Cómputos Métricos Con Equipos de Alta Tensión

UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR

COORDINACIÓN DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

DESARROLLO DE CÓMPUTOS MÉTRICOS CON EQUIPOS DE ALTA TENSIÓN PARA SUBESTACIONES NODAL 115 TD

POR

MARIA ALEJANDRA DE SARIO PEROTTI

INFORME FINAL DE PASANTÍA

PRESENTADO ANTE LA ILUSTRE UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR

COMO REQUISITO PARCIAL PARA OPTAR AL TÍTULO DE

INGENIERO ELECTRICISTA

Sartenejas, Octubre de 2008

UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR

COORDINACIÓN DE INGENIERÍA ELÉCTRICA


POR


TUTOR ACADÉMICO: PROF. JUAN CARLOS RODRÍGUEZ

TUTOR INDUSTRIAL: ING. BAUTIMARY REYES

INFORME FINAL DE PASANTÍA

PRESENTADO ANTE LA ILUSTRE UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR

COMO REQUISITO PARCIAL PARA OPTAR AL TÍTULO DE

INGENIERO ELECTRICISTA

Sartenejas, Octubre de 2008

iv


POR


RESUMEN

El presente trabajo de pasantía consistió en la elaboración de una estructura de cómputos

métricos estandarizada para los equipos de alta tensión que componen a una subestación Nodal 115 TD

normalizada por CADAFE. Dicha estructura se desarrolló sobre la plataforma de Excel. La condición de

diseño establecida fue la posibilidad de ser escalable a distintos alcances de proyectos que contemplen la

construcción de este tipo de subestaciones, por lo que se buscó la dependencia de estos equipos con

respecto a variables de entrada fáciles de manejar por el usuario, como lo son el número de salidas de

línea para cada nivel de tensión, entre otras.

Para poder efectuar el desarrollo de esta estructura, fue necesario revisar los criterios de diseño

general de subestaciones como son las configuraciones de conexión entre barras e interruptores, las

distancias mínimas de aislamiento que se deben respetar entre las conexiones, las características

generales de los equipos de alta tensión y el dimensionamiento de la malla de tierra asociada. Por su

parte, también se realizaron comparaciones entre los planos de proyectos recientes ejecutados por

Siemens y los planos modelo adjuntos a las especificaciones técnicas de CADAFE, con el fin de confirmar

la aplicación de las normas estudiadas y detectar cambios (o tendencias actuales) que no se hayan

actualizado en esta norma, vigente desde el año 1980.

v

AGRADECIMIENTOS

En primer lugar debo agradecerle a Dios por mantenerme con vida y salud y así poder alcanzar

todas las metas que me he propuesto.

A mis familiares más cercanos: Rosa, Blanca Nieves, Giovanna y Argenis quienes me han ofrecido

su apoyo incondicional a lo largo de mi vida y me formaron como una persona integral con valores

morales muy sólidos.

A mi tutor académico, el Prof. Juan Carlos Rodríguez, quien siempre estuvo a la disposición para

atender mis inquietudes y además de pronunciar las palabras adecuadas para calmar los nervios en los

momentos más críticos.

A mi tutora industrial, la Ing. Bautimary Reyes, por toda la ayuda que me ofreció a lo largo de la

pasantía, además de haberme ofrecido su amistad.

A mi novio Néstor Hernández que siempre estuvo a mi lado apoyándome y ayudándome con

todos los recursos que tuvo a su disposición, no solo en el proceso de pasantía, sino desde el inicio de la

carrera.

A mis amigos Karen Rosa, Giancarlos Cataldo y Luis Marval quienes me ayudaron a resolver

problemas siempre que se los solicité.

Finalmente, a los ingenieros del departamento de Alta Tensión en Siemens que de alguna forma u

otra colaboraron conmigo contestando a mis constantes preguntas.

vi

DEDICATORIA

A las mujeres a quienes les debo todo lo que soy: Rosa, Blanca Nieves y

Giovanna.

vii

ÍNDICE GENERAL

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

AGRADECIMIENTOS ............................................................................................................................ v

DEDICATORIA .................................................................................................................................... vi

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

ÍNDICE DE FIGURAS ......................................................................................................................... xiv

ÍNDICE DE TABLAS ........................................................................................................................... xvi

LISTA DE SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS ............................................................................................ xviii

CAPÍTULO 1. INTRODUCCIÓN .............................................................................................................. 1

CAPÍTULO 2. DESCRIPCIÓN DE LA EMPRESA ........................................................................................ 4

CAPÍTULO 3. DISPOSICIÓN FÍSICA DE SUBESTACIONES ....................................................................... 5

3.1 Configuraciones de conexión entre barras y equipos ..................................................................... 5

3.1.1 Barra principal y barra de de transferencia ........................................................................ 6

3.2 Subestaciones normalizadas por cadafe ... ................................................................... 7

3.3 Subestación nodal 115 td ...................................................................... 8

3.3.1 Salida de línea ................................................................................................................ 9

3.3.2 Salida de línea a transformador de potencia .................................................................... 10

3.3.3 Llegada a transformador de potencia .............................................................................. 10

3.3.4 Llegada de transformador de potencia a barras ............................................................... 11

viii

3.3.5 Barra principal............................................................................................................... 11

