla a través de la ecuación 6.1;

TaKo

TmKo

t

TCAP

I A

r r c

mm

ln10 4

2

(6.1)

Donde:

Amm2 = Sección mínima del conductor de la malla [mm2]

I = Corriente de falla rms [kA]

TCAP = Factor de capacidad térmica por unidad de volumen del material [J/(cm3.°C)]

tc = Duración de la corriente [s]

α0 = Coeficiente térmico de resistividad a 0 °C [°C-1]

αr = Coeficiente térmico de resistividad a la temperatura de referencia [°C -1]

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39

Tr = Temperatura de referencia en función de las constantes del material [°C]

ρr = Resistividad del conductor de tierra a la temperatura de referencia Tr [μΩ.cm]

Ko = 1 / α0 [°C]

Tm = Temperatura máxima permitida [°C]

Ta = Temperatura ambiente [°C]

Luego, se calculan los factores de reflexión K y de reducción de la capa superficial Cs a través

de las ecuaciones 6.2 y 6.3 respectivamente. Estos valores son necesarios para el posterior cálculo

de las tensiones tolerables de toque y de paso [23].

S

S K

(6.2)

09,02

109,01

S

S S h

C

(6.3)

Donde:

K = Factor de reflexión

C S = Factor de reducción de la capa superficialρ = Resistividad aparente del terreno [Ω.m]

ρS = Resistividad de la capa superficial [Ω.m]

hS = Espesor de la capa superficial [m]

Las tensiones tolerables de toque y de paso para personas con pesos superiores a 70 kg estarán

dadas por las ecuaciones 6.4 y 6.5;

S

S S PASOt

C E 157,0

6100070 (6.4)

S

S S TOQUE t

C E 157,0

5,1100070 (6.5)

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40

Donde:

E PASO70 = Tensión de paso tolerable para criterio 70 Kg. [V]

E TOQUE70 = Tensión de toque tolerable para criterio 70 Kg.[V]

t S = Duración de la corriente de choque [s]

Luego, se determinan la resistencia preliminar de la malla y la máxima corriente que puede

circular por la misma a través de las ecuaciones 6.6 y 6.7, para así encontrar a través de la

ecuación 6.8 la elevación de potencial de tierra (GPR):

Ah A L Rg

T 201

11

20

11 (6.6)

If Df Sf I G (6.7)

Rg I GPR G (6.8)

Donde:

Rg = Resistencia de la malla de tierra [Ω]

I G = Corriente máxima de la malla [A]

GPR = Elevación de potencial de tierra remota [V]

ρ = Resistividad aparente del terreno [Ω.m]

LT = Longitud total de los conductores enterrados [m]

A = Área que ocupará la malla de tierra [m2]

h = Profundidad de la malla [m]

Sf = Factor de división de la corriente

Df = Factor de decremento de la corriente

If = Corriente de falla máxima a tierra [A]

Luego, se procede a calcular las tensiones de toque y paso de la malla con las ecuaciones 6.9 y

6.10:

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41

22

22,155,1

Y X

r r RC

G

L L

L Ln L

I KiKmEm

(6.9)

r RC

G

Ln L I KiKsEs

85,075,0 (6.10)

Donde:

Em = Tensión máxima de toque de la malla [V]

Es = Tensión máxima de paso de la malla [V]

Km = Factor de espaciamiento para tensión de toque máximo

Ks = Factor de espaciamiento para tensión de paso máximo

Ki = Factor correctivo de geometría

LC = Longitud total del conductor de la malla enterrado [m]

n R = Número de jabalinas

Lr = Longitud de jabalina [m]

L X = Ancho de la malla [m]

LY = Largo de la malla [m]

Los factores Km, Ks y Ki son dependientes de la geometría de la malla, existencia de jabalinas

y disposición de las mismas entre otras. Esto se indica en [23].

6.2.2. Factor de división de la corriente

El factor de división de la corriente (Sf ) se define como la proporción existente entre la

corriente que efectivamente circula por la malla de tierra y la corriente máxima de fallainvolucrada, esto quiere decir que la magnitud de corriente de falla a tierra de un sistema no

necesariamente se distribuye por completo hacia la malla, sino que puede tomar otros caminos

que son ofrecidos, por ejemplo, por los cables de guarda o las interconexiones existentes con

otros sistemas de puesta a tierra. De ésta manera, es de suma importancia el cálculo de éste

factor, para no sobredimensionar la malla de tierra. En la norma IEEE 80 – 2000 [23], se refleja

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42

un método gráfico y uno analítico para el cómputo del mismo. En otras referencias bibliográficas

también se indican otros métodos de cálculo.

La resistencia de puesta a tierra se ve reducida cuando se conectan a la malla, los conductores

de guarda de las líneas de transmisión que llegan a la subestación, otras mallas de otros sistemasy hasta tuberías o vías férreas. El conductor de guarda y las torres de la línea forman una

impedancia en cascada equivalente que está determinada por la ecuación 6.11 [24];

M WE R Z Z Z Z 2

4

1

2

1 (6.11)

Donde:

Zwe = Impedancia en cascada del conductor de guarda (o impedancia de onda) [Ω]

Z = Impedancia longitudinal propia de un vano del conductor de guarda [Ω]

R M = Resistencia de puesta a tierra de una torre de transmisión [Ω]

Ésta impedancia en cascada del conductor de guarda es la responsable de la reducción de la

corriente de falla que circulará por la malla. En [24] se expresa un método para su cómputo así

como valores típicos de la misma. De ésta manera, a partir de la figura 6.1, se puede modelar un pequeño sistema en el cual, se tienen las impedancias en cascada de las líneas en paralelo con las

resistencias de puesta a tierra de las mallas adyacentes, para determinar la resistencia equivalente

del sistema de puesta a tierra y el divisor de corriente que servirá para el cálculo de la corriente

real que fluirá por la malla a diseñar.

Figura 6.1. División de corriente ante fallas a tierra en presencia de cables de guarda.

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43

En el libro “Valores básicos de cálculo para sistemas de alta tensión” [24], se refleja un método

mediante el cual, primero se calcula la resistencia de la malla de tierra a través de la ecuación

6.12. Se utiliza inicialmente ésta ecuación y no la 6.6, porque con ésta se estima un valor de la

resistencia de la malla a partir del área y la resistividad aparente del terreno sin necesidad de

ningún dato adicional. Para determinar la Rg final, se usa la ecuación 6.6 que incluye los efectosde la colocación de conductores horizontales y jabalinas.

A Rg

5,0 (6.12)

Donde:

ρ = Resistividad aparente del terreno [Ω.m]

A = Área a ocupar por la malla de tierra [m2]

Para determinar la corriente máxima que circulará por la malla ( I G) y el GPR, primero se

obtienen las impedancias en cascada. Luego se obtiene la resistencia equivalente de puesta a

tierra (R G EQUIV) mediante el paralelo del total de las impedancias en cascada y la resistencia de

puesta a tierra de la subestación. A partir de éste divisor de corriente se obtiene Sf. Después, se

calcula la corriente por la malla de tierra mediante el divisor de corriente indicado y el nivel decortocircuito. El GPR se calcula con la fórmula 6.8 considerando la resistencia de puesta a tierra

equivalente (R G EQUIV) (tomando en cuenta las conexiones a cables de guarda).


Se utiliza el programa de computación ETAP para el diseño de la malla de tierra,

aplicando la norma IEEE 80 – 2000 [23] y utilizando las fórmulas del criterio de 70 Kg.

de peso de una persona promedio.

El área de la subestación viene dada por 50 metros de largo por 20 metros de ancho,

correspondientes a 1000 m2. La malla de tierra por recomendación de la norma IEEE – 80

[23] y de la norma CADAFE para el diseño de mallas de tierra [25], se extiende 1 metro

por fuera de la cerca perimetral de la subestación. Quedando su área en 1144 m2 (52

metros de largo por 22 metros de ancho).

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44

Para el modelo del suelo, se asume una capa superficial de piedra picada de 3000 Ω.m de

resistividad con un espesor de 20 cm. Luego, se asume una segunda capa húmeda vegetal,

de 60 Ω.m, con profundidad infinita. Éste último valor fue tomado de las conclusiones y

recomendaciones del “Estudio Preliminar de Resistividad del Suelo” [26], realizado por

Empresas Y&V, en donde se recomienda éste valor para el diseño de mallas de tierralocalizadas en la zona sur del área de expansión de la Refinería El Palito.

El valor de la máxima corriente de falla a tierra es 18,9 kA con proporción X/R igual a

7,13, datos tomados del estudio de cortocircuito reseñado en el capítulo 3 de éste trabajo.

Se establece el tiempo de duración de la falla (tf ) en 0,5 seg. por ser un valor típico de

despeje de las protecciones (actuación de los relés principales y de respaldo más el tiempo

de interrupción). Por otro lado, el tiempo de duración del choque (ts) también se establece

en 0,5 seg. por ser ésta la peor condición existente.

Se considera la instalación de la malla a una profundidad de 45 centímetros con

conductores de calibre mínimo 2/0 AWG, por exigencia de la norma PDVSA 90619.1.091

[27].

Para el cálculo del factor de división de la corriente, se asume la conexión de dos (2)

cables de guarda, uno proveniente de la línea de Planta Centro y otro proveniente de la

refinería existente, también se asume la conexión con la malla de tierra de la subestación

principal de distribución (Unidad 7700).

Los valores de las resistencias en cascada del cable de guarda junto a la puesta a tierra de

las torres, fueron tomados del libro “Valores básicos de cálculo para sistemas de alta

tensión” [24], asumiendo cables de guarda de acero. Para el valor de la resistencia de la

malla de la subestación principal se toma 1 Ω, como valor típico.

El valor del factor de decremento por asimetría de la corriente de falla se establece en

1,019.

6.4. Resultados del diseño de la malla de tierra

A continuación se presentan los resultados del proceso de diseño de la malla de tierra. En

principio, se calculó el factor de división de la corriente a través del método descrito en el inciso

6.2.2. y considerando las bases y premisas del inciso 6.3. En la tabla 6.1 se presentan los

resultados;

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45

Tabla 6.1. Resultados de cálculo de factor de división de la corriente.

Rg1 [Ω] Rg2 [Ω] RWE1 [Ω] RWE2 [Ω] RG EQUIV [Ω] If [A] GPR [V] Df IG [A] Sf [%]

0,89 1 3,2 3,2 0,37 18900 6993 1,019 7860 41

Considerando el cálculo de la resistencia preliminar de la malla de tierra ( Rg1), las resistencias

en cascada de los cables de guarda que llegan a la subestación ( RWE1 y RWE2) y la resistencia de la

malla de la subestación de la unidad 7700 ( Rg2), se obtuvo un valor de corriente máxima de la

malla ( I G) de 7860 A, arrojando un factor de división de la corriente (Sf ) de 41%. Esto significa

que aproximadamente un 41% de la corriente de falla a tierra máxima del sistema de potencia

fluirá a través de la malla de la subestación, el otro porcentaje restante retorna a tierra a través de

los cables de guarda y torres y la interconexión con la otra malla. Al calcular éste valor de I G, se

evita un sobredimensionamiento del diseño que deriva en un menor costo del sistema de puesta a

tierra a instalar (menor cantidad necesaria de conductores transversales de la malla).

El calibre del conductor de cobre de la malla se estableció en 4/0 AWG, el cual tiene una

sección transversal de 107 mm2 aproximadamente. Las tensiones de toque y de paso tolerables

resultaron ser 1041 V y 3500 V respectivamente. Se fijó un arreglo con 21 conductores de tierra,

7 conductores a lo largo de la malla y 14 conductores a lo ancho de la misma. También se

consideró la instalación de 4 jabalinas en las esquinas de la malla de tierra, de una longitud de2,44 metros y de diámetro 2 centímetros. Con éste arreglo descrito se obtuvieron los resultados de

las tablas 6.2. y 6.3.:

Tabla 6.2. Resultados de diseño de malla de tierra.

N° Conductoresde tierra

N° BarrasLTOTAL

cond. [m]LTOTAL

barras [m]IG [A]

Separaciónen X [m]

Separaciónen Y [m]

tf

[s]

21 4 672 10 7894 4 3,7 0,5

Tabla 6.3. Continuación resultados del diseño de malla de tierra.

ETOQUE

TOLERABLE [V]

EPASO

TOLERABLE [V]ETOQUE [V]

%ETOQUE

TOLERABLE EPASO [V]

%EPASO

TOLERABLE GPR[kV]

Rg

[Ω]

1041,3 3499,2 842 80,9 967,6 27,7 6781,6 0,86

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46

Al observar los resultados, vemos como la tensión de toque y de paso máximas de la malla se

encuentran por debajo de los valores tolerables de la misma, por lo que estamos ante un diseño

adecuado y seguro lográndose así 80,9% de la tensión de toque tolerable y 27,7% de la tensión de

paso tolerable. Por otro lado, también se obtiene una resistencia de 0.86 Ω (generalmente, los

sistemas de puesta a tierra de una subestación de transmisión presentan valores de resistenciamenor a 1Ω [23]). Previamente a estos cálculos, se realizaron una serie de pruebas y de

modificaciones hasta llegar al diseño adecuado de la malla, en donde se tienen cuadrículas de 4

metros aproximadamente. Cabe destacar, que luego de la última iteración, la adición de otro

conductor o jabalina no modificaba notablemente la disminución de las tensiones de toque y de

paso máximos de la malla, al igual que el valor de la resistencia de puesta a tierra.

Luego de realizar los cálculos se procede a verificar el diseño de la malla de tierra con la

disposición de equipos en su plano de planta, con el objetivo de evitar que el conductor interfiera

con alguna fundación, si esto sucede, lo recomendable es bordear la fundación con el conductor o

en su defecto correr el conductor y colocar uno adicional para evitar tener cuadrículas de mayor

tamaño al calculado. En los anexos, se encontrarán los planos de planta y detalles de conexión de

la malla de tierra diseñada. En el plano de planta se muestran la disposición de los conductores de

la malla de tierra dentro de la subestación y la disposición de las jabalinas. Se muestran además

las conexiones de cada equipo a la malla, lo recomendable es que cada equipo se conecte en dos

puntos a tierra y que la conexión no se haga al mismo conductor, pues si alguno de ellos se daña,el equipo quedará puesto a tierra con el otro conductor.

En conclusión, se recomienda la instalación de una malla de tierra de 52 metros de largo por 22

de ancho, enterrada a una profundidad de 45 centímetros, con 7 conductores a lo largo y 14

conductores a lo ancho de la malla, 4 jabalinas enterradas en las esquinas y con una capa

superficial de piedra picada no menor a 20 centímetros. También se recomienda verificar el

diseño de la malla de tierra una vez se tenga un estudio formal del suelo con medición de sus

resistividades, previendo cualquier variación que pueda existir e incidir sobre el diseño realizado.

Los planos de planta y detalles de la malla de tierra fueron elaborados por la pasante y se

encuentran en la sección de anexos C de éste trabajo (ver Plano N° 05, Malla de Tierra, Planta y

detalles).

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CAPÍTULO 7APANTALLAMIENTO CONTRA DESCARGAS ATMOSFÉRICAS

7.1. Apantallamiento en subestaciones

Se denomina apantallamiento de una subestación al conjunto de elementos instalados con el

objetivo principal de proteger los equipos y elementos de la subestación contra descargas

atmosféricas directas (rayos) [3].

Cuando una descarga atmosférica incide sobre el sistema de potencia, una sobretensión elevada

aparece a través de los equipos de la subestación. Si ésta sobretensión excede los niveles de

aislamiento, éste se rompe y aparece un arco de potencia que será mantenido por la tensión a

frecuencia industrial del sistema. Si la descarga se produce a través del aire, de una cadena de

aisladores o de equipos con aislamiento autorecuperable generalmente no se producen daños,

pero si se produce en equipos con aislamiento no recuperable, tales como transformadores, se

pueden producir daños permanentes e irreversibles [3].

Cabe destacar que el sistema de apantallamiento se encarga de la prevención contra la

introducción en el sistema de sobretensiones de origen atmosférico, por otro lado, los

descargadores de sobretensión o comúnmente denominados pararrayos tienen la función de

proteger los equipos luego de que la sobretensión se haya introducido dentro del sistema.

Existen dos tipos básicos de dispositivos apantalladores: cables de guarda y puntas Franklin.Los cables de guarda están ubicados encima del equipo a proteger (sobre los conductores de fase)

y son conectados a tierra a través de los pórticos de la subestación. Su función es atraer las

descargas atmosféricas directas, para que éstas no incidan sobre los conductores de fase

originando sobretensiones peligrosas. Presentan la ventaja de ofrecer protección a lo largo de

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48

todo el cable y además brindan un camino adicional al sistema de puesta a tierra ofreciendo otro

camino para la disipación de las corrientes de falla. Las puntas Franklin están colocadas sobre los

pórticos o sobre estructuras propias y cumplen funciones similares a los cables de guarda, sin

embargo, pueden presentar problemas a la hora de disipar las corrientes debido a que tienden a

incrementar la corriente de retorno de la descarga, pues en un cable de guarda la impedanciacaracterística presentada al rayo es notablemente inferior (cerca de la mitad de la que presentaría

una sola estructura) [3].

Generalmente se utilizan cables de guarda tendidos sobre los pórticos de la subestación para la

protección del sistema de barras y equipos. Cuando no es factible la colocación del cable de

guarda, por no tener pórticos adyacentes se utilizan las puntas Franklin colocadas en estructuras

propias o cercanas a los equipos importantes que se quieren proteger.

A continuación se presentan algunas definiciones importantes:

Corriente de descarga (I S ): Es la corriente que circula entre la tierra y la nube, una vez que la

guía de un rayo establece una ruta ionizada por la cual la tierra trata de neutralizar la carga de la

nube [28].

Distancia crítica de descarga (Sm): Es la longitud del último paso de la guía de un rayo, bajo lainfluencia de la tierra o de un terminal que lo atrae [28].

Impedancia característica o de impulso (Z S ): Es la proporción entre la tensión y la corriente de

una onda que viaja a través de un conductor [28].

Tensión crítica de flameo (CFO): Es la magnitud de la tensión de impulso normalizada (1,2 x

50 μs) que produce flameo en el aislamiento bajo prueba, en el 50% de los casos [28].

Nivel básico de aislamiento (BIL): Es el valor pico de tensión soportada al impulso atmosférico

el cual caracteriza el aislamiento de un equipo [28].

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49

7.2. Metodología para el cálculo de apantallamiento

El diseño del sistema de protección contra descargas atmosféricas o apantallamiento para la

subestación de interconexión 115/34,5 kV se realizará tomando como referencia la guía para el

diseño de apantallamiento contra descargas atmosféricas directas en subestaciones de IEEE 998 –1996 [28]. Ésta guía define varios procedimientos para el diseño del apantallamiento, sin

embargo, se utilizará el método más utilizado que es el electrogeométrico aplicado a través de la

esfera rodante. Éste método fue en sus inicios orientado sólo a líneas de transmisión, sin

embargo, ya incluye una adaptación para su aplicación dentro de subestaciones.

El método electrogeométrico (EGM) es una representación geométrica de una instalación, que

junto a adecuadas expresiones analíticas correlacionan sus dimensiones con la corriente

producida por un rayo. Tiene la capacidad de predecir si una descarga (rayo) incidirá sobre el

sistema de apantallamiento, tierra o algún equipo que se deba proteger [28].

El método de la esfera rodante es una técnica simplificada para aplicar la teoría del método

electrogeométrico al apantallamiento de subestaciones. Consiste en rodar una esfera imaginaria

de radio prescrito sobre la superficie de una subestación. La esfera rueda y es soportada por los

dispositivos apantalladores (cables de guarda y puntas Franklin). El equipo es protegido contra

una descarga directa si permanece por debajo de la curva de la esfera. Si el equipo toca o penetrala superficie de la esfera, no estará protegido [28].

El radio de la esfera rodante queda determinado por el cálculo de la distancia de descarga, que a

su vez es función de la corriente de descarga. Éste último valor depende de la altura de los

dispositivos a proteger. El objetivo de éste método consiste en el cálculo de la distancia crítica de

descarga para verificar el sistema de apantallamiento o determinar la altura de los dispositivos

apantalladores.

Para empezar el diseño se debe contar con la disposición general de los equipos de la

subestación en planta y cortes, donde se tienen las alturas del sistema de barras, equipos, pórticos,

entre otros. De forma general, se deben verificar las alturas de los equipos, y el apantallamiento

se diseña en función del equipo más alto a proteger, que generalmente es el sistema de barras.

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50

7.2.1. Ecuaciones básicas del método propuesto en IEEE 998 – 1996

A continuación se muestran las fórmulas básicas para el diseño del sistema de apantallamiento

de una subestación basado en la norma IEEE 998 – 1996 [28]. La distancia crítica de descarga

(Sm) se calcula según:

65,08 S I k Sm (7.1)

Donde:

Sm = Distancia crítica de descarga [m]

k = Coeficiente que considera distancias de descarga diferentes que depende de los dispositivos

apantalladores (se toma 1 para cables de guarda o tierra y 1,2 para puntas Franklin)

I S = Corriente de descarga crítica [kA]

La corriente crítica de descarga ( I S ) se puede calcular a través de las ecuaciones 7.2 y 7.3 y es

aquella que puede producir una sobretensión crítica para el aislamiento. La ecuación 7.2 se utiliza

cuando el apantallamiento protege un juego de barras soportadas y la ecuación 7.3 cuando se

protege un juego de barras tendidas a través de cadenas de aisladores [28].