3.3.6 Barra de transferencia ................................................................................................... 11

3.3.7 Tramo de transferencia ................................................................................................. 12

3.3.8 Servicios auxiliares ........................................................................................................ 12

CAPÍTULO 4. DISTANCIAS DE AISLAMIENTO ...................................................................................... 13

4.1 Distancias de seguridad .................................................................... 14

4.1.1 Valor básico .................................................................................................................. 14

4.1.2 Zona de seguridad ........................................................................................................ 15

a) Movimiento del personal ..................................................................................................... 15

b) Movimiento de vehículos ..................................................................................................... 16

4.2 Pautas generales para el dimensionamiento de subestaciones......................................................... 16

4.2.1 Ancho de barras ............................................................................................................ 17

a) Barraje rígido ..................................................................................................................... 17

b) Barraje flexible ................................................................................................................... 18

4.2.2 Altura de campo........................................................................................................................ 19

a) Primer nivel ........................................................................................................................ 19

b) Segundo nivel .................................................................................................................... 19

C) Tercer nivel ........................................................................................................................ 20

4.3 Verificación de distancias en la subestación normalizada nodal 115 td de cadafe ............................. 20

ix

4.3.1 Distancias mínimas entre fases adyacentes de conductores flexibles ................................ 21

4.3.2 Distancias mínimas a tierra ............................................................................................ 22

a) 1º nivel: conexiones entre equipos ...................................................................................... 22

b) 2º nivel: altura de barrajes ................................................................................................. 23

c) 3º nivel: altura de salidas de línea ....................................................................................... 25

4.3.3 Distancias mínimas ante paso de vehículos ..................................................................... 26

CAPÍTULO 5. EQUIPOS DE ALTA TENSIÓN .......................................................................................... 27

5.1 Identificación de equipos en la subestación nodal 115 TD .............................................................. 27

5.1.1 Salida de línea 115 kv .................................................................................................... 28

5.1.2 Salida de línea a transformador de potencia 115 kv ......................................................... 31

5.1.3 Llegada a transformador de potencia 115 kv ................................................................... 33

5.1.4 Barra principal 115 kv .................................................................................................... 35

5.1.5 Barra de transferencia 115 kv ........................................................................................ 36

5.1.6 Tramo de transferencia 115 kv ....................................................................................... 37

5.1.7 Salida de línea 34,5 KV (SL) ........................................................................................... 39

5.1.8 Llegada de transformador de potencia a barra 34,5 KV (LLT) ........................................... 41

5.1.9 Barra principal 34,5 KV (BP) ........................................................................................... 42

5.1.10 Barra de transferencia 34,5 KV (BT) ............................................................................. 45

5.1.11 Tramo de transferencia 34,5 KV (TT) ............................................................................ 46

x

5.1.12 Alimentación de servicios auxiliares (SA) ....................................................................... 46

5.1.13 Salida de línea 13,8 KV (SL) ......................................................................................... 49

5.1.14 Llegada de transformador de potencia a barra 13,8 KV (LLT) ......................................... 51

5.1.15 Barra principal 13,8 KV (BP) ......................................................................................... 52

5.1.16 Barra de transferencia 13,8 KV (BT) ............................................................................. 53

5.1.17 Tramo de transferencia 13,8 KV (TT) ............................................................................ 53

5.1.18 Alimentación de servicios auxiliares (SA) ....................................................................... 54

5.2 Longitud de conductores dispuestos en barras y salidas de línea ..................................................... 55

5.2.2 Tendido de salida de línea para 115 kv, 34,5 kv y 13,8 kv ............................................... 57

a) Longitud del vano conductor (L) .......................................................................................... 57

b) Flecha máxima (YC) ............................................................................................................ 57

c) Coordenadas de apoyo de apoyo en a y b (X0, Y0, X1, Y1) ..................................................... 58

5.2.3 Tendido entre pórticos de salida de línea a transformador de potencia para 115 KV .......... 59

a) Longitud del vano (L) .......................................................................................................... 60


5.2.4 Tendido de barra principal y barra de transferencia en 115 KV ......................................... 61

a) Longitud del vano conductor (L) .......................................................................................... 61


CAPÍTULO 6. MALLA DE TIERRA ......................................................................................................... 63

xi

6.1 Criterios de diseño para una malla de tierra .................................................................... 64

6.1.1 Estudio del suelo ........................................................................................................... 64

6.1.2 Selección del conductor y conexiones ............................................................................. 66

6.1.3 Tensiones de toque y paso ............................................................................................ 70

6.1.4 Tensiones de toque y paso de malla ............................................................................... 71

6.2 Diseño genérico para la estimación de mallas de tierra ................................................................... 74

6.2.1 Procedimiento para la estimación de conductor ............................................................... 76

6.2.2 Modificaciones al diseño con el uso de jabalinas .............................................................. 81

CAPÍTULO 7. ESTRUCTURA DE CÓMPUTOS MÉTRICOS ........................................................................ 82

7.1 Presentación del sistema de cómputos métricos .................................................................... 82

7.1.1 Nivel de tensión: 115 KV ................................................................................................ 82

a) Salida de línea 115 kv ......................................................................................................... 83

b) Salida de línea a transformador de potencia 115 kv .............................................................. 83

c) Llegada a transformador de potencia 115 kv ........................................................................ 83

d) Barra principal 115 kv ......................................................................................................... 84

e) Barra de transferencia 115 kv .............................................................................................. 84

f) variables COMUNES PARA TODOS LOS TRAMOS ................................................................... 85

7.1.2 Nivel de tensión: 34,5 kv ............................................................................................... 86

a) Salida de línea 34,5 kv ....................................................................................................... 87

xii

b) Llegada de transformador de potencia a barras 34,5 kv ........................................................ 87

c) Barra principal 34,5 kv ........................................................................................................ 88

d) Barra de transferencia 34,5 kv ............................................................................................ 89

e) Variables comunes para todos los tramos ............................................................................. 89

7.1.3 Nivel de tensión: 13,8 kv ............................................................................................... 89

a) Salida de línea 13,8 kv ........................................................................................................ 90

b) Llegada de transformador a barras 13,8 kv .......................................................................... 90

c) Barra principal 13,8 kv ........................................................................................................ 91

d) Barra de transferencia 13,8 kv ............................................................................................ 91

7.1.4 Malla de tierra ............................................................................................................... 91

CAPÍTULO 8. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ......................................................................... 93

8.1 Conclusiones .................................................................... 93

8.2 Recomendaciones .................................................................... 94

CAPÍTULO 9. REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ..................................................................................... 96

APÉNDICE A1 -CONFIGURACIONES DE BARRA E INTERRUPTORES .................................................... 100

APÉNDICE A2 -DIAGRAMAS UNIFILARES DE LA SUBESTACIÓN NODAL 115 TD ................................... 105

APÉNDICE A3 -INFORMACIÓN COMPLEMENTARIA DE DISTANCIAS MÍNIMAS ..................................... 110

APÉNDICE A4 -DESCRIPCIÓN DE EQUIPOS DE ALTA TENSIÓN .......................................................... 114

APÉNDICE A5 -RESISTENCIA DE PUESTA A TIERRA Y CORRIENTES DE FALLA .................................... 147

xiii

APÉNDICE A6 -“SOLVER” DE EXCEL .................................................................................................. 155

APÉNDICE A7 -ORGANIGRAMA DE LA EMPRESA SIEMENS ................................................................. 157

xiv

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 3.1 Configuración barra principal y barra de transferencia ............................................................ 6

Figura 4.1 Aplicación real de la distancia de seguridad por circulación de personal [1] ........................... 15

Figura 4.2 Distancias de seguridad para la circulación de vehículos [1] ................................................. 16

Figura 4.3 Distancias mínimas entre fases [1]...................................................................................... 17

Figura 4.4 Esquema ilustrativo del cálculo de distancia entre fases. ...................................................... 18

Figura 4.5 Resumen de las distancias mínimas verticales [1] ................................................................ 20

Figura 5.1 Esquema de Salida de línea 115 KV .................................................................................... 28

Figura 5.2 Esquema de salida de línea a transformador 115 KV ............................................................ 32

Figura 5.3 Esquema de llegada a transformador de potencia 115 KV .................................................... 33

Figura 5.4 Esquema aéreo de barra principal 115 KV ........................................................................... 35

Figura 5.5 Corte de observación para transformador de tensión magnético (vista D-D) .......................... 35

Figura 5.6 Esquema de barra de transferencia 115 KV ......................................................................... 36

Figura 5.7 Esquema de tramo de transferencia 115 KV ........................................................................ 37

Figura 5.8 Vista del pórtico de 34,5 KV con demarcación de tramos ...................................................... 38

Figura 5.9 Vista aérea del pórtico de barras en 34,5 KV ....................................................................... 42

Figura 5.10 Vista frontal del acople ..................................................................................................... 43

Figura 5.11 Vista de los transformadores de tensión ............................................................................ 44

Figura 5.12 Vista en planta de la alimentación de servicios auxiliares (Corte A-A) .................................. 47

xv

Figura 5.13 Vista del pórtico de barras en 13,8 KV ............................................................................... 48

Figura 5.14 Arreglo “Back to Back” con celdas para el acople de barras ................................................ 52

Figura 5.15 Vista en planta de la alimentación de servicios auxiliares en 13,8 KV ................................... 54

Figura 5.16 Vano desnivelado ............................................................................................................. 55

Figura 5.17 Vista aérea del barraje indicando medidas en (m) .............................................................. 61

Figura 6.1 Modelo matemático de la resistividad [1] ............................................................................ 64

Figura 6.2 Modelo de suelo de dos capas [1] ....................................................................................... 66

Figura 6.3 Soldadura exotérmica [23] ................................................................................................. 69

Figura 6.4 Tipos de conectores para la malla de tierra ......................................................................... 69

Figura 6.5 Ejemplo de malla de tierra asumida para el cálculo .............................................................. 76

Figura 7.1 Presentación de la hoja de variables para 115 KV ................................................................ 82

Figura 7.2 Despliegue de opciones para los aisladores soporte ............................................................. 85

Figura 7.3 Despliegue de opciones para el acople de los aisladores suspensión. .................................... 85

Figura 7.4 Despliegue de opciones para el interruptor de potencia. ....................................................... 86

Figura 7.5 Despliegue de opciones para la apertura del seccionador. .................................................... 86