S S Z

BIL I

2,2 (7.2)

S S Z

CFO I

068,2 (7.3)

Donde,

BIL = Nivel básico de aislamiento [kV]

CFO = Tensión crítica de flameo [kV]

Z S = Impedancia característica [Ω]

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51

El valor del nivel básico de aislamiento ( BIL) queda determinado por la coordinación de

aislamiento y se especifica para el juego de barras soportadas y los diferentes equipos. El valor de

la tensión crítica de flameo (CFO) se especifica para las cadenas de aisladores. Si no se obtiene el

dato del catálogo de los mismos, se puede estimar a través de la fórmula 7.4 referida en la norma

IEEE 998 – 1996 [28], siendo w la longitud de la cadena de aisladores.

wCFO 58594,0 (7.4)

Para el cálculo de la impedancia característica del conductor de fase se emplea la ecuación 7.5:

r

h

R

h Z av

C

avS

2ln

2ln60 (7.5)

Donde:

hav = Altura promedio del conductor de fase [m]

RC = Radio corona del conductor de fase o radio corona equivalente del haz de conductores [m]

r = Radio metálico del conductor de fase o radio equivalente del haz de conductores [m]

La altura promedio del conductor (hav) puede ser calculada a través de la ecuación 7.6. La

flecha puede ser estimada considerando el criterio de la norma CADAFE 158 – 88 [18], en

donde se toma el valor de la flecha como un porcentaje de la longitud del vano: 2% para vanos

menores a 20 metros, 3% para vanos entre 21 y 80 metros, y 5% para vanos mayores a 81 metros.

f hhav 3

2 (7.6)

Donde:


h = Altura de conexión del conductor de fase [m]

f = Flecha del vano [m]

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52

El radio corona ( RC ) se puede calcular a través de la ecuación 7.7:

02

ln0

E

V

R

h R C

C

avC (7.7)

Donde:


V C = CFO para barras tendidas; BIL para barras rígidas.

E 0 = Gradiente de corona límite, se toma 1500 kV/m [28]

Luego, se puede calcular la altura mínima a la cual debe estar colocado el cable de guarda con

respecto al conductor de fase a través de la ecuación 7.8 y ejemplificado en la figura 7.1 [3]:

22 d SmSmhe (7.8)

Donde:

he = Altura mínima del cable de guarda con respecto al conductor de fase [m]

d = Mitad de la distancia de separación entre cables de guarda adyacentes de un pórtico [m]

Figura 7.1. Apantallamiento con cable de guarda.

Al calcular la altura mínima del cable de guarda se obtiene la separación a la cual se debe

encontrar el mismo respecto a la barra para que ésta pueda estar protegida. Si ya se ha definido

7/23/2019 000148380


53

una altura para el cable de guarda, entonces se debe verificar que la altura del mismo sea igual o

mayor a la altura mínima calculada.

Al tener la distancia de descarga crítica, se obtiene el radio de la esfera rodante y se puede

verificar gráficamente el sistema de apantallamiento de la subestación. Los cables de guardaofrecen una zona de protección a lo largo del mismo, determinada por una esfera imaginaria. El

rodamiento imaginario de la misma a través de los dispositivos apantalladores para verificar que

los equipos se encuentren protegidos se puede realizar en un plano (dos dimensiones) de la

siguiente manera;

Si se tiene un solo cable de guarda; se traza una circunferencia de radio (Sm) centrada en

el punto de apoyo del cable de guarda, se traza una recta paralela al suelo de la

subestación a una altura (Sm). Luego, se dibujan dos esferas imaginarias del mismo radio

(Sm) con centros que están determinados por los puntos de intersección entre la recta

paralela y la circunferencia con centro en apoyo del cable de guarda, así se obtiene la zona

de protección por un cable de guarda a lo largo del mismo (ver figura 7.2).

Figura 7.2. Zona de protección para un cable de guarda [36].

Si se tienen dos cables de guarda apoyados en pórticos adyacentes; para éste caso se debe

considerar la intersección de las dos zonas de protección de los cables de guarda. Se traza

una circunferencia de radio (Sm) centrada en el punto de apoyo del cable de guarda en

cada pórtico y se traza igualmente una recta paralela al suelo de la subestación a una

altura igual a (Sm). Luego, se dibujan tres esferas imaginarias del mismo radio (Sm)

centradas en los puntos de intersección de las primeras dos circunferencias, y de cada

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54

circunferencia con la recta paralela, obteniendo así la zona de protección de ambos cables

de guarda (ver figura 7.3).

Figura 7.3. Zona de protección para dos cables de guarda [36].

La idea es que luego de trazar las zonas de protección descritas por los arcos de circunferencia

de la esfera imaginaria se observe que todos los equipos se encuentren por debajo de éstas curvas.

Si algún equipo llegase a tocar la esfera o atravesarla, el mismo estará desprotegido ya que puede

recibir una descarga directa que deteriore su aislamiento.

Como se ha notado, el radio de la circunferencia queda determinado por la distancia de

descarga crítica que a su vez depende de la corriente de descarga crítica. La corriente de descarga

de un rayo es una variable aleatoria y se debe tener en cuenta que puede que la corriente del rayo

sea mayor o menor al valor de la corriente de descarga crítica para el cual fue diseñado el sistema

de apantallamiento. Si se tiene una descarga con una corriente de menor magnitud a la corriente

crítica, la distancia de descarga (radio de la esfera) será menor, lo que reduce el área de

apantallamiento. Sin embargo, como la corriente de descarga es menor a la crítica, no afectará elaislamiento del equipo. Por otro lado, si la descarga es de mayor magnitud a la corriente crítica,

el radio de la esfera será mayor, por lo cual aumenta la zona de protección, y no se tienen

problemas con el apantallamiento, pues fue diseñado para corrientes menores. Por éstas dos

razones el diseño se hace con la corriente de descarga crítica.

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55

La norma IEEE 998 – 1996 [28] indica como se calcula la probabilidad de que la corriente de

descarga del rayo sea mayor a I S :

6.2

311

1

S

S I

I P (7.9)

Ésta ecuación sólo se usa cuando un área de la S/E no quede apantallada contra corrientes de

descargas superiores a I S , para determinar la probabilidad de que un rayo de corriente superior a

I S caiga sobre esa área durante algún período de tiempo (generalmente en años).


El método utilizado para el cálculo del sistema de apantallamiento de la subestación es el

de la esfera rodante a través del método electrogeométrico descrito en la norma IEEE 998

– 1996 [28].

Se tiene previsto la colocación de cables de guarda en las estructuras de los pórticos a lo

largo de la subestación. Se colocarán dos cables de guarda que atraviesan la subestación a

lo largo, desde la torre de 115 kV hasta la torre de 34,5 kV, sostenidos por los pórticos de

la subestación. En el plano de apantallamiento en la sección de anexos C de éste trabajo se puede observar la ubicación de los cables de guarda señalados.

No se realiza el cálculo ni verificación del sistema de apantallamiento para el nivel de

tensión de 34,5 kV debido a que los principales equipos estarán contenidos dentro de las

celdas de media tensión y la salida del transformador será subterránea, por lo tanto, no

están expuestos a descargas atmosféricas directas.

La altura de conexión del conductor de fase a la barra es 10,2 metros y la altura de

conexión del cable de guarda al pórtico es 13,2 m.

El juego de barras en 115 kV es de tipo tendido a través de cadenas de aisladores y

corresponde al equipo o estructura más alta a proteger dentro de la subestación. Posee un

(1) conductor por fase de calibre 500 MCM tipo ACAR 12/7 con diámetro 20,6

milímetros. Para mayor información acerca de las barras y las características del

conductor se puede consultar el capítulo 8 de éste trabajo.

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56

Se consideran dos zonas de interés para la verificación del sistema de apantallamiento; la

primera corresponde al pórtico de llegada de la línea en 115 kV, y la segunda al pórtico de

salida de línea en 34,5 kV.

Por ser una barra tendida a través de cadena de aisladores se considera la ecuación 7.3

para el cálculo de la corriente de descarga crítica. Considerando un valor de CFO de 830kV [29].

La barra tendida se colocará a través de dos vanos de longitud 9,3 y 6,5 metros. Por lo

tanto, siguiendo el criterio de la norma CADAFE 158 – 88 [18], el valor de la flecha será

el 2% de la longitud de éstos vanos, por ser menores a 20 metros.

El diseño se realiza considerando el vano de menor longitud y menor flecha, pues con éste

se obtiene mayor altura promedio, mayor radio corona y una impedancia característica

mayor, por lo que la corriente de descarga crítica será menor. El diseño debe ser realizado

en base al mínimo valor de corriente de descarga crítica encontrado.

Para el cálculo del radio corona, el valor de gradiente corona límite se toma como 1500

kV/m por recomendación de la norma IEEE 998 – 1996 [28].

7.4. Resultados de cálculo de apantallamiento

Se procedió al calculo del sistema de apantallamiento en base a la metodología y las premisas

de cálculo antes descritas provenientes de la norma IEEE 998 – 1996 [28]. El cálculo se realiza

para el equipo más alto de la subestación a proteger, es decir, el juego de barras tendidas en 115

kV. A continuación en la tabla 7.1 se muestran los valores necesarios para el cálculo de la altura

promedio, radio corona, impedancia característica, corriente y distancia de descarga crítica. En la

tabla 7.2 se muestran los resultados definitivos.

Tabla 7.1. Datos para el cálculo de apantallamiento.f [m] h [m] VC ó CFO [kV] E0 [kV/m] r [m] k

0,13 10,2 830 1500 0,0103 1

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57

Tabla 7.2. Resultados del cálculo de apantallamiento.

hav [m] RC [m] ZS [Ω] IS [kA] Sm [m] P(>IS) [%] he [m]

10,11 0,1052 378,89 4,53 21,36 99,33 0,59

Luego, se procedió a verificar gráficamente cada zona descrita en las premisas de cálculo a

través del rodamiento de una esfera imaginaria sobre los dispositivos apantalladores, en éste caso,

los puntos de apoyo del cable de guarda. El apantallamiento se verifica para las secciones

transversales en las cuales, la esfera imaginaria puede atravesar la superficie de algún equipo.

Los planos de verificación del sistema de apantallamiento de la subestación fueron elaborados

por la pasante y se encuentran en la sección de anexos C de éste trabajo (ver Plano N° 06,

Apantallamiento). En éste plano se puede encontrar una vista en planta del área total de la

subestación, en la cual se muestra la disposición de los cables de guarda dentro de la misma.

También se muestran dos secciones correspondientes a los pórticos de entrada y salida de las

líneas de la subestación. En la sección A-A del plano de apantallamiento (anexo C), se muestra el

recorrido de la esfera rodante con su zona de protección. El equipo más alto a proteger, el juego

de barras tendidas en 115 kV, se encuentra por debajo de la circunferencia descrita por la esfera

imaginaria, también se observa que ningún equipo atraviesa la misma, por lo cual, se puede

afirmar que esa zona se encuentra efectivamente apantallada. Al tener el cable de guarda tendidosobre los pórticos de la subestación, éste ofrece protección a todos los equipos que se encuentren

por debajo de la zona de protección. Los equipos restantes se encuentran demarcados dentro del

ancho del pórtico. Como se puede observar, todo el pórtico se encuentra por debajo de la

circunferencia, es decir, se encuentra apantallado, y al estar los demás equipos en éste ancho,

también estarán protegidos por el cable de guarda. Por otro lado, para la sección B-B del plano de

apantallamiento (anexo C), se observa también que todos los equipos se encuentran dentro de la

zona de protección del cable de guarda. En ésta zona, al ser el pórtico menos ancho, la zona de

protección es más pequeña.

La altura de instalación del cable de guarda será de 13,2 metros. La altura del cable de guarda

respecto al conductor de fase para lograr una protección adecuada debe ser 0,59 metros que

sumada a la altura de conexión de la barra tendida (10,2 metros) resultaría en 10,79 metros. Por

lo tanto, la altura de instalación (13,2 metros) es adecuada.

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CAPÍTULO 8CÁLCULO DE BARRAS TENDIDAS

8.1. Generalidades sobre barras de subestaciones

Un juego de barras es un conjunto de conductores eléctricos (rígidos o flexibles), que se utilizan

como conexión común de los diferentes circuitos presentes en una subestación. En general, un

juego de barras está formado por los siguientes elementos: conductores eléctricos, aisladores

(sirven de aislamiento eléctrico y de soporte mecánico del conductor), conectores y herrajes

(sirven para unir los diferentes tramos de conductores y para sujetar el conductor al aislador) [5].

Las barras pueden ser flexibles o rígidas. Las flexibles son más económicas que las rígidas pero

con más pérdidas por efecto corona, en cambio las rígidas presentan una mayor capacidad de

corriente por unidad de área; permiten la selección de distancias de seguridad menores, pero su

longitud se debe limitar más debido a los esfuerzos electromecánicos. El diseño de las barras

implica la selección apropiada del conductor en cuanto al material, tipo y forma del mismo, así

como la elección de sus aisladores y accesorios. Los materiales más utilizados para las barras son

el aluminio y aleaciones del mismo, ya que posee alta resistencia mecánica, buena conductividad

eléctrica y bajo peso [21].

El diseño de barras debe realizarse en base a la capacidad de las mismas para transportar la

corriente de carga en condiciones normales de operación o de emergencia. También deben ser

diseñadas para el soporte de las cargas mecánicas estáticas y dinámicas. Para el caso de cargasestáticas se consideran las cargas verticales a las que está expuesta la barra, como puede ser el

propio peso del conductor más el de los accesorios o conexiones bajantes a otros equipos. Para el

caso de las cargas dinámicas, se consideran la expansión térmica producida por cambios de

temperatura sobre la barra, los esfuerzos mecánicos como vientos y condiciones sísmicas, y los

esfuerzos electromagnéticos producidos por las corrientes de cortocircuito. Cabe destacar que el

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59

cálculo mecánico de las barras también sirve como base para el cálculo de las cargas sobre los

pórticos de la subestación, ya que para su diseño se toma en cuenta la tensión límite obtenida de

las hipótesis que consideran los efectos del viento y cortocircuito sobre los conductores.

En el caso de la subestación de interconexión 115/34,5 kV, se contará con un solo juego de barras en 115 kV, las cuales serán flexibles (tendidas). En los planos de disposición de equipos

(ver anexo A) se puede observar la barra tendida dispuesta en dos vanos: uno de 9,3 metros y otro

de 6,5 metros. A continuación se presenta la metodología y resultados del cálculo térmico y

mecánico de la barra tendida y el cable de guarda de la subestación.

8.2. Metodología para el cálculo de barras tendidas

El diseño de barras tendidas de la subestación en estudio se realizó en base a la norma para el

cálculo de juegos de barras CADAFE 158 – 88 [18]. Ésta norma aplica para el cálculo de barras

rígidas y flexibles, presentando una serie de criterios para su cálculo mecánico y térmico.

8.2.1. Cálculo térmico de barras tendidas

Se realiza con el fin de verificar la capacidad térmica del conductor seleccionado para soportar

la corriente de carga en condiciones normales, de emergencia o de cortocircuito. De ésta manera,el primer paso sería calcular la corriente de carga para las primeras dos condiciones de acuerdo a

la capacidad de la subestación (sustituyendo potencia trifásica aparente en condición normal o de

emergencia), a través la fórmula 8.1;

L LV

S I

3 (8.1)

Donde,

I = Corriente de carga en condición normal o de emergencia [A]

S = Potencia trifásica aparente en condición normal o de emergencia [kVA]

V L-L = Tensión línea – línea del sistema [kV]

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El objetivo es calcular la corriente máxima admisible del conductor para verificar que la

corriente de carga en condición normal y de emergencia esté por debajo de éste valor,

garantizando así su capacidad térmica para unas ciertas características basadas en las condiciones

ambientales y de operación del sistema. Para esto se calcula la capacidad térmica de los

conductores bajo régimen permanente mediante la ecuación de balance térmico 8.2 [18]:

RC I C QQQT R I )(2 (8.2)

Donde:

I = Corriente del conductor para su temperatura de operación T C [A]

R(T C ) = Resistencia AC del conductor a su temperatura de operación T C y a 60 Hz [Ω/m]

Q I = Potencia calórica recibida por insolación [W/m]

QC = Potencia calórica de disipación por convección [W/m]

Q R = Potencia calórica de disipación por radiación [W/m]

Al término I 2·R(T C ) también se le denomina pérdidas Joule.

Ampacidad del conductor (I): La ampacidad de un conductor se define como la máxima

corriente admisible que puede soportar el mismo a una determinada temperatura y condiciones

atmosféricas. Se calcula despejando el valor de la corriente ( I ) de la ecuación de balance térmico

8.2.

A continuación se presentarán las ecuaciones para el cálculo de las potencias calóricas

mencionadas anteriormente.

Potencia calórica de disipación por convección (QC ): Para éste cálculo se toma enconsideración la velocidad del viento, es decir, si la convección es natural o forzada. Se debe

calcular el número de Reynolds con la ecuación 8.3. Luego, en función del número de Reynolds

se utilizará la ecuación 8.4 ó 8.5 para el cálculo de la convección forzada y la ecuación 8.6 para la

convección natural [18].

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f

W f V D NR

(8.3)

AC f C T T K NRQ 52,01 35,101,1 , Si 0,1 ≤ NR ≤ 1000 (8.4)

AC f C T T K NRQ 6,02 753,0 , Si 1000 < NR ≤ 18000 (8.5)

25,175,05,077,14 AC f CN T T DQ (8.6)

Donde:

NR = Número de Reynolds

D = Diámetro del conductor [m]

ρ f = Densidad del aire [Kg/m3]

V W = Velocidad mínima del viento [m/h]

μ f = Viscosidad del aire [Kg/m · h]

QC1 = Potencia calórica por convección forzada 1 [W/m]

QC2 = Potencia calórica por convección forzada 2 [W/m]

QCN = Potencia calórica por convección natural [W/m]K f = Conductividad térmica del aire [W/m · °C]

T C = Temperatura del conductor [°C]

T A = Temperatura ambiente [°C]

Potencia calórica de disipación por radiación (Q R): La potencia calórica de disipación por

radiación se calcula a través de la ecuación 8.7.

44

100

273

100

2738,17 AC

R

T T e DQ (8.7)

Donde:

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62

Q R = Potencia calórica de disipación por radiación [W/m]

e = Coeficiente de emisividad

Potencia calórica recibida por insolación (Q I ): La potencia calórica recibida por insolación se

calcula a través de la ecuación 8.8 [18].

)(1100 sen DaQ I (8.8)

Donde:

Q I = Potencia calórica recibida por insolación [W/m]

a = Coeficiente de absorción (valor promedio 0,5)

Φ = Ángulo efectivo de incidencia de los rayos solares (se toma 90° para latitud ecuatorial)

Resistencia en corriente alterna del conductor a una temperatura determinada (R(T C )): El

cálculo de la resistencia en corriente alterna y de la ampacidad del conductor se basa en la guía

IEEE P738 [30] utilizada para el cálculo térmico de conductores aéreos. La resistencia en

corriente alterna del conductor para una determinada temperatura de operación se calcula con la

ecuación 8.9.

LOW LOW C LOW HIGH

LOW HIGH C T RT T

T T

T RT RT R

(8.9)

Donde:

R(TC) =Resistencia AC del conductor a una temperatura TC [Ω/m]

R(THIGH) = Resistencia AC del conductor a una temperatura THIGH [Ω/m]R(TLOW) = Resistencia AC del conductor a una temperatura TLOW [Ω/m]

THIGH = Máxima temperatura del conductor para una resistencia AC determinada [°C]

TLOW = Mínima temperatura del conductor para una resistencia AC determinada [°C]

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63

Capacidad de cortocircuito: Se procede a verificar la capacidad térmica del conductor bajo

condición de cortocircuito o capacidad de cortocircuito del conductor. Se debe calcular el área

mínima que debe tener el conductor para soportar los efectos térmicos del cortocircuito. Luego, el

área del conductor seleccionado debe ser mayor al valor calculado. Una vez seleccionado el

conductor, opcionalmente se puede calcular la corriente de cortocircuito permisible a través de él.El área mínima que debe tener el conductor se calcula a través de la ecuación 8.10 y la corriente

de cortocircuito permisible con la ecuación 8.11.

235

201

2351

3

C f

C MÁX

FSIM CC MÍN

T t

T T Ln

K

I A (8.10)

235

201

2351

C f

C MÁX

PERMISIBLE T t

T T Ln

AK I (8.11)

Donde:

A MÍN = Área mínima admisible del conductor [mm2]

I PERMISIBLE = Corriente de cortocircuito permisible o capacidad de cortocircuito [A]

I CC3FSIM = Corriente de cortocircuito trifásico simétrico máxima [kA]

K = Constante que depende del material (213,2 para cobre y 141,9 para aluminio)

T MÁX = Temperatura máxima que puede soportar el conductor [°C]

T C = Temperatura inicial del conductor [°C]

t f = Duración del cortocircuito [s]

A = Sección transversal del conductor [mm2]

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8.2.2. Cálculo mecánico de barras tendidas

Se realiza calculando las posibles tensiones mecánicas que tendrán los conductores flexibles de

las barras al variar las condiciones de carga mecánica o de temperatura, utilizando la ecuación de

cambio de estados 8.12 y comparando con la tensión mecánica máxima admisible del conductor[3]. Ésta tensión máxima admisible se puede determinar por la carga de rotura dividida entre un

factor de seguridad (2,5) para evitar que el conductor llegue a una tensión mecánica que produzca

su alargamiento permanente [31]. Con ésta ecuación teniendo los datos de un estado inicial se

pueden encontrar las tensiones del estado final. Cabe destacar también que no se consideran para

los cálculos el efecto creep debido a que los vanos en subestaciones suelen mucho menores a 100

metros, teniendo un efecto despreciable [32].