Figura 7.6 Presentación de la hoja de variables para 34,5 KV ............................................................... 87

Figura 7.7 Presentación de la hoja de variables para 13,8 KV ............................................................... 90

Figura 7.8 Presentación de la hoja de variables para el cálculo de malla de tierra. ................................. 92

xvi

ÍNDICE DE TABLAS

Tabla I. Tipos de subestaciones normalizadas por CADAFE [2] ............................................................... 8

Tabla II. Tramos de estudio para la subestación Nodal 115 TD ............................................................... 9

Tabla III. Relaciones de aislamientos normalizados [1] ........................................................................ 14

Tabla IV. Cálculo de distancias mínimas horizontales entre fases adyacentes. ....................................... 22

Tabla V. Cálculo de distancias mínimas verticales para el 1º nivel ......................................................... 23

Tabla VI. Distancias mínimas verticales recomendadas por IEC 60071-1 [4] para el 1º nivel .................. 23

Tabla VII. Cálculo de distancias mínimas verticales para el 2º nivel ...................................................... 24

Tabla VIII. Distancias mínimas verticales recomendadas por IEC 60071-1 [4] para el 2º nivel ................ 24

Tabla IX. Cálculo de distancias mínimas verticales. 3º nivel: Salidas de línea ......................................... 25

Tabla X. Distancias mínimas verticales recomendada por IEC 60071-1 [4] para 3º nivel ......................... 25

Tabla XI. Distancias mínimas horizontales entre objetos contemplando paso vehicular ........................... 26

Tabla XII. Aisladores tipo “Standard” requeridos a 115 KV a cada nivel de contaminación ...................... 30

Tabla XIII. Aisladores tipo “Standard” requeridos a 34,5 KV a cada nivel de contaminación .................... 39

Tabla XIV. aisladores tipo “Standard” requeridos a 13,8 KV a cada nivel de contaminación .................... 49

Tabla XV. Longitud del vano en la conexión de salida a transformador .................................................. 60

Tabla XVI. Resistividades típicas de los suelos [1] ................................................................................ 65

Tabla XVII. Constantes típicas de los materiales [22] ........................................................................... 68

Tabla XVIII. Criterios de cálculo para tensiones de toque y paso .......................................................... 70

xvii

Tabla XIX. Ecuaciones variantes con el uso de jabalinas ....................................................................... 73

xviii

LISTA DE SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS

Φ Diámetro del conductor de la malla (m)

Aproximación entera del valor al múltiplo inmediato superior

a Distancia entre fases adyacentes de conductor flexible (m)

A Amperio

Am Área cubierta por la malla (m2)

amin Distancia mínima en aire fase-fase (m)

AT Alta tensión

BIL Basic Insulation Level,

CADAFE Compañía Anónima de Administración y Fomento Eléctrico

cm Centímetros

Cp Factor de proyección que contempla las futuras expansiones

D Distancia entre conductores paralelos (m)

d Ancho de la cuadrícula de la malla de tierra (m)

Df Factor de decremento equivalente de la onda de corriente asimétrica

dfinal Valor “d” seleccionado para el diseño definitivo (m)

dm Máxima distancia entre dos puntos de la malla (m)

EAT Extra alta tensión

H Profundidad de la malla (m)

IEC International Electrotechnical Commission

Ig Porción de la corriente simétrica a tierra que circula entre la malla de tierra y la tierra circundante (A)

IG Corriente máxima para diseño de la malla (A)

IMAXc Corriente máxima soportada por el conductor (A)

Kg Kilogramos

KV Kilovoltios

xix

KVp Valor pico en Kilovoltios

KVrms Valor cuadrático medio o efectivo en Kilovoltios

Lc Longitud total del conductor en la malla (m)

LM Longitud efectiva de conductor y jabalinas enterradas (m)

Lph Longitud del perímetro de la malla (m)

LR Longitud de las jabalinas (m)

Lr Longitud promedio de cada jabalina (m)

Lx Longitud de la malla en el eje horizontal (m)

Ly Longitud de la malla en el eje vertical (m)

m Metros

mg Miligramos

mm Milímetros

N°CxF Número de conductores por fase

NºSLT Número de salidas de línea a transformadores de potencia

NºTRX Número de transformadores de potencia

NºTXS Número de transformadores de potencia asociados a cada salida

nx Número de columnas de la malla de tierra

ny Número de filas de la malla de tierra

P Capacidad nominal del transformador de potencia (MVA)

SF6 Hexafloruro de Azufre

Std Standard

VNOM Voltaje nominal de operación

X Ancho total de la malla de tierra (m)

xx

Y Largo total de la malla de tierra (m)

Yk Máximo desplazamiento horizontal del conductor suspendido (m)

Yo Flecha máxima estática (m)

1

CAPÍTULO 1. INTRODUCCIÓN

Los proyectos de subestaciones requieren de una planificación antes de ejecutarse la

construcción, debido a que contemplan numerosos aspectos dependientes de criterios técnicos,

económicos e inclusive de la experiencia en el área que posean los diseñadores, por lo que los

procedimientos no suelen ser estándares y cada caso requiere un estudio riguroso.