22

22

21

21

221

21

**

24

wwa

E f (8.12)

Donde:

α = Coeficiente de dilatación térmica lineal [°C-1]

θ 1 , θ 2 = Temperatura del conductor en el estado inicial (estado 1) o final (estado 2) [°C]

τ 1 , τ 2 = T 1 /S , T 2 /S = Tensiones en estado inicial (estado 1) o final (estado 2) [kg/mm2]

E f = Módulo de elasticidad final del conductor [kg/mm2]

a = Longitud del vano [m]

w1*, w2* = w1 /S, w2 /S = Peso compuesto en el estado inicial (estado 1) o final (estado 2)

[kg/m·mm2]

w1 , w2 = Peso equivalente del conductor en el estado inicial (estado 1) o final (estado 2) [kg/m]

T 1 , T 2 = Tensión mecánica del conductor en el estado inicial (estado 1) o final (estado 2) [kg]

S = Sección transversal del conductor [mm2

] [31]

El objetivo inicial es obtener una tensión mecánica mínima con base en el control de las flechas

máximas permitidas a la temperatura máxima, de forma tal que se cumplan las distancias

eléctricas mínimas de seguridad y las separaciones entre fases adecuadas para evitar flameos por

esfuerzos de cortocircuito o de viento, entre otros [3].

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65

Para el cálculo mecánico se parte de una hipótesis inicial y se calculan las tensiones y flechas

en el estado correspondiente a la hipótesis siguiente, y así sucesivamente según el número de

hipótesis que se consideren. Se debe tener a disposición las características del conductor

seleccionado para la barra. Estas características comprenden: coeficiente de dilatación térmica

lineal del material, módulo de elasticidad, sección transversal, peso lineal, diámetro delconductor, entre otras. También se debe tener la longitud del vano y la temperatura en el estado

inicial y final.

Como dato también se necesita el peso del conductor, el peso compuesto, y las distintas cargas

por efecto del viento y del cortocircuito. A continuación se describirán cada una de ellas y la

manera de calcularlas.

Carga por efecto del viento (Cv): Para calcular la carga por efecto del viento se obtiene primero

la presión de viento sobre el conductor a través de la fórmula 8.13. Luego, la carga de viento se

obtiene con la fórmula 8.14 [18].

20463,0 VwPv (8.13)

PvCv (8.14)

Donde:

Pv = Presión de viento sobre el conductor [N/m2]

Vw = Velocidad de viento [Km/h]

Cv = Carga de viento sobre el conductor [N/m]

Φ = Diámetro del conductor [m]

Carga por efecto del cortocircuito (F CC ): La carga por efecto del cortocircuito se calcula a

través de la fórmula 8.15 [18].

d

I Fcc CC

2

39,0 (8.15)

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Donde:

Fcc = Carga por efecto del cortocircuito [N/m]

I CC = Valor eficaz de la corriente de cortocircuito trifásica simétrica [kA]

d = Separación entre fases [m]

Carga equivalente sobre el conductor por efecto propio y por cargas concentradas (w EQUIV ):

Para el cálculo de la carga equivalente sobre el conductor se debe obtener el peso lineal del

mismo, pesos de los conectores junto a los pesos de los conductores bajantes, así como también

el peso de los aisladores y sus herrajes. Luego, se calculan los momentos que ejercerían éstas

cargas a lo largo del vano en estudio para luego calcular una fuerza de soporte equivalente sobre

el vano que estaría aplicada en la mitad del mismo. De ésta manera, la carga equivalente sobre el

conductor vendría dada por el cociente entre ésta fuerza de soporte equivalente y la longitud de la

mitad del vano. Generalmente, la distribución de cargas concentradas sobre el conductor no es

simétrica. Ante esto, se realiza éste procedimiento para las cargas aplicadas en el lado derecho y

luego para las cargas en el lado izquierdo y el valor a tomar será el mayor entre ambos.

Peso compuesto del conductor (wCOMP): Una vez determinadas las diferentes cargas que pueden

presentarse sobre los conductores, se procede a calcular el peso compuesto, el cual está dado por

la combinación de las cargas horizontales y verticales que actúan sobre el conductor. Asumiendocomo cargas verticales, la carga equivalente del conductor por efecto propio y por cargas

concentradas, y como cargas horizontales, la carga por efecto del viento o cortocircuito. Éstas son

dos componentes de fuerza formando un ángulo de 90° como se muestra en la figura 8.1. El peso

compuesto considerando el efecto del cortocircuito se calcula con la fórmula 8.16 y considerando

el efecto del viento con la fórmula 8.17.

Figura 8.1. Peso compuesto actuante sobre el conductor.

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67

22CC EQUIV COMP F ww (8.16)

22V EQUIV COMP C ww (8.17)

Donde:

wCOMP = Peso compuesto [kg/m]

wEQUIV = Carga equivalente del conductor por efecto propio y por cargas concentradas [kg/m]

F CC = Carga por efecto del cortocircuito [kg/m]

Cv = Carga por efecto del viento [kg/m]

La tensión en el estado inicial se determina a través de la fórmula de la flecha debido a la

restricción de la misma a temperatura máxima. De ésta manera la tensión inicial del estado 1 se

puede calcular a través de la fórmula 8.18 (fórmula aplicable para vanos menores a 500 metros)

[3]:

1

1

2

1

8

COMP

w

f a

T

(8.18)

Donde:

T 1 = Tensión en el estado inicial (estado 1) [kg]

f 1 = Flecha máxima permitida (condición de temperatura máxima) [m]

Luego de tener todos los datos correspondientes se procede a resolver la ecuación de estados

con el fin de obtener la tensión y flecha en el estado final, y así fijar las tensiones de diseño de las

barras.

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68

8.3. Metodología para el cálculo mecánico de cables de guarda

Para realizar el cálculo mecánico del cable de guarda de la subestación en estudio se realiza el

mismo procedimiento descrito para las barras tendidas. Se utiliza la ecuación de cambios de

estado, considerando otras hipótesis pues el cable de guarda nunca adquiere una temperatura deoperación de un conductor porque éste nunca se encuentra energizado. Se procede de igual

manera calculando las cargas sobre el cable de guarda. Sin embargo, se debe recordar que los

cables de guarda solo tendrán su peso propio, pues no poseen conexiones bajantes a equipos y por

otro lado tampoco se considera los efectos por cortocircuito, ya que a pesar de que por los

mismos pueden circular corrientes de falla a tierra que toman éste camino y no sólo el de la malla

de puesta a tierra de la subestación, significa un porcentaje menor asociado al factor de división

de la corriente. Por último, también se fija una condición para la flecha del cable de guarda en

función de la flecha del conductor.


El método a utilizar para el cálculo de las barras tendidas se regirá por la norma de

CADAFE para el cálculo de juegos de barras en subestaciones 158 – 88 [18].

Para el caso de barras tendidas en 115 kV, el conductor a utilizar será 500 MCM ACAR

12/7. Se selecciona éste conductor debido a conveniencias a la hora de realizar empalmes, pues el conductor de la línea de llegada a la subestación es del mismo calibre. Estos se

encuentran tendidos entre los pórticos de la subestación formando dos (2) vanos de 9,3 y

6,5 metros de longitud.

Los cables de guarda dentro de la subestación serán de guaya de acero galvanizado con

diámetro 5/16” (7 hebras), siendo tendidos sobre los pórticos de la subestación formando

tres (3) vanos de 9,3, 6,5 y 23 metros de longitud.

Para todos los cálculos, la corriente de cortocircuito máximo trifásico es 13,27 kA, valortomado de los resultados del estudio de cortocircuito realizado en el capítulo 3 de éste

trabajo y correspondiente al máximo valor encontrado para el nivel de tensión de 115 kV.

Para el caso de las barras tendidas se realiza el cálculo térmico y mecánico, mientras que

para los cables de guarda sólo se realiza el cálculo mecánico.

Las barras tendidas tendrán un (1) conductor por fase.

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69

Las características mecánicas y eléctricas de los conductores seleccionados fueron

tomadas del catálogo CABEL [33]. A continuación se muestran las mismas:

Tabla 8.1. Características eléctricas y mecánicas del conductor ACAR 500 MCM 12/7.

Tipo Conductor ACAR 500 MCM 12/7Diámetro [mm] 20,6

RMG [mm] 9,58

Peso lineal [kg/m] 0,698

Carga Rotura [kg] 5345

RDC @ 20°C [Ω /km] 0,12

RAC @ 75°C [Ω /km] 0,145

Módulo de Elasticidad [kg/mm2] 6374

Coeficiente de Dilatación Lineal [°C-1

] 0,000023Corriente nominal [A] 645

Corriente de Cortocircuito [kA] 29,3

Tabla 8.2. Características mecánicas del cable de guarda.

Tipo Guaya de Acero Galv. 5/16" (7 hebras)

Diámetro [mm] 7,94

Área Sección Transversal [mm] 38,6

Peso [kg/m] 0,306

Carga Rotura [kg] 3636

Módulo de Elasticidad [kg/mm2] 19000

Coeficiente de Dilatación Lineal [°C-1] 0,000012

Para el cálculo térmico de la barra tendida se toman en consideración los criterios

reseñados en la norma CADAFE 158 – 88 [18].

Criterio 1: La sección de los conductores deberá ser tal que su temperatura no exceda la

temperatura ambiente de diseño (40°C) en más de 30°C para condiciones normales y

70°C para condiciones de emergencia. Es decir, para la condición normal se considera

70°C y para la condición de emergencia 110 °C.

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70

Criterio 2: La sección de los conductores deberá ser tal que su temperatura no exceda la

temperatura de daño del material, dicha temperatura puede ser determinada por los

requerimientos mecánicos del material cuando se le somete en un tiempo muy corto a una

temperatura muy alta. Ésta temperatura se considera 200°C según [33].

La potencia en condiciones normales será la capacidad ONAN del transformador (15

MVA), la cual corresponde a su operación nominal y la potencia en condiciones de

emergencia la capacidad ONAF (20 MVA), por ser la potencia que puede transmitirse

considerando el factor de sobrecarga.

Como condiciones ambientales para el cálculo térmico; la velocidad mínima del viento

será 2196 m/h, el coeficiente de emisividad y de absorción 0,5, y el ángulo de ataque del

viento sobre las barras 90 grados [18].

Para el cálculo mecánico de las barras tendidas se toman en cuenta los criterios de la

norma CADAFE 158 – 88 [18], las cuales consideran todas las cargas verticales sobre el

conductor debido a las conexiones de los diferentes equipos a la barra y el esfuerzo por

cortocircuito.

Criterio 1: La flecha máxima permisible a la temperatura máxima de operación normal

(70°C) y sin considerar la acción del viento, no debe exceder el 2% del vano, para vanos

menores de 20 metros, el 3% del vano para vanos entre 21 y 80 metros, y el 5% del vano para vanos mayores de 81 metros.

Criterio 2: La tensión máxima a la cual puede llegar el conductor será el 80% de la

tensión de diseño del pórtico, con un viento de 120 km/h y a la temperatura mínima de la

zona, considerada en éste caso (15°C).

Además de estos, se consideran dos criterios adicionales más: cortocircuito con

temperatura mínima (15°C), y tendido a temperatura media ambiental (29°C) y con viento

nulo.

Para el cálculo de las cargas verticales sobre el conductor, se toman en consideración, las

conexiones bajantes de la barra hacia los equipos y los pesos de las cadenas de aisladores

junto a sus herrajes.

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71

Para el conductor bajante de la barra se asume que será del mismo calibre del conductor

de la barra, y por lo tanto se toma su mismo peso lineal. Para los conectores, sus valores

de peso son tomados en base al catálogo Hubbel Fargo [34], y se utilizarán cadenas de

aisladores de cerámica, con un peso de 65 kg aproximadamente, incluido el peso de sus

herrajes. No se toman en cuenta los criterios electrostáticos por ser una subestación con nivel de

tensión menor a 230 kV, de acuerdo a la norma CADAFE 158 – 88 [18].

La distancia entre fases de los conductores de la barra tendida es 2,5 metros para el nivel

de tensión 115 kV, según norma CADAFE 158 – 88 [18].

Para el cálculo mecánico del cable de guarda no se considera el efecto por cortocircuito.

Se toman en cuenta las mismas hipótesis utilizadas para la barra tendida con la salvedad

de que para la condición 1 la restricción viene dada por la flecha del cable de guarda, la

cual deberá ser menor al 80% de la flecha del conductor. Además, la temperatura máxima

de operación se considera como la máxima ambiental en 40°C.

La carga vertical del cable de guarda es única (su propio peso), ya que estos no presentan

cargas concentradas por efecto de conexiones bajantes a equipos.

8.5. Resultados del cálculo de barras tendidas

Los resultados del proceso de cálculo térmico y mecánico de la barra tendida en 115 kV son

presentados a continuación:

8.5.1. Resultados de cálculo térmico de barras tendidas

La corriente de carga de la subestación en ambas condiciones fue calculada a través de la

fórmula 8.1, obteniéndose para la corriente de operación normal 75,31 A y para la corriente en

condiciones de emergencia 100,41 A.

En las tablas 8.3 y 8.4 se presentan los resultados de las potencias calóricas y la resistencia en

corriente alterna del conductor tanto para la condición normal como para la de emergencia.

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Tabla 8.3. Datos necesarios para el cálculo térmico.

D

[m]

VW

[m/h]

ρF [kg/m3]

μF [kg/m.h]

KF

[W/m.°C]TC

[°C]TA

[°C]N°

Reynolds(NR)

R(THIGH)

[Ω /m]

(THIGH =25°C)

R(TLOW)

[Ω /m]

(TLOW =75°C)

CondiciónNormal

0,0206 2196 1,076 0,07128 0,0283 70 40 682,88 1,45E-04 1,19E-04

Condición

Emergencia0,0206 2196 1,014 0,07452 0,0298 110 40 615,55 1,45E-04 1,19E-04

Tabla 8.4. Resultados de cálculo térmico en condiciones normales y de emergencia.

Potencia porconvección

QC [W/m]

Potencia porradiación

QR [W/m]

Potencia porinsolación

QI [W/m]

Resistencia ACdel conductor

R(TC) [Ω /m]

Ampacidad

IADMISIBLE [A]

CondiciónNormal

34,98 7,78 11,33 1,42E-04 469,74

CondiciónEmergencia

81,55 21,85 11,33 1,63E-04 751,70

Para la capacidad térmica del conductor bajo régimen de cortocircuito, se obtuvo que el área

mínima que debe tener el conductor es 109,74 mm

2

, mientras que la corriente permisible enrégimen de cortocircuito para el conductor seleccionado resultó ser 30,59 kA.

Por lo tanto el conductor seleccionado para la barra (500 MCM ACAR 12/7), cumple con los

requisitos de capacidad térmica bajo régimen permanente y bajo régimen de cortocircuito. En el

caso de régimen permanente, las corrientes admisibles del conductor seleccionado (469,74 A y

751,7 A) resultaron ser mayores a las corrientes de carga de la subestación en condiciones

normales o de emergencia (75,31 A y 100,41 A). Por otro lado, para el caso de régimen de

cortocircuito, se verifica que el área del conductor seleccionado (253 mm2) resulta ser mayor que

el área mínima (104,79 mm2) que debe tener el conductor para soportar tal magnitud por un

período corto de tiempo. Alternativamente, se verifica que la corriente permisible bajo

cortocircuito del conductor seleccionado (30,59 kA) resultó ser mayor que la máxima corriente

de cortocircuito esperada en la subestación (13,27 kA).

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73

Se puede observar que la ampacidad del conductor seleccionado es mucho mayor a las

corrientes de carga esperadas en la subestación, sin embargo, vale recordar que se escogió

directamente ese conductor porque la línea de llegada a la subestación tiene ese calibre y para

facilitar los empalmes y conexiones del mismo.

8.5.2. Resultados de cálculo mecánico de barras tendidas

Las hipótesis consideradas para el cálculo mecánico se encuentran resumidas en la tabla 8.5.

Tabla 8.5. Hipótesis de cálculo mecánico de las barras tendidas.

Hipótesis Temperatura Velocidad del viento Condición particular

Hipótesis 1

Máxima de operación del

conductor (70°C) 0

Sin considerar efecto del viento

f = 2%Vano

Hipótesis 2 Mínima ambiental (15°C) Máxima 120 Km/hConsiderando efecto del viento

TMÁX = 80%TDISEÑO

Hipótesis 3 Mínima ambiental (15°C) 0Considerando efecto de

cortocircuito

Hipótesis 4 Media ambiental (29°C) 0 Tendido del conductor

La carga por efecto del viento y del cortocircuito calculadas a través de las ecuaciones 8.14 y8.15 resultaron ser 1,4 kg/m y 2,8 kg/m, respectivamente. La tabla 8.6 presenta los resultados de

los pesos compuestos para cada hipótesis. Estos valores son necesarios para el cómputo de las

tensiones y flechas del estado final para las mencionadas hipótesis. En la tabla 8.7 se presentan

los resultados de las tensiones (expresadas en kg y en porcentaje de la carga de rotura) y las

flechas (expresadas en metros y en porcentaje de la longitud del vano).

Tabla 8.6. Valores necesarios para el cálculo con ecuación de cambio de estado.

Longitud de Vano WCOMP1 [kg/m] WCOMP2 [kg/m] WCOMP3 [kg/m] WCOMP4 [kg/m]

9,3 metros 3,86 4,11 4,77 3,86

6,5 metros 6,83 6,97 7,38 6,83

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Tabla 8.7. Resultados cálculo mecánico de barra tendida para 115 kV.

Tensión [kg] Tensión % CR Flecha [m] Flecha %Vano [m]

Vano

9,3 metros

Hipótesis 1

Hipótesis 2

Hipótesis 3

Hipótesis 4

224,36

729,44

768,04

450,86

4,20

13,65

14,37

8,44

0,186

0,061

0,067

0,093

2,00

0,66

0,72

1,00

Vano

6,5 metros

Hipótesis 1

Hipótesis 2

Hipótesis 3

Hipótesis 4

277,47

807,52

824,67

537,11

5,19

15,11

15,43

10,05

0,13

0,046

0,047

0,067

2,00

0,71

0,72

1,03

La tensión máxima admisible del conductor seleccionado para la barra es 2138 kg y viene

determinada por el valor de la carga de rotura (5345 kg) divida por un factor de seguridad de 2,5,o lo que es lo mismo el 40% de la carga de rotura.

Del criterio 2 expresado en la norma CADAFE 158 – 88 [18], obtenemos las tensiones de

diseño de las barras, las cuales son determinadas de multiplicar la tensión obtenida en la hipótesis

2 (valor máximo encontrado para los dos vanos involucrados) por el factor 1,25 para cumplir que

la máxima tensión de la barra no exceda la tensión de diseño en un 80%. Por lo tanto, las

tensiones de diseño de las barras deberán ser mayores a 1009,4 kg (18,88 %CR). Siendo éste

valor menor al de la tensión máxima admisible del conductor.

Se verifica que todas las tensiones calculadas para las distintas hipótesis resultaron estar por

debajo del 40% de la carga de rotura del conductor, de manera de asegurar que el mismo no sufra

deformaciones permanentes por efecto de las tensiones, y que las flechas calculadas fueron

menores al 2% de la longitud del vano. También se observa que las tensiones considerando el

efecto del cortocircuito siempre resultaron ser mayores a las que consideraban sólo el efecto del

viento. Se determinó además que las tensiones mecánicas de instalación de la barra tendida debenser 450,86 kg y 537,11 kg para los vanos de 9,3 y 6,5 metros, respectivamente,

8.6. Resultados de cálculo mecánico del cable de guarda

Las hipótesis para el cálculo se encuentran resumidas en la tabla 8.8.

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Tabla 8.8. Hipótesis de cálculo mecánico de los cables de guarda.

Hipótesis Temperatura Velocidad del viento Condición particular

Hipótesis 1 Máxima ambiental (40°C) 0Sin considerar efecto del viento

f CG = 80%f COND

Hipótesis 2 Mínima ambiental (15°C) Máxima 120 Km/h Considerando efecto del viento

Hipótesis 3 Media ambiental (29°C) 0 Sin considerar efecto del viento

La condición que se impone es que la flecha del cable de guarda debe ser menor o igual al 80%

de la flecha del conductor. Para el cálculo de la flecha del conductor se toma el criterio del 2%

para los vanos de 9,3 y 6,5 metros por ser estos menores a 20 metros y el criterio del 3% para el

vano de 23 metros, por ser éste mayor a 20 metros. La carga por efecto del viento resultó ser 0,54

kg/m. El peso compuesto de la hipótesis 1 y 3 resultó ser 0,306 kg/m y para la hipótesis 2 de 0,62kg/m, valores constantes para los tres vanos. La tabla 8.9 presenta los resultados de las tensiones

y las flechas para cada vano e hipótesis.

Tabla 8.9. Resultados cálculo mecánico del cable de guarda.

Tensión [kg] Tensión % CR Flecha [m] %f COND [m]

Vano

9,3 metros

Hipótesis 1

Hipótesis 2

Hipótesis 3

22,23

56,76

24,67

0,61

1,56

0,68

0,149

0,118

0,134

80,00

63,44

72,04

Vano

6,5 metros

Hipótesis 1

Hipótesis 2

Hipótesis 3

15,54

40,31

17,27

0,43

1,11

0,47

0,104

0,081

0,094

80,00

62,31

72,31

Vano

23 metros

Hipótesis 1

Hipótesis 2

Hipótesis 3

36,66

80,86

38,31

1,00

2,22

1,05

0,552

0,507

0,528

80,00

73,48

76,52

Los resultados muestran que la flecha del cable de guarda siempre se encontrará por debajo del

80% de la flecha del conductor, además las tensiones representan un porcentaje muy bajo de la

carga de rotura, lo cual significa que el cable de guarda no sufrirá deformaciones excesivas por

efecto de las tensiones mecánicas. Por último, la hipótesis 3 fija las condiciones de instalación del

cable de guarda en 24,67 kg, 17,27 kg y 38,31 kg para los vanos de 9,3, 6,5 y 23 metros,

respectivamente.

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CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

El presente trabajo de pasantía representó el desarrollo de diversas actividades correspondientes

al diseño de subestaciones a través de un proceso normalizado que involucró desde la concepción

general del esquema eléctrico hasta el diseño de diversos detalles. En éste proceso, se tiene elobjetivo de satisfacer requerimientos técnicos particulares pero además de esto se debe preservar

la seguridad y buscar la manera de disminuir los costos de instalación y mantenimiento. De ésta

forma, se busca reducir la cantidad de equipos dentro de la subestación y ofrecer la tecnología

adecuada acorde con los costos, siempre teniendo en cuenta la función e importancia que tenga la

subestación dentro del sistema eléctrico.

En resumen, se determinó una corriente nominal de 101 A (lado de alta tensión) y de 335 A

(lado de baja tensión), una capacidad de cortocircuito de los equipos y capacidad de interrupción

nominal para el interruptor de 31,5 kA, cuatro postes de alumbrado con dos reflectores cada uno

de 400W, un conductor de malla de tierra de calibre 4/0 AWG con cuadrícula de 4 x 3,7 metros,

dos cables de guarda tendidos entre pórticos para el apantallamiento contra descargas

atmosféricas de la subestación, se verifico que el tipo de conductor de fase 500 MCM ACAR y el

cable de guarda guaya de acero galvanizado 5/16” es capaz de soportar las tensiones mecánicas

en condiciones de carga de emergencia, de cortocircuito y de viento. Además se determinaron las

tensiones mecánicas de instalación de la barra tendida y del cable de guarda para cada uno de losvanos correspondientes y que el cable de 34,5 kV (que alimenta las celdas de media tensión) debe

ser calibre 750 MCM.

A lo largo del trabajo de pasantía se pudo observar que uno de los objetivos del desarrollo de la

ingeniería básica para un proyecto de subestaciones es la realización de las especificaciones

generales de los equipos primarios de la misma (vigilando además que se encuentren acordes con

los valores normalizados disponibles), ya que estos generalmente conllevan a largos tiempos de

entrega. Durante ese tiempo, se pueden desarrollar otras actividades de diseño y construcción de

la subestación. Por lo tanto, se enfatiza la necesidad de llevar una secuencia adecuada de

actividades dentro del proceso de diseño con el objetivo de disminuir los tiempos de ejecución.

Es necesaria la realización previa de los estudios de carga, cortocircuito y coordinación de

aislamiento, pues con éstos se obtienen distintas variables que serán necesarias para la

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prosecución de otras actividades de diseño tales como el cálculo de la malla de tierra, protección

contra descargas atmosféricas, cálculo de juegos de barras, especificaciones de equipos y cálculo

de alimentadores. Se destaca además la importancia de contar con los estudios en campo

correspondientes para realizar un diseño adecuado, por ejemplo, el cálculo de la malla de tierra se

realizó basado en un estudio preliminar de medición de resistividades del suelo, sin embargo, serecomienda, que el diseño sea revisado al momento de contar con un estudio formal de suelos y

de resistividad del mismo.

Durante el desarrollo de la pasantía, se pudo apreciar que uno de los objetivos básicos en el

diseño de una subestación es ofrecer seguridad tanto a equipos como personas, pues la mayoría

de las actividades tales como el diseño de la malla de tierra, cálculo de barras tendidas,

protección contra descargas atmosféricas, disposición de equipos en patio, entre otros, están

enfocadas hacia disminuir la probabilidad de contactos a estructuras energizadas, y disminuir los

efectos perjudiciales al momento de la ocurrencia de cortocircuitos, tales como evitar las

sobretensiones que puedan ser percibidas por los equipos, y evitar que las personas dentro o cerca

de la instalación se sometan a tensiones peligrosas.

En relación a las distancias de seguridad, se recomienda la revisión de la disposición de

equipos, una vez se determinen la marca y modelo de los equipos de maniobra específicos a

instalar, ya que estos se realizaron con vistas, dimensiones y detalles de equipos referenciales.

Por otro lado, el uso de herramientas computacionales tales como ETAP (para el análisis de

sistemas eléctricos de potencia), DIALUX (para el cálculo de la iluminación exterior) y Autocad

(para el desarrollo, dibujo de planos y la aplicación del método de cálculo de apantallamiento de

la esfera rodante), facilitaron el desarrollo de distintas actividades a lo largo de la pasantía.

A través del proceso de investigación de las normativas y bibliografía inherente al diseño de

una subestación, se pudo apreciar que no sólo es importante la parte eléctrica de la misma, pues

también conlleva un gran trabajo la parte de ingeniería civil, la cual contempla diseño de vías

perimetrales y de acceso a la subestación, drenajes, fundaciones, diseño de estructuras metálicas,

fosas de recolección de aceite de los transformadores, entre otras. Se observa la necesidad de

mantener en comunicación a los responsables de las dos disciplinas (civil y eléctrica) durante el

desarrollo (diseño y construcción) de la subestación.

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REFERENCIAS

[1] Empresas Y&V. 2009. La Corporación – Empresas Y&V. Disponible en Internet:http://www.yvsite.com/web/lacorporacion.php?id=1, consultado el 28 de septiembre de 2009.

[2] Empresas Y&V. 2009. Manual de organización y políticas R.R.H.H. – Empresas Y&V.

Disponible en Intranet: Documento N° C – RH – 01M.[3] RAMÍREZ, Carlos F., “Subestaciones de alta y extra alta tensión”, Mejía Villegas S.A.,Segunda Edición, Colombia, 1991.

[4] CAVALLOTI, Jorge A., “Disposiciones constructivas de subestaciones a la intemperie enaltas y muy altas tensiones”, CADAFE, Primera Edición, Caracas – Venezuela, 1968.

[5] MARTÍN, José R., “Diseño de subestaciones eléctricas”, Mc Graw Hill, Primera edición,México, 1990.

[6] Empresas Y&V, “Load Analysis” Hoja de cálculo en Microsoft Excel, 2009.

[7] PDVSA, “Análisis de cargas”, Manual de Ingeniería de Diseño, Norma PDVSA N°

90619.1.050, Venezuela, 1993.[8] PDVSA, “General Specification for Electrical Engineering Design”, Manual de Ingeniería deDiseño, Norma PDVSA N° N – 252, Venezuela, 1996.

[9] PDVSA, “Obras eléctricas”, Manual de Ingeniería de Diseño, Norma PDVSA N° N – 201,Venezuela, 1993.

[10] Foster Wheeler, “PGU Feasibility Study” El Palito Refinery Expansion Project, Documento N° 78 – FELE – RP – 0501, 2009.

[11] IEEE, “IEEE Standard general requirements for liquid – immersed distribution, power andregulating transformer”, Norma N° IEEE Std C57.12.00 – 2000, Estados Unidos, 2000.

[12] MARTÍNEZ, Miguel. “Apuntes Sistemas de Protección. CT-4222”, Profesor MiguelMartínez, Universidad Simón Bolívar, Venezuela, 2009.

[13] IEC, “Short – Circuit currents in three phase a.c. systems”, Norma N° IEC 60909 – 0, Suiza,2001.

[14] ANDERSON, Paul. “Analysis of Faulted Power Systems”, IEEE PRESS Power SystemsEngineering Series, Segunda edición, Nueva York – Estados Unidos, 1995.

[15] RODRÍGUEZ, Juan C. “Apuntes Instalaciones en Alta Tensión. CT-4111”, Profesor JuanCarlos Rodríguez, Universidad Simón Bolívar, Venezuela, 2009.

[16] IEC, “High – voltage alternating – current circuit – breakers”, Norma N° IEC 62271 – 100,

Suiza, 2006.[17] IEC, “Common specifications for high – voltage switchgear and controlgear standards”, Norma N° IEC 60694, Suiza, 2002.

[18] CADAFE, “Guía técnica para el cálculo de juegos de barras – distancias de seguridad”, Norma presentación de proyectos de subestaciones de transmisión, Norma CADAFE N° 158 –88, Venezuela, 1988.

[19] ABB, “Interruptores tipo tanque vivo – Guía para el usuario”, Edición 4 N° 2008 – 10,Suecia, 2008.

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[20] CADAFE, “Especificaciones técnicas para distancias de seguridad”, Especificaciones para presentación de proyectos de subestaciones de transmisión, Especificación técnica CADAFE N° NS – P – 401, Venezuela, 1984.

[21] Empresas Y&V, “Diseño de subestaciones eléctricas en media y alta tensión” Documento N° C – EL – 30P, 2007.

[22] CADAFE, “Especificación técnica para cadenas de aisladores”, Normas para equipos desubestaciones, Especificación técnica CADAFE N° NS – E – 231, Venezuela, 1984.

[23] IEEE, “IEEE Guide for safety in AC substation grounding”, Norma N° IEEE Std 80 – 2000,Estados Unidos, 2000.

[24] LANGREHR, Heinrich, “Valores básicos de cálculo para sistemas de alta tensión”, AEG –TELEFUNKEN, Segunda edición, Berlín – Alemania, pp. 100 – 100, (1970).

[25] CADAFE, “Sistemas de puesta a tierra”, Norma presentación de proyectos de subestacionesde transmisión, Norma CADAFE N° 109 – 92, Venezuela, 1992.

[26] Empresas Y&V, “Preliminary Soil Resistivity Studies” El Palito Refinery ExpansionProject, Documento N° 77 – YELE – RP – 0052, 2009.

[27] PDVSA, “Puesta a tierra y protección contra sobretensiones”, Manual de Ingeniería deDiseño, Norma PDVSA N° 90619.1.091, Venezuela, 1998.

[28] IEEE, “IEEE Guide for direct lightning stroke shielding of substations”, Norma N° IEEE Std998 – 1996 (R2002), Estados Unidos, 2002.

[29] IEC, “Insulators for overhead lines with a nominal voltage above 1000 V”, Norma N° IEC60383 – 2, Suiza, 1993.

[30] IEEE, “Draft Standard for calculating the current – temperatura of bare overheadconductors”, Norma N° IEEE P738, Estados Unidos, 2006.

[31] CHECA, Luis M., “Líneas de transporte de energía”, Marcombo Boixareu, Segunda edición,

Barcelona – España, 1979.[32] RODRÍGUEZ, Juan. “Programas para el cálculo de esfuerzos sobre equipos, tensiones ycargas en pórticos de subestaciones”, Universidad Simón Bolívar, Caracas – Venezuela, 2005.

[33] CABEL “Catálogo de cables de aluminio y sus aleaciones”, Venezuela, 2006.

[34] HUBBEL FARGO, “Catálogo de conectores para subestaciones”, Estados Unidos, 2003.

[35] CADAFE, “Diseño de los sistemas de iluminación y tomacorrientes”, Normas presentaciónde proyectos de subestaciones de transmisión, Norma CADAFE N° 162 – 88, Venezuela, 1988.

[36] PDVSA, “Cálculo de niveles de iluminación”, Manual de Ingeniería de Diseño, NormaPDVSA N° 90619.1.088, Venezuela, 1993.

[37] Empresas Y&V, “Cálculo de iluminación”, Documento N° C – EL – 08P, 2007.

[38] Westinghouse Lighting Handbook (Capítulo 2 iluminación exterior)

[39] CODELECTRA (Comité de Electricidad de Venezuela), “Código Eléctrico Nacional”, Norma COVENIN N° 200:1999, Sexta edición, Venezuela, 1999.

[40] Empresas Y&V, “Cálculo de alimentadores”, Documento N° C –EL – 05P, 2007

[41] PDVSA, “Selección de cables”, Manual de Ingeniería de Diseño, Norma PDVSA N°90619.1.057, Venezuela, 1993.

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[42] CABEL, “Catálogo de cables de media tensión”, Venezuela, 2006.

[43] EDELCA, “Transformadores de potencia de media tensión (115 kV, 34,5 kV y 13,8 kV)”,Especificaciones técnicas generales de subestaciones – Equipos electromecánicos, Norma N°ETGS/EEM – 102, Venezuela, 2000.

[44] EDELCA, “Seccionadores para tensiones iguales o superiores a 115 kV”, Especificacionestécnicas generales de subestaciones – Equipos electromecánicos, Norma N° ETGS/EEM – 120,Venezuela, 1997.

[45] EDELCA, “Pararrayos”, Especificaciones técnicas generales de subestaciones – Equiposelectromecánicos, Norma N° ETGS/EEM – 140, Venezuela, 1993.

[46] EDELCA, “Interruptores de potencia para tensiones iguales o superiores a 115 kV”,Especificaciones técnicas generales de subestaciones – Equipos electromecánicos, Norma N°ETGS/EEM – 102, Venezuela, 1997.

[47] EDELCA, “Transformadores de corriente”, Especificaciones técnicas generales desubestaciones – Equipos electromecánicos, Norma N° ETGS/EEM – 135, Venezuela, 2000.

[48] EDELCA, “Transformadores y dispositivos de potencial”, Especificaciones técnicas

generales de subestaciones – Equipos electromecánicos, Norma N° ETGS/EEM – 135,Venezuela, 2000.

[49] EDELCA, “Celdas blindadas de alta tensión”, Especificaciones técnicas generales desubestaciones – Equipos electromecánicos, Norma N° ETGS/EEM – 165, Venezuela, 1993.

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ANEXOS

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ANEXO A

ILUMINACIÓN EXTERIOR

A.1. Sistemas de iluminación exterior en subestaciones

Las subestaciones eléctricas deben estar provistas de un sistema de iluminación exterior,

requerido para las labores del personal de operación y mantenimiento. Las subestaciones

automatizadas, a pesar de no contar con personal permanente, también deben poseer un adecuado

sistema de iluminación exterior. En general, se requiere de dos tipos de iluminación; horizontal y

vertical, la primera abarca toda la subestación a nivel del suelo y la segunda abarca las partes

verticales de los principales equipos en los cuales se encuentran los indicadores y medidores de

las variables de interés de los mismos, como es el caso de los transformadores y sus indicadores

de nivel de aceite, temperatura o presión y el caso de las celdas de media tensión. Aunque la

mayoría de las veces estos equipos traen consigo lámparas dentro de sus gabinetes [5].

La norma para el diseño de sistemas de iluminación y tomacorrientes en subestaciones

CADAFE 162 – 88 [35], indica ciertas recomendaciones para lograr los niveles de iluminación

adecuados dentro de subestaciones. Ésta norma establece un nivel mínimo de iluminación sobre

el patio de 50 lux medidos en el punto medio de la proyección de la línea imaginaria trazada entre

dos postes adyacentes cualquiera, y para lograrlo plantea algunas alternativas las cuales sonreseñadas a continuación:

Colocación de reflectores de 1000 ó 2000 W montados en torres de 15 ó 20 metros. La

cantidad de reflectores, su capacidad y la ubicación de las torres dependerá en cada uso

particular.

Reflectores menores de 1000 W, colocados en postes de 8 metros de altura o en las

estructuras metálicas de los pórticos.

Generalmente se utilizan luminarias dispuestas en el perímetro de la subestación de tipo luz de

inundación (reflectores) para lograr los niveles requeridos para iluminación horizontal, y de

luminarias de haz dirigido para la iluminación vertical. El objetivo básico consistirá en tratar de

eliminar las sombras producidas por los equipos logrando iluminación uniforme dentro del patio

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de la subestación. De igual manera se debe prever que las luminarias sean instaladas en sitios

accesibles, de fácil mantenimiento y alejadas de las partes energizadas de la subestación.

Las lámparas mayormente utilizadas para iluminación exterior son las de vapor de sodio de alta

presión. Estas lámparas suelen ser más eficientes con respecto a las de vapor de mercurio, conmayor luminosidad inicial que se mantiene a lo largo de toda su vida útil, y producen un color

amarillo anaranjado que no representa un factor crítico para la visión del personal, tal como el

deslumbramiento directo [5].

A.2. Metodología para el cálculo de iluminación exterior

El cálculo de iluminación exterior de la subestación de interconexión 115/34,5 kV se realizará

con la ayuda del programa de computación Dialux, el cual está orientado al cálculo de

iluminación en espacios interiores, exteriores, vialidad, entre otros.

Éste programa realiza los cálculos de iluminación exterior a través del método punto por punto

referido en la norma PDVSA 90619.1.088 [36]. El método punto por punto es aplicable a

espacios exteriores y consiste en representar el área a iluminar en forma discreta a través un

número finito de puntos. Sobre cada punto se calcula el aporte de iluminación de cada una de las

luminarias y se suman para obtener el nivel de iluminación en ése punto. Luego, se procede a promediar el nivel de iluminación en todos los puntos seleccionados obteniéndose de ésta forma

el nivel de iluminación medio de toda el área [37]. A continuación se presentan las fórmulas

básicas para el cálculo. Estas fórmulas (A.1 y A.2) son descritas con mayor precisión en el

capítulo 2 de Westinghouse Lighting Handbook y están basadas en la figura A.1 [38];

2

cos

D

I Eh

(A.1)

2

sin

D

I Ev

(A.2)

Donde:

Eh = Iluminación sobre una superficie horizontal [luxes]

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Ev = Iluminación sobre una superficie vertical [luxes]

I = Intensidad luminosa de la superficie [candelas] (recordando que 1cd = 1 lx·m2/sr)*

Φ = Ángulo del haz luminoso respecto a la vertical

D = Distancia desde la fuente [m]

* La unidad de flujo luminoso es el lumen (lm). 1 lm = 1 cd.sr. El estereorradián (sr) es la unidad de ángulo sólido.

Figura A.1. Iluminación para superficies horizontal y vertical del método punto por punto [36].

El programa de computación Dialux realiza todo el proceso de cálculo hasta obtener la

simulación de los espacios iluminados. Permite insertar escenas exteriores con la colocación de

los objetos correspondientes o la exportación de un archivo CAD, escoger entre una amplia gama

de luminarias (incluyendo reflectores) obtenidas de catálogos de distintas compañías con la

información pertinente y sus curvas isolux. Permite definir las superficies de cálculo y el modo

en que se calcula la iluminancia horizontal, vertical y perpendicular. También permite definir la

disposición de luminarias; en el caso de reflectores, permite seleccionar el punto de irradiación.

A.3. Premisas de cálculo

El método escogido para realizar el cálculo de iluminación exterior es el utilizado en el programa Dialux: Método punto por punto.

Se consideran reflectores con lámparas de vapor de sodio de alta presión, de 150, 250 ó

400 W.

Los cálculos se realizan en base a un nivel de iluminación requerido de 50 lux promedio

en el suelo [35].

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85

La altura de montaje de las luminarias debe ser siempre mayor a 10 metros de altura para

evitar el deslumbramiento que producen las luminarias de alta intensidad luminosa.

La opción seleccionada de montaje de las luminarias consiste en postes colocados en las

esquinas de la subestación.

En base al área a iluminar de la subestación (1000 m2

) y el nivel de iluminación requerida por metro cuadrado (50 lx = 50 lm/m2), obtenemos el flujo luminoso necesario en la S/E

(50000 lm). Luego, según catálogos, éste tipo de luminarias tienen una eficacia luminosa

aproximada de 100 lm/W y tomando en consideración la potencia nominal de las posibles

lámparas (150, 250 ó 400W) se obtiene el flujo luminoso emitido por cada luminaria y se

realiza un cálculo aproximado del número de reflectores necesarios para lograr los niveles

de iluminación exigidos dentro de la subestación, encontrándose las siguientes

posibilidades; diez (10) reflectores de 150 W, seis (6) reflectores de 250 W, cuatro (4)

reflectores de 400 W u ocho (8) reflectores de 400 W.

Los puntos de irradiación de los reflectores serán colocados a 2/3 de la diagonal del área a

iluminar de la subestación para lograr mayor uniformidad.

Se asume un factor de mantenimiento de 0,57, por ser una instalación exterior sometida a

condiciones ambientales adversas.

Se definen distintas superficies de cálculo, para la evaluación de las iluminancias

horizontales y verticales. A continuación en la tabla 6.1 se muestran las mismas;

Tabla A.1. Superficies de cálculo.

Superficies de Cálculo Cálculo de iluminancia

Suelo Horizontal

Transformador Horizontal

Interruptor Horizontal

Transformador lado 1 Vertical

Transformador lado 2 Vertical

Celda Vertical

El cálculo en la superficie del suelo se hace para verificar el nivel exigido de iluminación.

El cálculo en la superficie horizontal del interruptor y del transformador se hace para tener

iluminación a la hora de realizarles mantenimiento. También se hace el cálculo en las

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superficies verticales de las celdas de media tensión y del transformador de potencia, ya

que se requiere iluminación adecuada para la lectura de los instrumentos.

A.4. Resultados cálculo de iluminación exterior

Se realizaron los cálculos correspondientes para los distintos casos considerando número de

reflectores, valores de potencia y altura de montaje obteniéndose la configuración más acertada

con las siguientes características; colocación de un (1) poste en cada esquina de la subestación

con dos (2) reflectores cada uno, los cuales serán con lámparas de vapor de sodio de alta presión

de 400W y una tensión de 208 V, para un total de ocho (8) luminarias de marca Phillips TEMPO

3 SWF 330 1xSON-T400W, con una eficiencia de 120 lum/W y un flujo luminoso de 48000

lúmenes. La altura de montaje de los mismos deberá ser a 15 metros del suelo para que estén por

encima de la altura de los pórticos (13 metros). Las luminarias serán dispuestas en las esquinas y

los puntos de irradiación situados a 2/3 de su diagonal como se muestra en la figura 6.2.