Una de las áreas de desempeño de la empresa Siemens es la construcción y puesta en marcha de

subestaciones, por lo que surge la necesidad de automatizar los procesos asociados a cada una de sus

fases. La fase de las ofertas representa uno de esos tópicos, ya que permite dar a conocer los productos y

soluciones que ofrece la empresa en constante competencia con otras compañías del ramo.

Sin embargo, la elaboración de ofertas para ingresar a un proceso de licitación, conlleva a la

inversión de muchas horas de esfuerzo para lograr propuestas ajustables a las necesidades técnicas y

económicas del cliente. Con esta intención se sustenta el siguiente trabajo de pasantía, que busca

automatizar el proceso de generación de ofertas, específicamente en el área electromecánica de alta

tensión, estudiando la implementación de una plantilla de cálculo genérica que cubra la mayor cantidad

de aspectos constructivos y se ajuste de manera flexible a los distintos alcances requeridos.

A efectos de la presente investigación, dicho proceso de automatización se restringe a la

subestación Nodal 115 TD, la cual pertenece a la serie de subestaciones normalizadas por la empresa

CADAFE. Esta subestación está definida por una serie de criterios y normas que rigen su construcción,

acompañadas por planos electromecánicos y unifilares que muestran la disposición de equipos requerida

para cumplir sus funciones.

La interpretación de estos criterios y planos implica una documentación apropiada en el tema de

construcción de subestaciones, que comprenda el conocimiento de los equipos involucrados, la disposición

correcta de los mismos en las subestaciones y los distintos tipos de conexiones entre ellos para cumplir

una determinada función.

2

En vista de lo antes citado, se hace necesaria la revisión detallada de normas nacionales e

internacionales aplicables a cada caso, como lo son las normas CADAFE [3], [4], [5], [11], [13]; IEC [2] y

los estándares del IEEE [7].En cuanto a las normas establecidas por CADAFE, es necesario revisar con

detalle, no solo las especificaciones técnicas de la subestación Nodal 115 TD, sino que se deben investigar

otras normas asociadas a la correcta aplicación de distancias mínimas, en combinación con las

especificaciones técnicas de los equipos requeridos para finalizar con los criterios básicos de puesta a

tierra de subestaciones. Las normas internacionales como la IEC 60071-1 y el Std 80 del IEEE servirán de

apoyo para desarrollar los temas de distancias mínimas y diseño de malla de tierra, así como

complementar los parámetros no contemplados por las normas nacionales.

Sin embargo, el proyecto no solo se debe remitir al estudio de las normas mencionadas, sino que

también se debe contemplar la observación de planos asociados a proyectos ejecutados recientemente

por parte de la empresa Siemens, con el fin de establecer comparaciones que permitan determinar el

cumplimiento de las normas revisadas, además de detectar las modificaciones que se puedan estar

implementado en los proyectos actuales y que no han sido actualizadas en la normativa de CADAFE,

vigente desde la década de los ochenta.

Para la realización de dicha tarea se estructuraron capítulos con objetivos específicos que cubrirán

los aspectos fundamentales en cuanto a los requerimientos constructivos de las subestaciones. Dichos

objetivos se describen a continuación:

• Capítulo 3: Se presentarán y analizarán las configuraciones de subestaciones de acuerdo a los

tipos de conexiones entre barras y entre interruptores. Con esta información se podrán

analizar los distintos tipos de subestaciones normalizadas en Venezuela por la empresa

CADAFE para finalizar con el estudio detallado de la subestación Nodal 115 TD. Para el

análisis de esta subestación se contemplará el seccionamiento por tramos de equipos, así

como la presentación de los diagramas unifilares asociados que permitan la observación de

dichos tramos.

3

• Capítulo 4: Se estudiarán de manera general los procedimientos establecidos en la práctica

para el dimensionamiento de subestaciones basados en los criterios de aislamiento

establecidos por la norma IEC 60071-1. A partir de este análisis se realizarán comparaciones

entre las distancias calculadas bajo los criterios estudiados con las distancias mínimas

recomendadas por la empresa CADAFE.

• Capítulo 5: Se desarrollará la investigación de las características básicas de los equipos de

alta tensión, requeridos para la construcción de una subestación Nodal 115 TD, así como los

tipos constructivos existentes en el mercado. Con este estudio se logrará conocer las

funciones de dichos equipos y servirá de guía para reconocerlos por su simbología en diversos

planos, así como establecer las cantidades y tipos requeridos en cada uno de los tramos

definidos en el capítulo 3.

• Capítulo 6: Se realizará el estudio de los criterios básicos establecidos por el Std 80 del IEEE

para el diseño de mallas de tierra, los cuales se usarán posteriormente para desarrollar un

sistema de cálculo que permita la estimación de los materiales asociados a un diseño básico

dependiente de la geometría de la malla.

• Capítulo 7: Se pondrán en práctica los criterios estudiados en los capítulos anteriores para

diseñar una estructura de cómputos métricos que permita la estimación de materiales

requeridos por subestaciones del tipo Nodal 115 TD. Con el fin de desarrollar una estructura

adaptable a las necesidades particulares del proyecto, será necesario definir entradas de fácil

reconocimiento por el usuario, las cuales servirán de referencia para poder realizar los

cálculos. La estructura se desarrollará sobre la plataforma de Excel.

Finalmente, se presentarán las conclusiones y recomendaciones obtenidas del estudio

contemplando las fases antes descritas.

4

CAPÍTULO 2. DESCRIPCIÓN DE LA EMPRESA

Siemens es una corporación multinacional enfocada en la industria eléctrica con presencia en más

de 190 países a nivel mundial. Cuenta con 400.000 empleados que trabajan en pro del desarrollo y

manufactura de distintos productos, la instalación de complejos sistemas y proyectos, además de ofrecer

un amplio campo de servicios ajustados a las necesidades particulares del cliente.

Fue fundada en Alemania en el año 1847 bajo la figura de Telegraphenbaunstalt von Siemens &

Halske ofreciendo servicios de ingeniería para luego integrar la construcción de equipos eléctricos y

electrónicos ingeniosos y competitivos a escala mundial. La casa matriz de operaciones tiene sede en las

ciudades de Berlín y Munich (Alemania) pero su despliegue a nivel mundial se caracteriza por la división

en regiones estratégicas de negocios. Venezuela pertenece a la Región Austral-Andina junto con otros 8

países de América del sur como lo son: Argentina, Bolivia, Chile, Colombia, Ecuador, Paraguay, Perú y

Uruguay.

Con el fin de abarcar el mercado eléctrico y electrónico a cabalidad Siemens se divide en las

siguientes unidades de negocios:

• Atención de la salud

• Industria

• Energía

El proyecto a desarrollar implica soluciones para la construcción de subestaciones en la sección de

Transmisión de Energy. El organigrama general de la región Austral-andina se muestra en la figura A.44

de la sección A7 de los apéndices.

5

CAPÍTULO 3. DISPOSICIÓN FÍSICA DE SUBESTACIONES

Las subestaciones, concebidas como arreglos de equipos con la función de transformar, transmitir

y distribuir energía eléctrica, requieren de conexiones específicas entre dichos equipos para lograr este

objetivo de manera segura y eficiente. Por tal razón se han estandarizado configuraciones de conexiones

entre equipos que se pueden adecuar dependiendo de la necesidad en cada caso.

3.1 Configuraciones de conexión entre barras y equipos

Por configuración se entiende al arreglo específico de los equipos electromecánicos que

componen el patio de conexiones de una subestación con el fin de lograr diferentes grados de

confiabilidad y flexibilidad para el manejo, transformación y distribución de la energía. [1]. Cada

configuración posee determinados niveles de confiabilidad y flexibilidad, cuyos conceptos se muestran a

continuación:

• Flexibilidad: Este término también implica la posibilidad de seccionar la subestación con el fin

de independizar sectores específicos que incrementen las posibilidades de un servicio

continuo y faciliten las labores de expansión.

• Confiabilidad: Es la probabilidad de que una instalación sea capaz de llevar a cabo las

maniobras adecuadas para no interrumpir el suministro de energía por un período de tiempo

determinado bajo la condición de que al menos un elemento que la conforme este fuera de

servicio (bien sea por falla o por mantenimiento).

En Venezuela se ha extendido el uso de algunas de estas configuraciones cuyas características

serán expuestas en el apéndice A1. El enfoque del presente capítulo se basará en mostrará la descripción

de la configuración barra principal y barra de transferencia.

6

3.1.1 Barra principal y barra de de transferencia

Esta configuración está compuesta básicamente por la barra sencilla (descrita en la sección A1.1

de los apéndices) acoplada a una barra auxiliar o de “transferencia” por medio de un interruptor

(interruptor de transferencia) y los circuitos de carga que se conectan a la barra de transferencia a través

de seccionadores (seccionadores de transferencia). El esquema de conexión para este tipo de

configuración se observa en la figura 3.1.

Figura 3.1 Configuración barra principal y barra de transferencia

El uso de esta configuración ofrece las siguientes ventajas:

• Mayor confiabilidad con respecto a la barra sencilla garantizándose la continuidad del servicio

ante fallas o mantenimiento de interruptores.

• Mayor flexibilidad que en el caso de la barra sencilla debido a que la conexión auxiliar a la

barra de transferencia puede usarse para independizar los circuitos de carga entre sí. La

aplicación de un seccionamiento de la barra principal combinado con la transferencia de

barras incrementa la flexibilidad notablemente y su acción se observa sobre todo en las

7

labores de mantenimiento sobre los barrajes, donde es posible dividir en dos partes la

subestación y hacerle mantenimiento a una mitad sin interrumpir el servicio en la otra mitad.

• Si bien esta configuración es más costosa que la de barra sencilla, sigue siendo una opción

económica y confiable.

Esta configuración sólo presenta la siguiente desventaja:

• Aunque la confiabilidad en la operación de los interruptores es mejorada con el uso de la

transferencia, no resulta suficiente ante fallas en barras, siendo esta configuración incapaz

de mantener cargas en servicio hasta haberse despejado la falla.

Su campo de aplicación se remite a subestaciones en centrales generadoras de mediana

importancia y en subestaciones de transformación.

3.2 Subestaciones normalizadas por CADAFE

La empresa CADAFE ha hecho estandarizaciones de subestaciones basadas en estas

configuraciones para facilitar su análisis técnico-económico correspondiente. En la tabla I se esquematizan

las subestaciones normalizadas con las características más resaltantes.