Figura A.2. Disposición de las luminarias y puntos de irradiación.

A continuación se presenta la tabla A.2, con los resultados correspondientes a las iluminancias

promedio, mínima, máxima y uniformidades para las distintas superficies de cálculo. En las

figuras A.3 (a y b) se muestran las curvas isolux y la vista en gama de grises, respectivamente. En

la figura A.4 se presenta la vista en tres dimensiones de cómo se vería el espacio iluminado, con

los obstáculos y las sombras que podrían producirse.

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Tabla A.2. Resultados cálculo de iluminación exterior.

Superficie de cálculo Eprom [lx] Emín [lx] Emáx [lx] Emín/Eprom Emín/Emáx

Suelo Horizontal 60 2,77 115 0,046 0,024

Transformador Horizontal 54 42 62 0,782 0,685

Interruptor Horizontal 54 27 75 0,51 0,366

Transformador Vertical 1 77 59 95 0,763 0,621

Transformador Vertical 2 51 28 72 0,542 0,386

Celda Vertical 69 40 83 0,578 0,477

a)

b)

Figura A.3. (a) Isolíneas. (b) Vista con gama de grises del área de la subestación iluminada.

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Figura A.4. Vista en tres dimensiones del espacio de la subestación iluminado.

El nivel promedio de iluminación en el suelo de la subestación resultó ser 60 lux (mayor al

nivel exigido de 50 lux). Sin embargo, la otra posibilidad más cercana era colocar un (1) poste en

cada esquina de la subestación con cuatro (4) reflectores de 400 W, pero con esa cantidad los

niveles de iluminancia eran 29 lux, insuficientes y mucho menores a 50 lux. Por ésta razón, se

escogió la opción de colocar un (1) poste en cada esquina con dos (2) reflectores cada uno: a

pesar de que se tenga un nivel mayor de iluminación, se cumple con la exigencia y quedan menos

espacios con niveles menores de iluminación. De igual manera, se obtienen niveles deiluminación promedio mayores de 50 lux para las superficies horizontales y verticales del

transformador de potencia y celdas de media tensión, disponiendo así de iluminación adecuada

para la lectura de los instrumentos por parte de los operadores.

Se observa en la figura A.3 una sombra alrededor de un lado de las celdas, sin embargo,

corresponde a la parte de atrás de las mismas, lo cual no significa mayor problema debido a que

la mayor iluminación es requerida en el panel frontal de dichas celdas de media tensión.

Los planos correspondientes a la planta de alumbrado exterior y los detalles fueron elaborados

por la pasante y se encuentran en la sección de anexos C de éste trabajo (ver Plano N° 04,

Iluminación exterior, planta y detalles).

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ANEXO B

CÁLCULO DE ALIMENTADORES EN 34,5 kV

B.1. Alimentadores en subestaciones

Los alimentadores son todos los conductores de un circuito que se encargan de transmitir la

potencia hasta la carga correspondiente. Existen diversas formas de canalizar éstos conductores:

aérea o subterránea. En éste capítulo se calculan los cables alimentadores de salida del

transformador hacia las celdas de media tensión de la subestación en estudio. Estos cables pueden

enterrarse directamente, o a través de bancadas o trincheras, como en el caso de la S/E en estudio.

Al momento de realizar la selección de los alimentadores de media tensión se deben tener en

cuenta las características básicas de los cables a utilizar (material del conductor, aislamiento,

temperatura de operación, entre otros), y el tipo de instalación al cuál estarán sometidos, ya que

de éstos factores depende la temperatura del cable, lo que determina la capacidad de corriente de

los alimentadores.

B.2. Metodología para el cálculo de alimentadores

La selección de alimentadores de media tensión se realiza en base a tres criterios básicos,quedando las características del alimentador determinadas por el criterio más exigente de estos

tres:

Capacidad amperimétrica.

Capacidad de caída de tensión.

Capacidad de cortocircuito.

Capacidad amperimétrica: Se determina la corriente de carga del circuito. Luego se aplica un

factor de reserva del 25% [21] y se selecciona la capacidad del circuito según la ecuación B.1,

con la cual se diseña el circuito para que opere al 80% de su corriente nominal en el peor caso.

CARGACOND I I 25,1 (B.1)

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90

Donde:

I COND = Corriente nominal del circuito [A]

I CARGA = Corriente a plena carga del circuito [A]

Al tener el valor de la corriente nominal mínima que debe tener el circuito, la selección de los

calibres y cantidad de cables por fase se puede realizar a través de las tablas de capacidad

amperimétrica del Código Eléctrico Nacional (C.E.N) [39] o de los catálogos de los fabricantes.

Estas tablas son realizadas en base a la temperatura ambiente, resistividad térmica del suelo,

canalización, material del conductor y tipo de aislamiento. En caso tal que se tenga una

temperatura ambiente distinta, se debe aplicar el factor de corrección por temperatura

correspondiente a la capacidad de corriente del cable.

Caída de tensión: Se debe verificar que los valores de caída de tensión de los circuitos se

encuentren dentro de los límites permisibles por la norma que se esté aplicando. El porcentaje de

caída de tensión para circuitos trifásicos se evalúa a través de la ecuación B.2 [40].

2

3

10

sincos%

kV

X R LkVAV

(B.2)

Donde:

% ΔV = Porcentaje de Caída de tensión a través del alimentador desde la fuente hasta la carga

kVA3φ = Potencia trifásica aparente de la carga [kVA]

L = Longitud del cable [km]

R = Resistencia del alimentador [Ω/km]

X = Reactancia inductiva del alimentador [Ω/km]

cos (φ) = Factor de potencia de la carga

kV = Tensión de línea del alimentador [kV]

Capacidad de cortocircuito: Para determinar la capacidad de cortocircuito de los alimentadores

en media tensión, se debe calcular el área mínima que debe tener el cable para soportar altas

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91

corrientes por corto tiempo. Se calcula a través de la ecuación B.3 recomendada en la norma

PDVSA 90619.1.057 para la selección de cables [41].

234

234log0297,0

1

2

2

T

T t

A

I (B.3)

Donde:

I = Corriente de cortocircuito [A]

A = Área mínima requerida [circular mills]

t = Duración del cortocircuito [s]

T2 = Temperatura máxima de cortocircuito [°C]

T1 = Temperatura máxima de operación [°C]

El cable que se seleccione debe cumplir con los tres criterios indicados, de no ser así, se debe

continuar iterando hasta conseguir un cable que cumpla con las tres condiciones impuestas, y que

a la vez tenga el menor calibre posible y/o temperatura nominal del aislamiento para limitar el

costo de instalación del circuito.

B.3. Premisas de cálculo

Los cables de media tensión a utilizar serán de cobre, tensión nominal 35 kV,

monopolares, armados, con aislamiento de polietileno reticulado con aditivos retardantes

a las arborescencias (TR-XLPE), para sobretensiones del 133%, temperatura nominal de

operación 90 °C, y chaqueta de cloruro de polivinilo (PVC) puesta a tierra.

Los alimentadores de los transformadores tendrán una capacidad no menor que la

capacidad ONAF del transformador, según recomendación de la norma PDVSA N – 201sección 3.5.23 [9].

La instalación de los alimentadores será subterránea a través de canal de cables o

trinchera.

Se toma la temperatura ambiente en 40 °C, la temperatura del terreno en 20 °C, y la

resistividad térmica del suelo en 90 °C·m/W.

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Para el cálculo de la capacidad amperimétrica de los cables se utilizarán como base las

tablas de los catálogos de CABEL para cables de media tensión [42]. Además, se aplicará

el factor de corrección por temperatura para la capacidad amperimétrica de los mismos.

El porcentaje de caída de tensión permitido debe ser menor o igual al 1% [40].

Los valores de resistencia y reactancia inductiva a la temperatura nominal de los cables(90 °C) serán tomados de la librería de datos del programa de computación ETAP por no

estar disponibles en el catálogo de CABEL.

Para el cálculo de la capacidad de cortocircuito, se utilizará la corriente máxima de falla

encontrada para el nivel de tensión de 34,5 kV, la cual resultó ser para la falla trifásica

con un valor de 17,04 kA, resultado obtenido en el capítulo 3 de éste trabajo. Se considera

además una duración del cortocircuito de 0,5 segundos.

Para determinar el área mínima en mm2 que el conductor debe tener para la capacidad de

cortocircuito, se multiplica el valor del área en circular mills, dado a través de la fórmula

8.3 por el factor 507·10-6 mm2/circular mills.

B.4. Resultados del cálculo de alimentadores

La corriente de carga resultó ser 335 A, multiplicando por el factor 1,25 se obtiene la corriente

nominal mínima requerida de 419 A. Al observar las tablas del catálogo de CABEL [42] y

aplicando el factor de corrección por temperatura, se obtiene que por capacidad amperimétrica se

seleccionaría un cable de calibre 750 MCM, el cual provee una capacidad amperimétrica de 481

A con temperatura ambiente de 40°C, y de 565 A con temperatura ambiente de 20°C. Ahora, en

función del calibre obtenido a través del criterio de capacidad amperimétrica, el cual suele ser el

más exigente, se comprueban los demás criterios. En la tabla B.1 se presentan los datos

necesarios para el cálculo de caída de tensión y capacidad de cortocircuito.

Tabla B.1. Datos para el cálculo de caída de tensión y capacidad de cortocircuito.kVA3φ [kVA]

L[km]

R[Ω /km]

X[Ω /km] cos (φ)

kVNOM [kV]

ICC [kA]

T1 [°C]

T2 [°C]

tCC [s]

TA [°C]

20000 0,015 0,0853 0,2428 0,85 34,5 17,04 90 250 0,5 40

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Aplicando las ecuaciones B.2 y B.3 se obtienen el valor de caída de tensión de 0,00507 %, y el

valor de área mínima de 167467 circular mills = 85 mm2. Se obtiene entonces que el calibre

seleccionado por capacidad amperimétrica cumple además con el criterio de caída de tensión de

ser menor al 1% y el criterio de capacidad de cortocircuito, pues el cable 750 MCM posee un área

de 380 mm

2

, la cual es mayor a la mínima requerida de 85 mm

2

. Además se cumple que lacapacidad del alimentador seleccionado es mayor o igual a la corriente obtenida en base a la

capacidad ONAF del transformador.

Finalmente, se recomienda la instalación de una cable monopolar de cobre 35 kV, calibre 750

MCM, un (1) conductor por fase, con aislamiento de polietileno reticulado con aditivos

retardantes a las arborescencias (TR-XLPE), clase 133%, armado, con chaqueta de PVC puesta a

tierra, capacidad amperimétrica de 481 A y área de 380 mm2.

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ANEXO C

PLANOS

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ANEXO D

ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE EQUIPOS PRIMARIOS DE LA SUBESTACIÓN

Introducción

El presente anexo tiene como objetivo mostrar las especificaciones técnicas de los equipos

primarios la subestación en estudio. A continuación se muestra la lista de las mismas;

Anexo D.1, Especificación técnica N° 1, Transformador de potencia 115/34,5 kV [43].

Anexo D.2, Especificación técnica N° 2, Seccionador 115 kV con cuchilla puesta a tierra

[44].

Anexo D.3, Especificación técnica N° 3, Descargadores de sobretensiones 115 y 34,5 kV

[45].

Anexo D.4, Especificación técnica N° 4, Interruptor de potencia 115 kV con

transformadores de corriente incluidos [46], [47].

Anexo D.5, Especificación técnica N° 5, Transformador de potencial 115/√3 kV / 115 V

[48].

Anexo D.6, Especificación técnica N° 6, Celdas de media tensión 34,5 kV [49].

Antes de esto, es necesario mostrar las características ambientales de la zona y las

características eléctricas del sistema de potencia, las cuales deben ser consideradas a la hora de la

especificación de cada uno de los equipos.

Características ambientales

Temperatura ambiente máxima 40 °C

Temperatura ambiente mínima 15 °C Altitud sobre el nivel del mar 0 a 30 m.s.n.m

Ambiente general Industrial

Humedad relativa 80%

Velocidad del viento (máxima de diseño) 120 km/h

Zona sísmica 5

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Car acterísticas del sistema eléctr ico

Sistema 115 kV

Tensión nominal 115 kV Tensión máxima 123 kV

Nivel básico de impulso 550 kVpico

Frecuencia 60 Hz

Neutro No posee

Sistema 34,5 kV

Tensión nominal 34,5 kV

Tensión máxima 36 kV

Nivel básico de impulso 200 kV

Frecuencia 60 Hz

Neutro Puesto a tierra a través de resistencia

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ANEXO D.1.

ESPECIFICACIÓN TÉCNICA N° 1, TRANSFORMADOR DE POTENCIA 115/34,5 KV

D.1.1. Características generales

El transformador de potencia será del tipo inmerso en aceite, para uso en aceite, con tanque

principal construido con láminas de acero soldadas, formando una estructura rígida, conteniendo

en su interior el núcleo, los devanados y el aceite aislante, soportando en su exterior todos los

equipos y componentes. También poseerá conservador/diafragma, conexión de neutro a tierra a

través de una resistencia y cambiador de tomas bajo carga con sistema de regulación automática

de tensión.

D.1.2. Car acterísticas constructivas

D.1.2.1. Características de construcción mecánica

Tanque

El tanque principal del transformador en aceite y su cubierta estará construida de láminas

soldadas y deberá tener suficiente rigidez para soportar sin deformación permanente los esfuerzosdebidos a llenado de aceite de la unidad bajo condiciones de pleno vacío, y elevación en grúa.

Deberá ser capaz de soportar sin filtración ni distorsión, un pleno vacío y una sobrepresión

interna 25% mayor que la presión máxima de operación. Se incluirán dos terminales para

conexión a tierra, fabricados de acero revestido de cobre, soldados a las paredes del tanque, cerca

de la base.

Sistema de preservación del aceite aislante

El sistema de preservación del aceite será del tipo tanque conservador. El transformador con

tanque conservador tendrá depósitos de expansión montados sobre el tanque principal y un

respiradero deshidratante (un conservador para el tanque principal y otro para el cambiador de

tomas bajo carga). La capacidad del tanque conservador, entre sus niveles más alto y más bajo no

será inferior al 7,5% del volumen total del aceite aislante frío en el transformador y equipo de

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enfriamiento. El conservador vendrá provisto de un indicador de nivel del aceite aislante y el

respiradero deshidratante tendrá un depósito de sílica-gel diseñado de modo que la humedad sea

separada a través del mismo y el aire externo no esté en contacto con el sílica gel.

Se debe evitar totalmente el contacto del aceite aislante con la atmósfera. Para este fin se

utilizará un diafragma instalado dentro del tanque conservador. El diseño de los diafragmasevitará que esté sometido a esfuerzos mecánicos perjudiciales en el nivel máximo y mínimo del

aceite aislante en el conservador. La conexión entre el tanque del transformador y el conservador,

se suministrará con una válvula de cierre automático, un relé Buchholz, una válvula de by-pass y

válvulas de aislamiento.

Enfriamiento

El sistema de enfriamiento deberá tener una capacidad suficiente para que el transformador

pueda operar continuamente a su correspondiente carga nominal sin exceder los aumentos de

temperatura indicados.

Enfriamiento natural ONAN

El sistema de enfriamiento natural consistirá de radiadores desmontables, dispuestos en grupos

y fijados al tanque principal, mediante válvulas aislantes de un cuarto de vuelta tipo compuerta.Los radiadores estarán diseñados para resistir el pleno vacío provistos de válvulas de drenaje y

purga.

Enfriamiento por aire forzado ONAF

El sistema de enfriamiento por aire forzado consistirá de ventiladores instalados a un lado de

los radiadores. El número de ventiladores debe ser tal, que la falla de cualquiera de ellos no

reduzca la capacidad continua del transformador en más de 5%. El mando de los ventiladores

deberá ser manual y automático. El mando automático consistirá de uno o varios interruptores de

temperatura, midiendo el devanado. Además se incluirá un indicador de temperatura visible

desde la base del tanque, con contactos auxiliares para el control de los equipos del sistema de

enfriamiento y alarmas por alta temperatura. Cada motor debe tener el sistema de protección

independiente para la sobrecarga, cortocircuito y dispositivos de desconexión, con los contactos

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99

de la alarma. Todos los dispositivos de control del sistema de enfriamiento estarán alojados en

una caja de control tipo NEMA 4X.

Aumento de temperatura y condiciones de carga

El transformador operando continuamente a su carga nominal, en cualquier toma de regulación

y bajo las condiciones ambientales especificadas, no debe exceder los aumentos de temperatura

mostrados en la tabla B.1.1.

Tabla B.1.1. Valores límites de la temperatura en el transformador.

Sistema de Enfr iamiento ONAN ONAF

Potencia nominal (P.U.) 1,0 1,25

Aumento de temperatura promedio medido por resistencia (°C) 65 65

Aumento de temperatura del punto más caliente del devanado (°C) 80 80

Aumento de temperatura del aceite en el tope del tanque (°C) 65 65

Accesorios

El transformador de potencia deberá venir equipado, con los siguientes equipos y accesorios

debidamente calibrados para la operación en las condiciones establecidas en esta especificación:

Indicador del nivel de aceite, indicación de los niveles máximo, mínimo y normal

correspondientes a las temperaturas extremas de operación. Estará equipado con

contactos de alarmas por bajo nivel de aceite aislante.

Termómetro indicador de la temperatura del aceite en la parte superior del tanque.

Detector de temperatura de los devanados, calibrado para medir la temperatura del punto

más caliente del mismo.

Válvula de seguridad (aliviador de presión mecánico) instalada en las cubiertas del

transformador, para aliviar presiones excesivas, con auto-reposición de cierre y

diafragma.

Válvulas para el drenaje, filtrado, muestreo y de cierre - apertura del tanque principal.

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100

Relé detector de aumento súbito de presión, con un juego de dos contactos para disparo de

interruptores 2da. etapa y uno de alarma 1ra. etapa, en caso de presión interna excesiva o

incremento súbito de la misma.

Manómetro de rango variable, para medir presiones de vacío y positivas.

Drenaje de presión de vacío, para mantener la presión interna dentro de los límites deoperación especificados y equipado con válvula para toma de muestras.

Todas las cajas vendrán provistas de conexión eléctrica externa para garantizar

continuidad de la tierra.

Relé Buchholz o instrumento equivalente que combine un detector de acumulación de

burbujas y relé de tasa de aumento de presión de aceite. Éste tendrá un contacto

independiente para alarma 1ra etapa, y otro para disparo 2da. etapa tanto para el tanque de

expansión como para el cambiador de toma.

Dispositivo para tomar muestras de gas, instalado en la tubería de enlace entre el tanque

principal y el conservador.

Válvula de cierre automático, permanecerá abierta para el flujo de aceite en la condición

normal de servicio, pero cerrará si ocurre alguna ruptura en los aisladores pasa-tapa, con

el fin de prevenir la pérdida de aceite del conservador y evitar riesgo de incendio.

Válvula de aislamiento a ambos lados del relé Buchholz y de la válvula de cierre

automático.

Válvula de by-pass, permitirá el montaje y desmontaje del relé Buchholz sin tener que

vaciar o drenar el aceite del conservador.

Válvulas para muestrear y drenar el aceite del conservador.

D.1.2.1. Características de construcción eléctrica

Devanados

Las bobinas deberán construirse de forma tal que se prevean las expansiones y contracciones

debidas a los cambios de temperaturas, sin que se produzca abrasión del aislamiento. Deben ser

fabricados con conductor de cobre con un 98% de conductividad. El aislamiento será hecho con

papel o esmaltando los conductores, en ambos casos deberá ser diseñado para operar con una

elevación de temperatura de 80 ºC en el punto más caliente y de 65 ºC de aumento promedio de

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101

temperatura, medida mediante variación de resistencia. El punto neutro del devanado en estrella

debe estar plenamente aislado y se llevará a un aislador pasa-tapa en la caja de conexiones

correspondiente. Este punto neutro será diseñado de forma tal que soporte al menos 50% de la

carga de los conductores de fase asociados. El grupo de conexión de los devanados será Dyn11.

Núcleo

El núcleo deberá ser de hojas de acero silicio de grano orientado, laminado en frío, de alta

permeabilidad, con juntas ranuradas para reducir las corrientes parásitas. El ruido audible no

deberá exceder los niveles estipulados en la última revisión de la norma NEMA-TR1. La base del

circuito magnético, (núcleo y accesorios) estará puesta a tierra en un solo punto a través de una

conexión de cobre, removible, conectada en el exterior del tanque, por lo que se deberá proveer

un aislador pasatapas o dispositivo similar adecuado a través del tanque. El circuito magnético

quedará aislado de todas las partes estructurales cuando sea removida esta conexión a tierra.

Aceite aislante

Será aceite mineral del tipo indicado en la Hoja de Características Garantizadas. Todos los

aceites serán sometidos a ensayos para la detección de bifenilos policlorinados (PCB´s) por la

norma ASTM D4059, y estar certificados de no tener niveles detectables de PCB´s. Se debesuministrar suficiente aceite para llenar el tanque del transformador, conservador y tanque del

cambiador de tomas más un 10%.