8

Tabla I. Tipos de subestaciones normalizadas por CADAFE [2]

Configuración Tipo de subestación

normalizada Campo de aplicación

Barra sencilla -Radial II

-Radial 115 D

-Subestaciones de paso y fin de línea

-Tensiones iguales o inferiores a 115 KV

-Zonas rurales

Barra sencilla seccionada Nodal III

-Subestaciones limitadas a dos alimentaciones con cargas de relativa importancia

-Tensiones iguales o inferiores a 115 KV

Barra principal y de transferencia Nodal 115 TD

Subestaciones con niveles de tensión de 115 KV

Barra principal seccionada con interruptor y barra de

transferencia Nodal 230 T

Subestaciones con niveles de tensión hasta 230 KV

Interruptor y medio -Nodal 400 T

-Nodal 800 T

Subestaciones con niveles de tensión hasta 765 KV

El enfoque del presente trabajo se basará en el estudio de la subestación normalizada Nodal 115

TD.

3.3 Subestación Nodal 115 TD

La subestación nodal 115 TD se utiliza para la interconexión entre sistemas de transmisión y

distribución (TD) siendo las tensiones operativas 115 KV, 34,5 KV y 13,8 KV. Tal y como se mencionó en

la tabla I, la configuración de conexión de barras utilizada es la de barra principal más barra de

transferencia a nivel de las tres tensiones. En la figura A.4 del apéndice A2 se muestra el diagrama unifilar

general de esta subestación y en las figuras A.5, A.6 y A.7, de la misma sección, se muestran los

diagramas unifilares específicos a cada nivel de tensión.

9

Con el fin de facilitar el estudio de la subestación, la misma se subdividió en tramos específicos

para cada tensión, como se muestra en la tabla III.

Tabla II. Tramos de estudio para la subestación Nodal 115 TD

TRAMOS

115 KV 34,5 KV 13,8 KV

a) Salida de línea

b) Salida de línea a transformador de potencia

c) Llegada a transformador de potencia

e) Barra principal

f) Barra de transferencia

g) Tramo de transferencia

a) Salida de línea

d) Llegada de transformador de potencia a barras

e) Barra principal


h) Tramo de transferencia

a) Salida de línea

d) Llegada de transformador de potencia a barras

e) Barra principal


h) Tramo de transferencia

i) Servicios auxiliares

3.3.1 Salida de línea

Las salidas de línea están representadas por los tendidos hacia las torres terminales aledañas

para la comunicación con otras subestaciones.

En los diagramas unifilares de las figuras A.5, A.6 y A.7 (Apéndice A2) se aprecia la demarcación

de este tramo para los tres niveles de tensión denotada con la letra “a””.

La cantidad máxima de salidas de línea establecidas por CADAFE es el siguiente:

• 115 KV: 5 salidas

• 34,5 KV: 8 salidas

• 13,8 KV: 12 salidas

10

3.3.2 Salida de línea a transformador de potencia

En este tramo se concentran todos los equipos que conectan a las barras (principal y

transferencia) con el tramo de llegada del transformador de potencia.

En el diagrama unifilar de la figura A.5 (Apéndice A2) se aprecia la demarcación de este tramo

para el nivel de tensión 115 KV denotado con la letra “b)”.

Los planos de las especificaciones técnicas CADAFE para la Nodal 115 TD [3] establecen un salida

a transformador compartida entre dos transformador de potencia, tal y como se observa en la figura A.4

(Apéndice A2). Sin embargo, las tendencias actuales apuntan al uso de una salida por cada transformador

para brindar una mayor confiabilidad.

3.3.3 Llegada a transformador de potencia

La cobertura de este tramo comprende a los equipos de interconexión entre la línea proveniente

de las barras (salida de línea a transformador) y el transformador de potencia por el lado de alta tensión

(115 KV).


para el nivel de tensión 115 KV denotado con la letra “c)”.

Partiendo de las pautas establecidas en las especificaciones técnicas CADAFE para la Nodal 115

TD [3], las capacidades y cantidades máximas de los transformadores de potencia son las siguientes:

• 3 Transformadores de potencia 115/34,5 KV: 24/30 MVA (OA/FA) c/u.

• 3 Transformadores de potencia 115/13,8 KV: 18/24/30 MVA (OA/FA/FOA) c/u.

De esta manera, la carga es alimentada por dos de los transformadores y el tercero se coloca de

reserva.

11

3.3.4 Llegada de transformador de potencia a barras

Este tramo se especificó solo para las tensiones de 34,5 KV y 13,8 KV con el fin de abarcar todos

los equipos que se necesitan para la conexión entre las salidas en baja tensión de los transformadores de

potencia y las barras correspondientes a estas tensiones.

En los diagramas unifilares de las figuras A.6 y A.7 (Apéndice A2) se aprecia la demarcación de

este tramo para los niveles de tensión 34,5 KV y 13,8 KV denotado con la letra “d)”.

3.3.5 Barra principal

Este tramo está representado por el tendido de la barra principal y todos los equipos de medición

asociados a la misma.

En los diagramas unifilares de las figuras A.5,A.6, A.7 (Apéndice A2) se aprecia la demarcación de

este tramo para los tres niveles de tensión denotado con la letra “e)”.