Aisladores pasatapas y terminales

Los pasatapas para 115 kV serán del tipo condensador, sellados con papel impregnado en

aceite, para uso intemperie, con indicador de nivel tipo magnético, toma capacitiva, ojales de

izamiento, y estarán montados sobre la cubierta del tanque. Los pasatapas para 34,5kV serán del

tipo sólido, para uso en intemperie, ubicados en una caja de conexión aislada en aire ubicada en

una de las paredes del tanque. El BIL de los aisladores pasatapas de línea estará coordinado con

el nivel especificado para el devanado al cual está conectado, mientras que su capacidad de

corriente no será menor al 150% de la corriente nominal del transformador. Los cables a ser

utilizados desde los conectores o terminales serán mono-polares, de cobre, armados, calibre 750

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102

MCM por fase con aislamiento para 35 kV. La designación de los terminales será la indicada a

continuación: primario (H1, H2, H3), neutro (XO), secundario (X1, X2, X3).

Caja de control

El gabinete de control estará adosado al tanque principal, deberá ser tropicalizado, a prueba de

intemperie y humedad. En este gabinete estarán convenientemente localizados los relés de

control, contactores e interruptores de conmutación para seleccionar la operación automática o

manual del sistema de refrigeración y cambiador de tomas bajo carga, así como los relés de

alarmas del transformador.

Panel de alarmas

Este consistirá de un panel anunciador con reposición manual e indicación visible de operación.

El panel estará dividido en alarmas críticas y no-críticas. Éste panel será diseñado para trabajar en

125 Vdc suministrados desde una fuente externa, y estar fabricado con circuitos integrados

secuenciales, luces y pulsadores en una sola unidad. El anunciador recibirá la señal de alarma de

un contacto seco, normalmente abierto (NA) desde el dispositivo de protección accionado.

Cuando una falla ocurre y su contacto correspondiente se cierra, la señalización en el panel debe

encenderse de forma intermitente. Una vez que el operador reconoce la falla, la señalizaciónquedará permanentemente encendida hasta que se oprima el pulsador de reposición.

D.1.3. Características generales de los equipos y componentes eléctricos

D.1.3.1. Transformadores de corr iente

Los transformadores de corriente deberán ser capaces de soportar, sin sufrir daño alguno, las

corrientes de cortocircuito pico y de corta duración de su equipo asociado. Para asegurar la

adecuada operación de los relés de protección, los TC´s deberán ser seleccionados de tal manera

que no se saturen para el valor máximo de corriente de falla esperado, tomando en consideración

la carga (“burden”) total del secundario. Además, se suministrará un transformador de corriente

en el neutro del secundario, para los relés de protección de falla a tierra.

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103

D.1.3.2. Resistencia de puesta a tierra

Se proveerá para el transformador correspondiente a la potencia 15/20 MVA. Será conectada en

el punto neutro del devanado secundario del mismo para limitar la corriente de falla a 400 A en

un tiempo máximo de 10 segundos.

D.1.3.3. Cambiador de tomas

El transformador debe venir equipado en el lado de alta tensión con un cambiador de tomas que

permita ajustes en la tensión de ± 10 %. Será de operación manual/automática, local/remota,

simultánea para todas las fases, con el transformador supliendo una carga máxima del 120% de

su corriente nominal. Deberán resistir las fuerzas térmicas y electromecánicas originadas por las

corrientes de cortocircuito máximas del transformador, aún cuando el cortocircuito ocurra

durante la operación del cambiador de tomas.

D.1.3.4. Sistema de regulación au tomática de tensión

Será suministrado un sistema de regulación de tensión para el transformador con cambiador de

tomas bajo carga, incluyendo los siguientes equipos: relé principal de regulación de tensión,

suiches selectores manual/automático y local/remoto, voltímetro y terminales de prueba detensión y corriente.

D.1.4. Características físicas

Su instalación será en intemperie con grado de protección NEMA 4X. La entrada será por la

parte superior por medio de líneas aéreas, la salida será por la parte inferior a través de cables. El

transformador debe ser diseñado de tal forma que permita su fácil instalación.

D.1.5. Características eléctricas

El transformador poseerá las características eléctricas mostradas en la tabla 2.

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104

Tabla D.1.2. Características eléctricas del transformador 15/20 MVA con neutro secundario

puesto a tierra a través de resistencia (no incluida en el suministro).

Sistema de enfriamiento ONAN/ONAF

Potencia nominal ONAN (MVA) 15

Potencia nominal ONAF (MVA) 20

Tensión nominal primario (kVrms) 115

Tensión nominal secundario (kVrms) 34,5

Diseño Tipo núcleo

Aislamiento Sumergido en aceite mineral

Tipo de tanque Con tanque conservador/diafragma

Número de fases 3

Frecuencia (Hz) 60

Impedancia nominal en ONAN (% )10

Número de devanados 2

Gr upo de conexión Dyn11

Tensión máximo primario (kVrms) 121

Tensión máximo secundar io (kVrms) 38

Tensión máximo neutro (kVrms) 20

Nivel de ru ido promedio (dB) 80

B.I.L. Primario (kVpico) 550

B.I.L. Secundar io (kVpico) 200Elevación de temperatura promedio en aceite (ºC) 65ºC

Máxima elevación de temperatur a en devanado (ºC) 80ºC

Servicios auxiliares 208-120 Vca, 60 Hz

125 Vcc

Sistema de enfriamiento de aire forzado 208 Vca

D.1.6. Equipamiento del transformador de potencia

A continuación se indican las características técnicas particulares de los equipos que conforman

el transformador de potencia.

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105

Aisladores pasatapas y terminales

Tabla D.1.3. Especificación de aisladores pasatapas y terminales.

Descripción Pr imar io Secundar io Neutr o Secundar io

Clase de aislamiento(kVrms) 121 34,5 25

B.I.L. aislador (kVpico) 550 200 150

Distancia externa de fugamínima (mm)

2.01 660 432

Tipo de aislador Condensador Sólido Sólido

Color ANSI 70 ANSI 70 ANSI 70

Ubicación Tapa detanque

Caja deconexión posterior

Caja de conexión posterior

Terminal Pernocilíndrico bi-

metálico

Paleta NEMA 4

Paleta NEMA 2 bi-

metálico

Transformadores de corriente

Tabla D.1.4. Especificación de transformadores de corriente.

Servicio Pr imar io Secundar io Neutro

Tipo Toroidal Toroidal Toroidal

Frecuencia (Hz) 60 60 60

Tensión nominal(kVrms)

115 34,5 20

Tensión máxima(kVrms)

121 38 25

Relación (A/A) 250 /5 600/5 200/5

Número de núcleos 1 Protección 1 Protección 1 Protección

Pr ecisión protección 5P20 5P20 5P20

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Cambiador de tomas

Tabla D.1.5. Especificación de cambiador de tomas.

Descripción Valor

Rango de regulación (%) ±10Tomas +/- 9

Superior 9x+1,11%

Inferior 9x-1,11%

Ubicación Lado primario

Relé de regulación de tensión Sí

Compensador de caída por impedancia de línea Sí

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D.1.7. Hoja de Caracter ísticas Técnicas Garant izadas

Tr ansformador 15/20 MVA ONAN/ONAF (No Incluye r esistencia de neut ro)

Código Características Unidad Requerida Garantizada Observ.

1 General1.1 Fabricante - (1)

1.2 Modelo - (1)

1.3 Norma aplicable - ANSI

1.4 Tipo de construcción - (1)

1.5 Tipo - Intemperie

1.6 Grado de protección - NEMA 4X

1.7 Entrada - Aérea

1.8 Salida - Cables,inferior

3 Características básicas

3.1 Capacidad nominal ONAN MVA 15

3.2 Capacidad nominal ONAF MVA 20

3.3 Relación de transformación kV 115 – 34,5

3.4 Clase de enfriamiento - ONAN/ONAF

3.5 Sistema de conservación del aceite - Diafragma

3.6 Número de fases - 3

3.7 Frecuencia Hz 60

3.8 Impedancia en base ONAN % 10

3.9 Grupo de conexión - Dyn11

3.10

Elevación de temperatura (sobre latemperatura ambiente) a capacidad

nominal y tensión secundaria entoma 0

Devanado punto más caliente ºC 80

Aceite, medido en el tope del tanque

ºC 65

3.11 Material de los devanados - Cobre

Núcleo magnético - 3 (Core type)

3.12 Nivel de ruido db 80

3.13 Color - ANSI 70

3.14 Tipo de aceite -PURAMIN

AD-66

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4 Devanado primario

4.1 Tensión nominal kV 115

4.2 Clase de aislamiento kV 121

4.3 Nivel básico de aislamiento (BIL)

onda ANSIkV Cresta 550

4.4 Conexión - Delta

5 Devanado secundario

5.1 Tensión nominal kV 34,5

5.2 Clase de aislamiento kV 38

5.3 Nivel básico de aislamiento (BIL)

onda ANSI kV Cresta 200

5.4 Conexión -

Estrella conneutro

accesible

6 Pasatapas

6.1 Pasatapas alta tensión

6.1.1 Fabricante - (1)

6.1.2 Tipo - Condensador

6.1.3 Tensión nominal kV 115

6.1.4 Corriente nominal A (1)

6.1.5 Corriente de cortocircuito kA 31,5

6.1.6 Clase de aislamiento kV 121

6.1.7 Ubicación - Tapa detanque

6.1.8 BIL onda completa (ANSI) kV cresta 550

6.1.9 Distancia de fuga mínima mm 2900

6.1.10 Conectores -

Perno

cilíndrico bi-metálico

6.2 Pasatapas baja tensión


6.2.2 Tipo - Sólido

6.2.3 Tensión nominal kV 34,5


6.2.5 Corriente de cortocircuito kA 31.5


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6.2.7 Ubicación -Caja de

conexiones posterior


6.2.9 Distancia de fuga mm (1)

6.2.10Conductores

Número de conductores

Calibre de los conductores

-

MCM

Paleta NEMA3 x 750 MCM

Cu.

6.3 Pasatapas neutro baja tensión


6.3.2 Tipo - (1)

6.3.3 Tensión nominal kV 20



6.3.6 Ubicación -Caja de

conexiones posterior


6.3.8 Distancia de fuga mm 432

6.2.9

Conectores

Numero de conductores

Calibre de los conductores

AWG Paleta NEMA2; 4/0 AWG

7 Transformadores de corriente

7.1Transformadores de corriente alta

tensión


7.1.2 Tipo - Toroidal

7.1.3 Numero de secundarios - 1 Protección

7.1.4 Relación de transformación A 250 /5

7.1.5 Clase de precisión para protección - 5P20

7.2Transformadores de corriente baja

tensión7.2.1 Fabricante - (1)



7.2.4 Relación de transformación - 600 /5


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110

7.3Transformadores de corriente neutro

baja tensión




7.3.4 Relación de transformación A 200/5


8 Sistema de enfriamiento

8.1 Numero de radiadores (1)

8.2 Numero de etapas Aire forzado (1)

8.2.1 Numero de ventiladores - (1)

8.2.2

Características de los motores:

Tensión

Numero de fasesPotencia

Factor de potencia

V

-HP

-

120/208

(1)(1)

(1)

9 Cambiador de tomas con carga

9.1 Fabricante - (1)

9.2 Modelo - (1)

9.3 Rango de regulación % +/-10

9.4 Numero de pasos - +/- 9

9.5 Variación por toma % 1,11

9.6 Ubicación (devanado) - Primario

9.7 Operación en paralelo - No

9.8 Tensión del motor V 208/120 V

9.9 Operación remota - Requerida

10 Desempeño

10.1Impedancia de secuencia cero a 75

°C tensión nominal y toma 0 % (1)

10.2

Corriente de excitación a:

- 100% de la tensión nominal- 110% de la tensión nominal

AA

(1)(1)

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111

10.3

Pérdidas

En vacío a 100 % tensión nominal

Plena carga en toma con perdidamáxima

Pérdidas máximas totales a plenacarga

Total pérdidas a 50 % de la cargaTotal pérdidas a 75 % de la carga

Total pérdidas a 125 % de la carga

kW

kW

kW

kWkW

kW

(1)

(1)

(1)

(1)(1)

(1)

10.4

Eficiencia a factor de potenciaunitario.

A plena carga

A 75% de plena carga



%

%

%

%

(1)

(1)

(1)

(1)

10.5

Eficiencia con factor de potencia0,8 (a plena carga)

A plena carga




%

%

%

%

(1)

(1)

(1)

(1)

10.6

Regulación a plena carga

Con factor de potencia 1

Con factor de potencia inductivo0,8

%

%

(1)

(1)

11. Pesos aproximados

11.1 Devanados Kg (1)

11.2 Núcleo Kg (1)

11.3 Tanque y accesorios Kg (1)

11.4 Aceite en tanque Kg (1)

11.5 Aceite en conservador Kg (1)

11.6 Aceite total Kg (1)

11.7 Peso total Kg (1)

11.8 Parte de transporte más pesada Kg (1)

11.9 Parte más pesada de desencubado Kg (1)

12. Capacidad de aceite aproximada

12.1 Tanque principal - (1)

12.2 Radiadores - (1)

12.3 Tanque conservador - (1)

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112

13. Dimensiones aproximadas

13.1

Transformador Completo

Longitud

Ancho

Altura

Altura de desencubado

mm

mm

mm

mm

(1)

(1)

(1)

(1)

13.2

Parte más pesada de transporte.

Longitud

Ancho

Altura

mm

mm

mm

(1)

(1)

(1)

14. Resistencia de puesta a tierra.

14.1 Fabricante - NA

14.2 Modelo - NA

15. Accesorios

15.1Indicador magnético del nivel deaceite con contactos de alarma de

bajo nivel- (1)

15.2Termómetro de aceite tipo dial con

contactos de alarma - (1)

15.3

Detector de temperatura del puntomás caliente de los devanados, tipoimagen térmica, con contactos para

disparo, control y alarmas

- (1)

15.4

Válvula de seguridad de diafragma,

tipo auto reposición, para alivio de presión de emergencia, concontactos de alarma

- (1)

15.5Válvula de drenaje del tanque

principal - (1)

15.6

Válvulas para la conexión demaquina de filtrado de aceite

(superior e inferior)- (1)

15.7Válvulas para la toma de muestras

de aceite (superior e inferior) - (1)

15.8 Válvulas de radiadores - (1)

15.9Tapones para drenaje y venteo de

radiadores - (1)

15.10 Radiadores desmontables - (1)

15.11Tanque construido en acero sobre

skid y ruedas - (1)

15.12 Placa características - (1)

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113

15.13Accesorios adicionales paratransformadores tipo tanque

conservador

15.13.1 Relé Buchholz - (1)

15.13.2Válvulas para el drenaje y llenado

del tanque conservador- (1)

15.13.3Válvula para toma de muestra del

aceite del tanque conservador - (1)

15.13.4 Respiradero y sílica - (1)

15.13.5 Diafragma en tanque conservador - (1)

16. Pruebas

16.1 Pruebas de rutina norma ANSI - Requeridas

16.2Pruebas especiales (bajo

requerimiento) - No

Requeridas

16.3 Prueba de impulso Según ANSI16.4 Factor de pérdidas del aislamiento Según ANSI

16.5 Aumento de temperatura Según ANSI

16.6 Sobre-presión y vacío Según ANSI

16.7 Niveles de ruido Según ANSI

17.Penalidades y evaluación de

pérdidas

17.1Aumento de temperatura de

devanados y aceite °C 80

17.2 Relación de transformación KV 115 – 34,5

17.3 Pérdidas sistema de enfriamiento (1)

17.4 Pérdidas con carga (1)

17.5 Reactancia (1)

17.6 Impedancia (1)

17.7 Niveles de ruido dB 80

18. Otros

18.1 Supervisión durante la instalación - Requerida

18.2 Supervisión durante pruebas dearranque - Requerida

18.3 Repuestos y herramientas especiales -Requeridos

para 2 Años

(1) Información a ser suministrada por el fabricante

N/A: No aplica

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114

ANEXO D.2.

ESPECIFICACIÓN TÉCNICA N° 2, SECCIONADOR 115 KV CON CUCHILLA

PUESTA A TIERRA


El seccionador a utilizar en el nivel de 115 kV de la subestación será del tipo intemperie, tres

(3) polos, apertura central, montaje horizontal sobre una estructura metálica provista para ello y

equipado con cuchilla de puesta a tierra. El mismo debe ser operado manual ó eléctricamente y

debe proveer todos los dispositivos mecánicos correspondientes.


Los terminales de conexión del seccionador en 115 kV deben cumplir con las siguientes

características: el terminal de alta tensión debe ser tipo plano, cuatro huecos según norma

NEMA y el material del conductor será cobre o aleación de aluminio, el terminal de

puesta a tierra será tipo mordaza para calibre del conductor: # 1/0 AWG al 4/0 AWG y el

material del conductor debe ser cobre.

El seccionador estará diseñado para conducir sin deterioro de sus condiciones de

operación tanto la corriente nominal como la de cortocircuito que se indica en las hojas decaracterísticas técnicas garantizadas.

El seccionador también deberá estar en capacidad de abrir o cerrar, sin deterioro de sus

contactos, circuitos por el cual circulen corrientes de pequeña magnitud o cuando estén

presentes pequeñas diferencias de tensión entre los extremos donde se conecta la cuchilla

del seccionador.

El seccionador vendrá equipado con cuchilla de puesta a tierra, la cual deberá estar

diseñada para soportar la misma corriente máxima de corta duración del seccionador defase.

Deberá existir un enclavamiento mecánico que impida el cierre de la cuchilla de tierra,

cuando la de fase esté cerrada.

Deberá preverse y suministrarse todas las piezas necesarias para la colocación en sitio de

enclavamiento mecánico mediante el uso de un sistema de llaves del tipo "Kirk Interlock",

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115

"Castell Key" ó similar, de tal manera que solo pueda operarse cuando el interruptor

correspondiente se encuentre abierto.

El seccionador estará dotado de un mecanismo de operación a motor y manual.

El mecanismo estará protegido por un gabinete a prueba de intemperie NEMA 4X y de

alimañas, conteniendo los interruptores auxiliares, los terminales para cables y dotado de prensa-estopas. El mecanismo estará montado en la estructura soporte y su operación será

suave y continua. Se instalará un calentador controlado por termóstato en el gabinete del

mecanismo.

El diseño del mecanismo será tal que el seccionador no pueda abrirse por esfuerzos

debidos a corrientes de falla, y será auto bloqueado tanto en posición abierta como

cerrada. El mecanismo estará dotado de un indicador que muestre la dirección de rotación

durante las operaciones de cierre y apertura. Tendrá además un indicador que muestre si

el mecanismo está en posición « ABIERTO » o « CERRADO ».

El mecanismo de operación deberá permitir el bloqueo del seccionador y cuchilla de tierra

en posición cerrada y en posición abierta por medio de llave o candado.

El mecanismo de operación manual estará diseñado para operar a la intemperie y estará

instalado en un gabinete de chapa de acero galvanizado, con puerta al frente. El grado de

protección será NEMA 4X. El mecanismo de operación será a manivela. Se proveerán

medios para que cada polo compense independientemente el juego del movimiento. Se

preverá un sistema de desacople entre el mecanismo manual y el mecanismo a motor de

modo que la operación a motor no haga girar la manivela cuando se está operando a

mano. Si el seccionador ha sido abierto manualmente, deberá ser posible cerrarlo a motor

y viceversa.

Además los interruptores auxiliares y de límite continuarán funcionando durante la

operación manual.

Las manivelas de operación tendrán mangos aislados, y permitirán que el operador utilice

ambas manos. El seccionador estará dotado de un mecanismo a motor. El mecanismo podrá ser operado

tanto localmente como a distancia. El motor del mecanismo será de corriente continua. La

operación de apertura y cierre se obtendrá por medio de interruptores con enclavamiento

mecánico. La tensión de alimentación del motor será 125 Vcc. Se proveerán contactos de

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116

límite. En caso de falla de la tensión de control, la posición alcanzada será mantenida y

deberá ser posible la operación en el otro sentido sin problemas.

El modo de operación Local/Remoto se elegirá mediante un selector colocado en el

gabinete de control, provisto de tres posiciones, LOCAL/REMOTO/OFF. Con el selector

en posición « local », no será posible la operación remota desde la sala de mando. En posición « remoto », no será posible la operación eléctrica local. En posición « off » solo

será posible la operación manual.

Toda operación, de cierre o apertura, una vez iniciada, será completada por medio de

contactos de sellado y contactos de límite.

Toda la superficie expuesta a la intemperie será adecuadamente tratada y protegida para

resistir el tipo de condiciones ambientales indicadas, a la vez que estarán diseñadas para

prevenir la acumulación de humedad.

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D.2.3. Hoja de Características Técnicas Garantizadas

Seccionador 115 kV con cuchilla de puesta a t ier ra

Código Car acterística Unidad Requerida Gar antizada Observ.

1. Fabricante - (1)2. Tipo - Exterior

3. Modelo - (1)

4. Número de polos - 3

5. Tipo de apertura - (1)

6. Montaje - Horizontal

7. Mando - Eléctrico/Manual

8. Tensión nominal kVrms 115

9. Tensión máxima de la red kVrms 12310. Corriente nominal Arms 800

11. Corriente nominal decortocircuito

kA 31.5

12. Frecuencia nominal Hz 60

13. Tensión de ensayo a frecuenciaindustrial

13.1En seco durante 1min con el

seccionador abiertokVrms 280

13.2 En húmedo durante 10 seg. conel seccionador abierto kVrms 230

14.Tensión de ensayo de onda

1.2/50 s con el seccionadorabierto

kVpico 550

15.Temperatura máxima por encima

de la temperatura ambiente acorriente nominal

°C 75

16. Características de los aisladores


16.2 Tipo - Station Post

16.3 Modelo (1)

16.4 Resistencia a la flexión kN (1)

16.5 Resistencia a la compresión kN (1)

16.6 Resistencia a la tracción kN (1)

16.7 Resistencia a la Torsión m-kN (1)

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16.8 Distancia de fuga mm/kVLL 25

16.9 Material - Porcelana

17. Contactos auxiliares

17.1 Cantidad de contactos N.A. - 6

17.2 Cantidad de contactos N.C. --- 6

17.3 Tensión de contactos auxiliares Vcc 125

17.4 Corriente en contacto auxiliar A 15

18. Repuestos - (2)


(2) Información a ser suministrada en la lista de repuestos del fabricante

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ANEXO D.3.

ESPECIFICACIÓN TÉCNICA N° 3, DESCARGADORES DE SOBRETENSIONES 115 Y

34,5 KV


Los descargadores de sobretensiones deberán ser de tecnología de óxido metálico de zinc

(ZnO), clase estación, tipo intemperie, intercambiables con descargadores similares del mismo

tipo. Deben ser operados para un nivel de 115 kV, 60 Hz., en un sistema sólidamente puesto a

tierra. También se deben tener descargadores de sobretensiones operados para un nivel de tensión

de 34.5 kV puesto a tierra a través de una resistencia.

D.3.2. Características técnicas

Los descargadores de sobretensiones requeridos en estas especificaciones deben ser

adecuados para su uso en subestaciones a la intemperie.

Deben ser capaces de soportar descargas múltiples de corriente, descargas atmosféricas,

sobretensiones por maniobras y en general descargas de cualquier naturaleza de corta y

larga duración.

Los descargadores de sobretensiones deben estar diseñados para soportarsatisfactoriamente un ciclo de operación de prueba de un mínimo de 24 aplicaciones

consecutivas de descargas de corriente nominales (20 kA).

Cada descargador de sobretensiones debe estar equipado con un dispositivo de alivio de

sobrepresión en orden de prevenir que el mismo explote debido a presiones internas

excesivas en el evento de una operación de falla.

La unidad de resistencia debe tener una característica tensión – corriente no lineal.

Los descargadores de sobretensiones deben ser suministrados con todos los accesoriosnecesarios para una operación satisfactoria.

Un contador de descargas adecuado para su uso en intemperie debe ser suministrado para

cada descargador de sobretensiones teniendo a su vez indicación numérica visible del

número de descargas. Además de esto deberán contar con una base aislante y un medidor

de fuga.

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120

La distancia de fuga del diseño no deberá ser inferior a 690mm.

Los aisladores asociados a los pararrayos poseerán recubrimiento polimérico a base de

silicona o hidrocarburos.

Todas las partes de acero o hierro serán recubiertas con una capa de galvanizado en

caliente, de espesor mínimo 100 micras.

Los terminales de línea deberán ser de acero galvanizado (compatibles con conductores

de cobre y aluminio) ó de cobre de alta conductividad, uniformemente estañados con

estaño puro, para el uso de barras o conectores de aluminio. Se permitirán terminales de

aluminio siempre que no existan uniones bimetálicas.

Deberán suministrarse con un terminal de puesta a tierra, hecho de hierro o acero

galvanizado, para conectar un conductor de cobre desnudo calibre 2 AWG a 4/0 AWG.

La base de fijación será de acero galvanizado tipo estándar.

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121


Descargador de sobretensiones 115 kV

Código Car acterística Unidad Requerida Gar antizada Observ.

1. Fabricante - (1)2. Modelo - (1)

3. Máximo número de cuerpos - 1

4. Norma básica - ANSI/IEEE

5. Tensión nominal del sistema kV 115

6. Tensión máximo de la red kV 123

7. Conexión del sistema -Sólidamente

puesto a tierra

8.

Conexión del descargador de

sobretensión - Fase a tierra9. Frecuencia Hz 60

10.Tensión nominal del descargador

de sobretensión kV 120

11.Máximo tensión de operación

contínua kV 98

12. Corriente nominal de descarga kApico 10

13.

Máximo tensión de descargaresidual para una onda de

8/20useg a las siguientescorrientes:

13.1 1.5 kA kVpico 251

13.2 3 kA kVpico 263.9

13.3 5 kA kVpico 276.1

13.4 10 kA kVpico 297.2

13.5 20 kA kVpico 329

14.Corriente mínima de prueba de

impulso de corta duración kApico 65

15. Capacidad de descarga de la líneade transmisión - (1)

16. Clase de relé de sobrepresión - (1)

17. Peso total del equipo Kg. (1)

18.Tensión de prueba de onda de

impulso 1.2/50 us kVpico 550

19.Tensión de prueba descarga de

sobremaniobra kVpico 250

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122

20.Tensión de prueba de frecuencia

industrial (Seco – 1 minuto) kV 260


industrial (Húmedo – 10segundos)

kV 230

22. Distancia de fuga mm 2920

23. Color de porcelana - Marrón

24. Fuerza cantilever lbs. (1)

25. Fuerza compresión lbs. (1)

26. Fuerza tracción lbs. (1)

27. Fuerza torsión lbs. – ft. (1)

28. Contador de Descargas


28.2 Modelo - (1)

28.3Tensión máximo en el contador ala corriente de descarga máxima kVpico 2,5


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123

Descargador de sobretensiones 34,5 kV

Código Descripción Unidad Requerida Garantizada Observ.

1. Fabricante - (1)

2. Modelo - (1)

3. Máximo número de cuerpos - 1

4. Norma básica - ANSI/IEEE

5. Tensión nominal del sistema kV 34.5

6. Tensión máximo de la red kV 38

7. Conexión del sistema -Puesto a tierraa través de una

resistencia

8.Conexión del descargador de

sobretensión - Fase a tierra

9. Frecuencia Hz 60

10.Tensión nominal del descargador

de sobretensión kV 36

11.Máximo tensión de operación

contínua (MCOV)kV 29

12. Corriente nominal de descarga kApico 10

13.

Máximo tensión de descargaresidual para una onda de8/20useg a las siguientes

corrientes:

13.1 1.5 kA kVpico 76.413.2 3 kA kVpico 80

13.3 5 kA kVpico 83.4

13.4 10 kA kVpico 89.2

13.5 20 kA kVpico 95.2

14.Corriente mínima de prueba de

impulso de corta duración kApico 65

15.Capacidad de descarga de la línea

de transmisión- (1)

16. Clase de relé de sobrepresión - (1)

17. Peso total del equipo Kg. (1)

18.Tensión de prueba de onda de

impulso 1.2/50 us kVpico 200

19.Tensión de prueba descarga de

sobremaniobra kVpico 60

20. Tensión de prueba de frecuenciaindustrial (Seco – 1 minuto)

kV 95

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industrial (Húmedo – 10segundos)

kV 80

22. Distancia de fuga mm 1050

23. Color de porcelana - Marrón

24. Fuerza cantilever lbs. (1)25. Fuerza compresión lbs. (1)

26. Fuerza tracción lbs. (1)

27. Fuerza torsión lbs. – ft. (1)

28. Contador de Descargas


28.2 Modelo - (1)

28.3Tensión máximo en el contador ala corriente de descarga máxima kVpico 2,5


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125

ANEXO D.4.

ESPECIFICACIÓN TÉCNICA N° 4, INTERRUPTOR DE POTENCIA 115 KV CON

TRANSFORMADORES DE CORRIENTE INCLUIDOS


El interruptor requerido en estas especificaciones debe ser de 3 polos para ser usado en una

subestación a la intemperie, el mismo incluirá transformadores de corriente. Debe ser operado

para un nivel de tensión de 115 kV y 60 Hz.

D.4.2. Características técnicas

El interruptor de potencia debe ser capaz de interrumpir un circuito con tensión en

oposición de fases de acuerdo a los requisitos de la norma IEC58.

El mecanismo de interrupción debe ser aislado en SF6. No se aceptará un interruptor

aislado en aceite.

El interruptor de potencia tendrá dispositivos mecánicos por polo que indiquen su

posición (apertura – cierre).

El equipo debe contener además del interruptor de potencia, transformadores de corriente

para su uso en medición / protecciones y los bushings.

El equipo debe ser tripolar con dispositivos de medición en cada uno de los polos.

D.4.3. Características eléctricas

D.4.3.1 Medio de extinción del ar co

Debe tener un nivel de aislamiento certificado para su uso con tensiones nominales de 115 kV,en general se debe comprobar que sea capaz de soportar 123 kV a frecuencia nominal. El equipo

debe ser aislado en gas, preferiblemente SF6 o alguna mezcla certificada de aislamiento mejor,

cuando se garantice el suministro y la instalación de dicho gas. Debe ser capaz de soportar una

tensión de 230 kV para eventos transitorios menores de un (1) minuto a frecuencia nominal,

como se describe en la norma IEC 60694. El equipo también debe soportar una tensión de 550

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126

kV para eventos transitorios producidos por impulsos de descargas atmosféricas menores a un (1)

segundo.

D.4.3.2. Supervisión del gas

El equipo deberá estar provisto de manómetros de precisión 3% compensado por temperatura.

Los medidores de presión deberán tener contactos auxiliares para dos alarmas y un bloqueo al

interruptor. Adicionalmente al medidor de presión compensado por temperatura de cada polo del

equipo deberá estar supervisado en forma permanente por un manómetro o densímetro. El

manómetro o densímetro podrá ser removido o reemplazado sin que por ello exista perdida de gas

durante la operación. Por esta razón se deberá proveer con una válvula que pueda ser manejada

manualmente o una válvula del tipo autosellante. Debe tener un nivel de aislamiento certificado

para su uso con tensiones nominales de 115 kV, en general se debe comprobar que sea capaz de

soportar 123 kV a frecuencia nominal. En lo que se refiere al gas utilizado para el aislamiento del

equipo, se debe garantizar una fuga anual menor al 1%. El indicador de presión de gas SF6, debe

ser fácilmente visible a distancia para su lectura por parte del personal operativo.

D.4.3.3. Transformadores de corr iente

En el caso de los transformadores de corriente, deben ser con relación de corriente de250/5 o cualquier otra que se considere necesaria con su respectiva justificación y deben cumplir

con el estándar IEC 60044-1. El equipo deberá poder soportar sin daños todos los esfuerzos

debidos a condiciones de operación normales y anormales, cortocircuitos e influencias del

ambiente.

D.4.3.4 Contactos auxiliar es

Para propósitos de control, protección, señalización remota, entre otros, los equipos deberán

tener un juego de contactos auxiliares acoplados mecánicamente, intercambiables entre sí. Se

requiere como un mínimo de 6 contactos normalmente abiertos y 6 contactos normalmente

cerrados adicionales a los contactos usados para el control y funcionamiento interno.

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127

D.4.3.5 Indicador de posición y contador de operaciones

Cada equipo deberá estar provisto con un indicador de la posición mecánico, conectado

sólidamente al eje de operación para saber cuando el interruptor está "abierto" o "cerrado".

Adicionalmente, se deberá proveer un contador de operaciones que no permita tomar decisiones para el mantenimiento. Ambos dispositivos deberán estar convenientemente ubicados de manera

que se puedan leer fácilmente desde el piso en cualquier momento.

D.4.3.6. Mecanismo de operación

El mecanismo de operación para la apertura y cierre del interruptor deberá ser de accionamiento

por resortes. El diseño para el mecanismo de operación deberá estar acorde con el diseño del

equipo para garantizar la apertura o cierre simultáneo de las tres fases del circuito

correspondiente. Cualquiera de estas unidades deberán ser fácilmente reparables o reemplazables,

al igual que deberá permitir el ajuste separadamente sin dificultad alguna. La orden de disparo

deberá ser recibida, bien sea cuando los contactos principales estén completamente cerrados o en

cualquier posición parcialmente abierto. El fabricante debe describir en detalle el sistema de

operación ofertado, sus limitaciones, número de dispositivos de seguridad incluidos y la

capacidad de energía-almacenada, el número de operaciones de cierre y apertura permisibles, sin

necesidad de recargar del mecanismo.

D.4.3.7. Gabinete de contr ol

El gabinete de operación será a prueba de alimañas, polvo e intemperie. Las puertas estarán

dotadas de las juntas necesarias para impedir la entrada de humedad. El gabinete deberá estar

provisto de manillas que permitan el fácil acceso a los componentes internos. Las puertas deberán

tener provisión para cerradura o candado. Un calentador contra condensación se instalará en el

gabinete y será controlado por termostato. En el interior de la puerta de acceso del gabinete se

instalará un diagrama esquemático de la parte del sistema de control local del interruptor

identificando todos los componentes del gabinete y del interruptor y con referencia a los dibujos e

instrucciones de instalación. La placa donde se grabará el diagrama será de un material durable

adecuado a las condiciones climáticas especificadas. Los cables de suministro de energía se

conectarán directamente a los interruptores auxiliares, sin terminales intermedios.

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Interr uptor de potencia 115 kV con transformador es de cor r iente incluidos

Código Características Unidad Requerida Garantizada Observ.

1. Fabricante - (1)2. Modelo y N° de catalogo - (1)

3. Tipo - (1)

4. Número de polos - 3

5. Tensión nominal kV 115

6. Tensión máxima kV 123

7. Corriente nominal A 1200

8. Capacidad de cortocircuito kArms 31,5

9. Corriente de cortocircuitomomentánea kApico 80

10.Tiempo máximo de

interrupción ms 50

11. Tiempo mínimo de apertura ms 40

12. Tiempo total de cierre ms 90

13. Discordancia de polos ms 5

14.Tensión resistente a frecuencia

industrial kV 230

15. Tensión resistente a descargasatmosféricas kV 550

16. Aislamiento - SF6

17. Accionamiento - Por resorte

18. Humedad máxima relativa % 100

19. Máxima temperatura ambiente °C 40

20. Mínima temperatura Ambiente °C 15

21. Grado de protección - IP 44

22. Grado de contaminación IV Muy Alto

23. Frecuencia nominal Hz 60

24. Fuga de gas%

anual < 1

25.Corriente nominal del

transformador de corriente.A 250/5

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26.

Número de núcleos del T.C.

Protección

Medición- 3

1

27.

Clase de precisión según IEC

Núcleo de medición

Núcleo de protección

Cl. 0.5 IEC

5P20

28.Duración del cortocircuito

Nominals 3

29.Bobina de cierre

Tensión nominal Vcc 125

30.Bobina de apertura

Tensión nominalVcc 125

31.Tensión nominal de motores

eléctricos Vcc 125

32. Elementos calentadores Vac 12033. Tensión servicios auxiliares Vcc 125

34. Elementos calentadores Vac 120


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ANEXO D.5.

ESPECIFICACIÓN TÉCNICA N° 5, TRANSFORMADOR DE POTENCIAL 115/ √3 KV /

115 V

D.5.1. Características técnicas generales

Los transformadores de potencial deberán ser del tipo capacitivo, para 60 Hz, monofásicos, con

un aumento de temperatura hasta 65º C, sumergidos en aceite y para conexión entre fase y tierra,

que cumplan con la norma IEEE C57.13 y capaces de trabajar continuamente bajo las

condiciones ambientales y sísmicas descritas en las especificaciones y dimensionado según se

indica en las tablas de características técnicas garantizadas. Los transformadores de potencial se

conectarán en estrella, con el neutro, efectivamente puesta a tierra.

Los devanados, deberán resistir los esfuerzos térmicos y mecánicos producidos por la corriente

de cortocircuito especificada, según aplica. La porcelana exterior de los aisladores será de una

sola pieza, provista de una distancia de fuga extendida para mejorar su comportamiento en zonas

de elevada contaminación atmosférica. La caja de terminales del secundario cumplirá con

hermeticidad NEMA 4X, también será provista de una salida adecuada para la canalización del

cableado de los secundarios, a través de la tubería flexible metálica prevista en 2 ½ pulgadas de

diámetro, con posibilidad de conectar cables de control de cobre calibre 10 AWG THW,apantallado. La caja estará ubicada en la parte inferior del transformador.


Cada transformador será diseñado y construido para montaje sobre una estructura soporte. El

transformador de potencial será del tipo intemperie, inmerso en aceite, tanque sellado y para

montaje vertical.

D.5.2.1. Aisladores de porcelana

Los transformadores de potencial deberán equiparse con aisladores de porcelana con superficie

vitrificada, de color gris (IEEE/ANSI 70).

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D.5.2.2. Dispositivos y accesor ios

Válvulas

Deberán proveerse válvulas de drenaje y de llenado, como también medios convenientes paratomar muestras de aceite con la unidad de servicio. Adicionalmente se deberán suministrar dos

(2) juegos de acople en los puntos de muestreo para la toma de muestra de aceite. Deberán

disponerse de medios adecuados para reponer el aceite extraído para análisis sin necesidad de

aplicar vacío al transformador.

Indicadores de nivel de aceite

Los transformadores de potencial deberán estar provistos de indicadores de nivel de aceite. El

visor para inspeccionar el nivel de aceite deberá ser preferentemente de vidrio u otro material que

no degrade la luz ultravioleta y otras condiciones de medio ambiente.

Dispositivos de izamiento y de compensación para dilatación

Los transformadores deberán estar provistos de medios para levantar sus diferentes partes para

el montaje y desmontaje. Los transformadores deberán ser estancos y provistos de un sistema decompensación por dilatación tipo fuelle.

Dispositivo de alivio de presión

Deberá suministrarse con cada unidad un dispositivo de alivio de presión para prevenir la

ruptura de la porcelana.

Terminales del primario

Los terminales deberán ser de cobre de alta conductividad, completa y uniformemente

estañados, o de acero galvanizado, ambos tipos compatibles con conductores de aluminio. Se

utilizaran terminales NEMA, de 4 orificios de 9/16 pulgadas, espaciados con respecto al eje

central 1-3/4 pulgadas.

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Conexiones del secundario

Toda toma de conexión secundaria deberá ser llevada al exterior a través de conduits o

conductos hacia la caja o cajetín de terminales, con previsiones para conectar a tierra cualquier

terminal. Los bloques terminales deberán ser adecuados para alojar conectores tipo ojal paracable hasta No 10 AWG, provistos de tornillos tipo hexagonal con ranura para destornillador

plano. Deberá colocarse una placa esquemática al lado del bloque de terminales e indicar la

polaridad de los devanados.

Puesta a tierra

El transformador de potencial deberá estar provisto de dos (2) terminales de cobre estañado

para puesta a tierra, diametralmente opuestos y adecuados para conductores de cobre desnudo

calibre variable entre No 2 y No 4/0 AWG.

Medio aislante

El aceite aislante será suplido por el fabricante, y será aceite mineral a ser indicado en el cuadro

de características técnicas garantizadas. Todos los aceites serán sometidos a ensayos para la

detección de bifenilos policlorinados (PCB´s) según la norma ASTM D4059, y estar certificadosde no tener niveles detectables de PCB´s.

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Tr ansformador de potencial 115/ √3 KV / 115 V

Código Car acterísticas Unidad Requerida Gar antizada Obser.

1. General.1.1 Fabricante. - (1)

1.2 Modelo. - (1)

1.3 Normas aplicables. -IEEE/ANSI/

NEMA

1.4 Construcción. - Vertical

1.5 Tipo - Capacitivo

1.6 Uso Intemperie

1.7 Hermeticidad - NEMA 4X2. Características básicas.

2.1 Frecuencia Hz 60

2.2 Tensión nominal red del primario kVrms 115

2.3 Tensión máxima red del primario kVrms 123

2.4 Tensión nominal del secundario Vrms 115

2.5 Número de devanados secundario -Uno (1),

medición

2.6 Número de relaciones por

devanado - Una (1)

2.7 Número de fases. - 1

2.8Tensión resistente al impulso

atmosférico. BIL kVpico 550

2.9Tensión resistente a frecuencia

industrial, 1 minutokVrms 230

2.10 Esquema de operación trifásica. -

Estrella conneutro

efectivamente puesto a tierra.

2.11Potencia nominal por devanado,

medición y protección. VA 150

2.12 Material de los devanados - Cobre

2.13 Clase de precisión - -

Medición - Clase 0,2 IEC

2.14 Porcelana -

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Color. - IEEE/ANSI 70

Distancia de fuga mínima mm 2600

2.15Tipo de aceite. (equivalente

nacional) - (1)

2.16 Terminal de fase -

NEMA 4

compatibleconconductores de

aluminio.

2.17 Terminal de tierra -

Para conductorde cobreajustable

calibre 2 al 4/0AWG.

3.Dimensiones y pesos

aproximados.

3.1 Peso total. Kg (1)

3.2 Parte de transporte más pesada. Kg (1)

3.3 Parte mas pesada de desencubado Kg (1)

3.4 Capacidad de aceite aproximada. litros (1)

3.5 Dimensiones aproximadas.

Transformador completo.

Longitud

Ancho

mm

mm

(1)

(1)

Parte más pesada de transporteLongitud

Ancho

mm

mm

(1)

(1)

4. Accesorios

4.1 Indicador del nivel de aceite. - (1)

4.2 Compensación por dilatación - (1)

4.3 Dispositivo de alivio de presión - (1)

4.4 Válvula de llenado. - (1)

4.5 Válvula para toma de muestra deaceite. - (1)

4.6Dispositivo de acople

para toma de muestra de aceite - (1)

5. Pruebas

5.1Pruebas de rutina norma

IEEE/ANSI.- Requeridas

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5.2Pruebas especiales (Bajo

requerimiento) - No Requeridas

5.3Prueba de potencial a 60 Hz.

(Aplicado e inducido) -Según

IEEE/ANSI

5.4Medición de resistencia a

devanados.-

SegúnIEEE/ANSI

5.5 Verificación de polaridad -Según

IEEE/ANSI

5.6Pruebas de precisión, relación y

ángulo de fase. -Según

IEEE/ANSI

5.7Medición de impedancia y

excitación-

SegúnIEEE/ANSI

5.8 Incremento de temperatura -Según

IEEE/ANSI

5.9

Características mecánicas y

térmicas para cargas de cortaduración -

Según

IEEE/ANSI

5.19Factor de pérdidas del

aislamiento. (Tanδ) -Según

IEEE/ANSI

6. Otros.

6.1Repuestos y herramientas

especiales. -Requeridos

para 2 Años


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ANEXO D.6.

ESPECIFICACIÓN TÉCNICA N° 6, CELDA DE MEDIA TENSIÓN 34,5 KV


La celda de media tensión será del tipo Metal-Clad, aislada en aire y para instalación tipo

intemperie, formada por estructuras verticales metálicas auto-soportadas, cubiertas con láminas

de acero, de dimensiones normalizadas ensambladas en forma rígida creando una estructura

compacta, con un grado de protección IP31D. La misma debe contener esencialmente, un

interruptor de potencia extraíble y un seccionador con cuchilla de puesta a tierra.

Las partes principales de los circuitos de media tensión tales como el interruptor y las barras,

estarán encerrados y separados por barreras metálicas aterradas. Se proveerán enclavamientos

para garantizar una secuencia de operación apropiada y segura. Los instrumentos de medición,

los relés de protección, los dispositivos de control y su cableado, están separados por barreras

metálicas aterradas, que los aislarán de los circuitos media y baja tensión.Las celdas serán de

construcción resistente a arcos tipo B (resistencia al arco en el acceso frontal, posterior y

laterales). La estructura del grupo de celdas se soportará sobre rieles metálicos, consistentes en

canales de acero galvanizado, con perforaciones adecuadas para ser fijadas en una base de

concreto.


D.6.2.1. Características de construcción mecánica

Rigidez mecánica

Deberá construirse con secciones modulares de acero laminadas, soldadas y perforadas donde

sea necesario con miembros de acero estructural para garantizar su rigidez mecánica. La

estructura metálica del tablero, estará formada por perfiles en forma de "L" o de "U", de

dimensiones convenientes para asegurar la máxima rigidez mecánica del conjunto. Todas las

uniones de los perfiles de los bastidores, llevarán nervios o refuerzos soldados de tal forma que

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estos montantes y transversales formen ángulos rectos entre sí. Las láminas que recubren cada

celda deben ser de acero y de un espesor mínimo de 2,5mm.

Compartimientos

El equipo será de diseño modular, cada sección será completa, con aisladores de resina epoxy

de primera calidad, totalmente estancos al gas. Estos aisladores estarán diseñados de tal manera

que posean elevada resistencia estructural y excelentes propiedades dieléctricas, y su forma será

tal que el campo eléctrico sea de distribución uniforme y que se disminuyan al mínimo los

efectos de asentamiento de partículas. El material y el espesor de los recintos serán adecuados

para soportar un arco interno, sin perforación, durante el tiempo necesario para que la protección

de respaldo elimine la falla, según IEC 60298. Se proveerán suficientes ventanas de acceso en los

recintos para asegurar que cada componente pueda ser inspeccionado durante la instalación o el

mantenimiento futuro. Cada sección tendrá piezas de conexión de enchufe, o fáciles de desarmar,

para permitir reemplazar cualquier componente con un mínimo de perturbación del resto del

equipo. Los recintos metálicos serán fabricados con chapas de acero, todas las juntas serán

elaboradas a máquina y todas las piezas fundidas tendrán superficies adecuadas para las cabezas

de los tornillos o las arandelas. Las puertas de acceso serán abisagradas con ángulo de apertura no

inferior a 110°.

Seguridad

El diseño típico de cada celda deberá ser tal, que los efectos producidos por fallas eléctricas

(explosiones, arcos y fuego) no se propaguen, en lo posible, de una sección a otra. En este sentido

el equipo deberá ser diseñado y construido para garantizar que los daños ocasionados por un

eventual arco eléctrico sean mínimos y estén confinados únicamente al compartimiento donde se

produjo la falla. Igualmente las celdas deberán estar dispuestas como compartimientos separados

entre sí, de tal forma, que desde una celda no se tenga acceso directo a celdas vecinas. Deberá

establecerse previsión para el paso de cables de control y de potencia, en caso de ser requeridos.

La celda tendrá sus componentes diseñados para minimizar cualquier riesgo de cortocircuito y

garantizar la seguridad operacional bajo cualquier condición de operación, inspección y

mantenimiento.

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Instrumentos de medición

La disposición de instrumentos de lectura y conmutadores de mando, deberá ser de tal forma

que un hombre pueda alcanzarlos cómodamente sin requerir accesorios especiales para su lectura

o manipulación. Deberá proveerse un sistema de amortiguamiento tal que evite falsas operacionesde los instrumentos al ser cerrada en forma brusca la puerta.

D.6.2.2. Características de construcción eléctrica

Características eléctricas generales

La celda de media tensión será del tipo metal-clad aislada en aire, para uso en ambiente

exterior, y el grado de protección será IP 31D para el gabinete e IP 65 para el encerramiento de

media tensión. Serán de construcción resistente a arcos. El interruptor de potencia será de

operación eléctrica, utilizando botellas al vacío como medio de extinción de arco. Deberá estar

equipado con mecanismo de operación de energía almacenada, el cual pueda ser cargado tanto

eléctrica como manualmente.

Cableado de control

Todo el cableado será resistente a la llama, con aislamiento para 600 V., tipo SIS ó TBS de

aislamiento flexible retardante de llama, con multihebras de cobre, con capacidad para

temperatura de 105 grados centígrados: El calibre mínimo del cableado de potencia será 12

AWG, mientras que para cables de control el calibre 14 AWG. Los cables de control deben estar

dispuestos de tal forma que se puedan inspeccionar fácilmente. Debe evitarse la interferencia de

los cables de control cuando un instrumento o equipo necesite ser removido.

Regletas terminales de conexiones

Deberá suministrarse las regletas terminales necesarias para las conexiones del cableado, todas

serán de tipo pesado para 600 V y 20 A como mínimo, tipo ojo cerrado. No se mezclaran en una

misma regleta cables de fuerza y cables de control. Todo cable de control deberá llegar a regleta

terminal o a un equipo. No se aceptarán conexiones entre cables sin pasar por regleta o

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instrumentos. Regletas de bornes que tengan circuitos con tensión de 50V o más, deberán tener

borne de puesta a tierra. Las regletas terminales deberán tener un 20% de puntos libres para

reservas. No se conectaran más de dos cables por puntos de regleta o equipo.

Contadores, instrumentos, transductores y relés de protección

Todos los contadores, instrumentos, transductores y relés de protección instalados en las

puertas de los compartimientos de las celdas, deberán ser montados al rack o semi al rack, de

estilo rectangular. Los contadores y relés de protección se conectarán a transformadores para

instrumentos con secundarios de capacidad nominal de 5 A y 120 V. Todos los medidores,

instrumentos y relés deberán suministrarse con los transformadores de corriente auxiliares,

resistencias derivaciones, etc., necesarias aunque no estén especificados. Los contadores deberán

proveerse con registradores de lectura directa, que tengan por lo menos cuatro diales. Todos los

relés de protección, excepto los auxiliares deberán ser del tipo de gaveta con facilidades de

pruebas autocontenidas. Deberá suministrarse un juego de enchufes y accesorios para pruebas

con cada unidad.

Los relés deberán cumplir con los requisitos aplicables de la norma IEEE C37.90-2.005,

“Standard For Relays And Relay Systems Associated With Electric Power Apparatus”. Los relés

deberán tener contactos de salida doble en donde múltiples relés disparen un dispositivo de bloqueo común. Uno de los contactos se llevará a disparo del interruptor, mientras que el otro irá

al respectivo relé de bloqueo. Tendrá previsión para cortocircuitar las entradas de los

transformadores de corriente, cuando el circuito de disparo es accionado manualmente o se retira

el relé de su caja.

Calentadores de espacio

Cada celda deberá estar provista de un calentador monofásico, para la tensión de servicio. Se

debe suministrar un amperímetro, suiche de bypass, protección de sobrecorriente, y termostato

por cada calentador. Los calentadores serán usados para disminuir los efectos de la humedad y

del moho. Deberán ser alimentados a través de interruptores termomagnéticos.

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Barras de potencia

Los conductores de las barras serán fabricados con una sección transversal adecuada para la

corriente nominal estipulada. Las secciones de barras estarían instaladas en recintos metálicos.

Las conexiones terminales de las barras serán flexibles para permitir la expansión térmica axialde la barra. Las conexiones al extremo de los recintos serán a platina y tendrán los sellos

necesarios para asegurar la estanqueidad efectiva entre las secciones.

Puesta a tierra

A lo largo de toda la celda, deberá suministrarse una barra para la puesta a tierra de cobre de

sección transversal capaz de transportar las corrientes de secuencia cero permanentes y

transitorias sin exceder las elevaciones de temperatura permitidas. La barra para la puesta a tierra

deberá ser continua a través del conjunto de celdas. Esta barra deberá tener conectores apropiados

para la interconexión con barras de celdas vecinas.

Estas barras para la puesta a tierra deberán asegurar perfecto contacto eléctrico con la estructura

de las celdas. Por cada celda intermedia del conjunto, deberán suministrarse conectores

adecuados para recibir cable de cobre desnudo en el rango del #2 AWG al #4/0 AWG para la

conexión de las celdas a la malla de tierra. Se deberá garantizar la continuidad entre las partes noconductoras de corriente de los componentes del equipo y de la celda, y entre ésta y la barra de

tierra/terminal de tierra para mantener la efectividad de los circuitos de protección. Se debe

proveer conexión a tierra para todas las partes removibles para asegurar que el marco y

mecanismo estén puestos a tierra hasta que el circuito primario esté desconectado y el elemento

removible sea llevado a una distancia segura.

Los recintos de la celda metal-clad aislada en aire serán puestos a tierra en varios puntos, de

modo que exista una jaula puesta a tierra alrededor de todas las partes vivas. La continuidad de la

puesta a tierra entre los compartimentos se asegurará por medio de puentes entre los recintos. El

sistema de puesta a tierra de los recintos estará diseñado para minimizar la circulación de

corrientes y asegurar que los aumentos de tensión se mantengan en un nivel aceptable. Cada caja

de distribución de cables, gabinete de control local, cubiertas de cables de potencia y control y

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141

otras estructuras metálicas no previstas para transportar corriente serán puestas a tierra por medio

de conexiones separadas de las de los recintos de la celda metal-clad aislada en aire.

Compartimientos de cables de potencia

El acceso a los compartimientos de cables de 35 kV, deberán ser por la parte inferior de la

celda. Los compartimientos para cables deberán tener las previsiones para alojar los cables

correspondientes a los circuitos asociados a cada celda. El equipo vendrá equipado con las

terminaciones para cables monopolar armado, de aislamiento sólido XLPE, 35 kV, con nivel de

aislamiento de 133%.

D.6.3. Características generales de los equipos y componentes eléctricos

D.6.3.1. Interruptor

El interruptor será de operación eléctrica, utilizando vacío como medio de extinción de arco.

Deberá estar equipado con mecanismo de operación de energía almacenada (carga manual y

mediante motor eléctrico) y tener previsión para disparar manualmente el interruptor (cuando se

pierda el circuito de disparo) sin abrir la puerta del compartimiento.

El compartimiento de interruptor se debe proveer con los siguientes dispositivos:

Luz indicadora roja – Interruptor cerrado.

Luz indicadora verde – Interruptor abierto.

Luz indicadora blanca – Integridad y bobina de relé de bloqueo.

Luz roja intermitente – Para el relé de supervisión del circuito de disparo.

Suiche de control para operación de interruptor (Abierto-Cerrado).

Suiche de control operación Local-Remoto.

Los circuitos de control para operación del mecanismo, deberán ser del tipo anti-bombeo y

permitirán la descarga manual del resorte sin el cierre del interruptor (como medio de

protección). Si el interruptor está “CERRADO”, no deberá excitarse ningún dispositivo eléctrico

de control de cierre al accionar el dispositivo de mando para cerrar. Éste esquema también deberá

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142

cumplirse en el circuito de apertura. La condición de “ABIERTO” y “CERRADO” se indicará a

través de banderas de color ubicadas en el frente de cada interruptor. El color rojo indicará la

posición “CERRADO”, y el color verde indicará “ABIERTO”. De la misma forma deberá

indicarse la condición del resorte "CARGADO" y "DESCARGADO". El mecanismo de carga

del resorte, deberá indicar la posición "CARGADO" única y exclusivamente cuando estécargado. La indicación de la posición del interruptor y del resorte será mecánica.

La alimentación en 120 Vca para el motor de carga del resorte será tomada del secundario de

un transformador auxiliar, protegido por interruptores magnéticos conectados “aguas arriba” del

interruptor principal. Mientras que la alimentación para los circuitos de control de cierre y

disparo será en 125 Vcc, tomada del sistema rectificador-cargador-banco de baterías. Cada

interruptor debe ser suministrado con un Dispositivo de Disparo Automático (DDA) en caso de

pérdida de integridad del circuito de disparo o un relé de supervisión del circuito de disparo. El

DDA debe disparar el interruptor en caso de falla en el circuito de disparo del interruptor y debe

estar cableado en paralelo con la bobina de disparo. El relé de supervisión del circuito de disparo

podrá automonitorearse para supervisar la tensión y la integridad del circuito de disparo. Este

tendrá indicación local y contactos para alarmas remotas. El diseño del interruptor evitará la

generación de sobretensiones transitorias peligrosas las cuales pudieran afectar el aislamiento de

los equipos asociados.

D.6.3.2. Seccionador

El seccionador será operado en grupo trifásico, instalado para permitir aislar eléctricamente al

interruptor del transformador, de la barra colectora y de los circuitos de transmisión. El

seccionador será operado por un motor eléctrico, alimentado por un sistema de 125 Vcc, y tendrá

además un mecanismo de operación manual para casos de emergencia. Los mecanismos de

operación del seccionador serán completos, provistos de todas las conexiones mecánicas,

abrazaderas, acoplamientos, barras de operación, soportes y puesta a tierra. Todos los cojinetes

serán auto lubricantes, sin grasa ni aceite.

La apertura y cierre del seccionador será posible por control remoto o local. La operación local

se efectuará por medio de un interruptor de control de dos posiciones ubicado en el gabinete de

control. El seccionador estará enclavado eléctricamente con el interruptor asociado de modo que

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el mando del seccionador sea inoperante si el interruptor está cerrado. La operación manual de

emergencia anulará los circuitos eléctricos de control y estará enclavada por medio de llaves con

el interruptor asociado.

La señalización de la posición cerrada del seccionador no se efectuará hasta no tener laseguridad que los contactos móviles hayan llegado a una posición en la cual, tanto la corriente

nominal, como la corriente de pico, y la corriente admisible durante corto tiempo puedan ser

transportadas en forma segura. El seccionador y la cuchilla de tierra adyacente tendrá

enclavamientos eléctricos y mecánicos por llaves que impidan el cierre de las cuchillas de tierra

cuando el seccionador esté cerrado y viceversa.

Cada seccionador tendrá un indicador mecánico local, claramente identificable, conectado

directamente al árbol de operación para mostrar la posición real del seccionador. Se proveerán

además indicadores remotos de posición en el gabinete de control local y en la sala de comando.

D.6.3.3. Cuchilla de tierr a de segur idad

Se suministrarán cuchillas tripolares, operadas en grupo, para puesta a tierra, como se indica en

el diagrama unifilar. Cada grupo de cuchillas de tierra tendrá un único motor eléctrico, adecuado

para un sistema de 125 Vcc. Se proveerá una indicación mecánica local de posición para cadacuchilla, una indicación remota en el gabinete de control local y en la sala de comando. Se

suministrarán enclavamientos tales que la operación manual de las cuchillas de tierra o la

inserción del sistema manual de operación impida la operación de los circuitos eléctricos de

control. Cada cuchilla de tierra tendrá cuatro contactos auxiliares normalmente abiertos y otros

cuatro normalmente cerrado, para utilización por terceros, además de los necesarios para los

enclavamientos eléctricos y los indicadores de posición.

Todas las partes de la cuchilla de tierra y de su mecanismo de operación que requieran puesta a

tierra serán conectadas entre si por conductores de cobre calibre 2/0 AWG. La conexión

principal de puesta a tierra de cada cuchilla de tierra podrá soportar la corriente máxima de corto

circuito nominal del equipo, y estará formada por un terminal plateado, de dimensiones

suficientes para transportar la corriente de cortocircuito a la red de tierra de la subestación. Cada

cuchilla de tierra de seguridad tendrá un enclavamiento mecánico (con llave) y eléctrico con su

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interruptor y seccionador correspondientes, que impida su cierre a menos que tanto el

seccionador como el interruptor estén abiertos. Las cuchillas de tierra de seguridad serán

comandadas únicamente desde el gabinete de control, en forma local. No se requiere mando a

distancia.

D.6.3.4. Sistema de pr otecciones

Generalidades

Todos los relés de protección serán del tipo digital (numéricos), con elementos de protección

independientes, tanto para las tres fases como para el neutro. Igualmente serán del tipo

multifunción, con capacidad de realizar, además de las funciones de protección, funciones de

supervisión, control, medición y registro. Deben ser fácilmente accesibles, para comunicación y

ajuste, tanto local como remotamente y deben poseer salidas y entradas de control. Los relés

deberán tener una corriente nominal de 5 A, una tensión nominal de 125 Vcc. Todos los relés de

protección serán de tecnología numérica (IED) y con facilidades para comunicación remota.

En general, los relés multifuncionales de protección deben incluir; protección contra

sobrecorrientes de fase y neutro, direccional de fase y neutro, diferencial del transformador, bajo

tensión, potencia direccional, frecuencia, diferencial de línea, y un dispositivo de bloqueo.Adicionalmente a lo indicado el relé debe incorporar los requerimientos de medición de los

parámetros fundamentales V, I, Hz, W, VAr, VA, FP y la demanda máxima de corriente por fase,

MW, MVAr, MVA. El relé deberá permitir recabar un historial de eventos, guardando; el evento,

la fecha, tiempo y parámetros del sistema durante el mismo.

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Celda de media tensión 34,5 kV

Código Car acterísticas Unidad Requer ida Gar antizada Observ.

1 General. -1.1 Fabricante. - (1)

1.2 Modelo. - (1)

1.3 Norma aplicable. -IEC

ANSI, cuando seindique

1.4 Tipo de construcción. - (1)

1.5 Tipo - Exterior

1.6 Grado de protección - IP31D IP65

1.7 Entradas - Cables, Inferior1.8 Salidas - Cables, Inferior

2 Características básicas. -

2.1Capacidad nominal de las

barras. A 1200

2.2 Número de fases. - 3

2.3 Frecuencia. Hz 60

2.4 Tensión nominal kVrms 34,5

2.5 Tensión máxima kVrms 38

2.6 Nivel básico de aislamiento

(BIL) kV Cresta 200

2.7 Capacidad de cortocircuito kA 31,5

2.8 Color. - RAL 7032

3 Interruptor de potencia -

3.1 Tipo. - Vacío

3.2 Tensión nominal KVrms 34,5

3.3

Nivel básico de aislamiento

(BIL) kV cresta 200

3.4 Corriente nominal de llegadas A 1200

3.5Corriente nominal de enlace

de barrasA 1200

3.6 Número de salidas - 1

3.7Corriente nominal de las

salidas A 1200

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3.8 Capacidad de interrupción kA 31,5

3.9Tiempo total de interrupción

(máximo) Ciclos 6

3.10Tiempo total de cierre

(máximo) Ciclos 7

3.11 Tensión de bobina apertura ycierre Vcc 125

3.12Tensión de motor de

almacenamiento de energía Vca 120

4 Seccionador -

4.1 Tipo. - Aislado SF6

4.2 Tensión nominal KVrms 34,5

4.3 Nivel básico de aislamiento

(BIL) kV cresta 200

4.4 Corriente nominal de llegadas A 1200

4.5Corriente nominal de enlace

de barras A 1200

4.6 Número de salidas - 1

4.7Corriente nominal de las

salidas A 1200

5 Cuchillas de puesta a tierra -

5.1 De seguridad -

5.1.2 Tensión nominal kVrms 34,5

5.1.3 Tensión máxima KVrms 38

5.1,4 Nivel básico de aislamiento

(BIL) kV cresta 200

5.1.5 Corriente de corta duración kA 30

5.1.6 Operación - Motor

5.2 De alta velocidad -

5.2.1 Tipo. - SF6

5.2.2 Tensión nominal kVrms 34,5

5.2.3 Tensión máxima KVrms 38

5.2.4 Nivel básico de aislamiento

(BIL) kV cresta 200

5.2.5 Corriente de corta duración kA 30

5.2.6 Operación -Energía

almacenada

6 Pesos aproximados. -

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6.1 Peso Total. Kg. (1)

6.2 Peso de los interruptores Kg (1)

6.3Peso del equipo sin

interruptores Kg. (1)

6.4Parte de transporte más

pesada

Kg. (1)

7 Dimensiones Aproximadas. -

7.1

Switchgear completo

Longitud

Ancho

Altura

mm

mm

mm

(1)

(1)

(1)

7.2

Cada celda

Longitud

Ancho

Altura

mm

mm

mm

(1)

(1)

(1)

7.3

Parte mas pesada detransporte.

Longitud

Ancho.

Altura

mm

mm

mm

(1)

(1)

(1)

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