Es posible aplicar seccionamiento de la barra principal en 34,5 KV y 13,8 KV (como se observa en

las figuras A.6, A.7 (Apéndice A2) bajo la denotación “g)”) dependiendo del número de transformadores

que alimenten a las cargas asociadas, con el fin de brindar mayor flexibilidad y confiabilidad.

3.3.6 Barra de transferencia

Este tramo representa al tendido de la barra de transferencia. En los diagramas unifilares de las

figuras A.5,A.6, A.7 (Apéndice A2) se aprecia la demarcación de este tramo para los tres niveles de

tensión, denotado con la letra “f)”.

12

3.3.7 Tramo de transferencia

El tramo de transferencia está conformado por el juego de interruptor y seccionadores necesarios

para poder realizar la transferencia de carga desde la barra principal a la barra de transferencia.

En los diagramas unifilares de las figuras A.5,A.6, A.7 (Apéndice A2) se aprecia la demarcación de

este tramo para los tres niveles de tensión denotada con la letra “h””.

3.3.8 Servicios auxiliares

Es necesario establecer un tramo destinado a los servicios auxiliares debido a que comprenden un

número considerable de equipos.

Las especificaciones técnicas CADAFE para la Nodal 115 TD [3] establecen que los servicios

auxiliares deben colocarse al nivel de tensión de 13,8 KV, sin embargo, es posible colocarlos en 34,5 KV si

no se dispone del anterior nivel de tensión en la subestación.


para el nivel de tensión 13,8 KV denotado con la letra “i)”.

13

CAPÍTULO 4. DISTANCIAS DE AISLAMIENTO

Al diseñar subestaciones se debe tener en cuenta que la disposición física de equipos y barras

deben regirse por las normas de seguridad que contemplan la separación entre los distintos elementos

energizados presentes en la misma. Esta separación es lo que se conoce como las distancias mínimas, las

cuales garantizan la soportabilidad dieléctrica de las subestaciones ante impulsos de tensión atmosféricos,

maniobra o sobretensiones a frecuencia industrial. La correcta implementación de estas distancias no solo

garantiza una interacción segura entre los equipos y entre estos y la tierra, sino que también establece

previsiones para la circulación del personal operativo en la subestación sin que estos corran peligro de

sufrir accidentes por descargas eléctricas.

En las subestaciones de tipo exterior el material dieléctrico está representado por el aire. Como

no es posible hacer pruebas de soportabilidad en las subestaciones completas se han diseñado criterios

de evaluación de las distancias críticas en el aire a tener en consideración para la ubicación de los

distintos elementos. La norma IEC 60071-1 [4] define niveles de aislamiento normalizado para

instalaciones eléctricas, dividiendo en dos grupos a los posibles casos de aislamiento:

• Rango I: Incluye a todos los equipos cuya tensión máxima es menor a 300KV, cuyo peor caso

de aislamiento se presenta ante tensiones de impulso atmosférico y de frecuencia industrial

de corta duración.

• Rango II: Incluye a todos los equipos cuya tensión máxima es mayor o igual a 300KV, cuyo

peor caso de aislamiento presenta ante tensiones de impulso atmosférico y de maniobra.

El enfoque del presente estudio se basa enteramente en el Rango I, debido a que las tensiones

de interés son 13,8 KV/34,5 KV/115 KV. De esta manera se presenta a continuación la tabla III que

relaciona las tensiones máximas de operación de los equipos con distintos niveles de aislamiento al

impulso atmosférico (BIL) y las distancias mínimas que aseguran la soportabilidad dieléctrica del medio

aislante (aire). Cabe destacar que estos valores están referidos a condiciones ambientales normalizadas.

14

Tabla III. Relaciones de aislamientos normalizados [1]

Tensión máxima del equipo (KVrms)

Tensión de soportabilidad normalizada al impulso atmosférico (BIL) (KVp)

Distancia mínima: Punta-estructura (mm)

17,5 75 120

95 160

24

95

125 220

145 270

36

145

170 320

200 380

123 450 900

550 1100

4.1 Distancias de seguridad

Contempla dos argumentos para su determinación:

• Valor básico

• Una zona de seguridad que será definida de acuerdo al tipo de maniobra a realizar en la

subestación, tanto por el personal operativo como por maquinarias.

4.1.1 Valor básico:

Está determinada por la separación que se debe considerar entre las partes energizadas de los

equipos y sus bases para evitar flameos ante condiciones de falla. Los valores tomados como referencia

para determinar estas distancias se basan en los correspondientes al aislamiento fase-tierra para el nivel

de tensión respectivo, mostrados en la tabla III, más un factor de seguridad que puede rondar entre el

5% y 10% adicional [1], el cual toma en cuenta las diferencias entre fabricantes y el montaje de los

equipos. En el cálculo no se está tomando en cuenta la corrección por condiciones ambientales

15

4.1.2 Zona de seguridad:

La demarcación de esta zona está influenciada por actividades como el movimiento de vehículos y

movimientos del personal. De esta manera es importante definir las dimensiones tanto de los vehículos

como del personal que pueden transitar por la subestación con seguridad garantizada. A modo de

referencia, se presenta en el apéndice A3 (Figura A.8) las dimensiones promedio de un operador en

distintas posiciones que representan los casos más críticos a tomar en consideración para el diseño.

a) Movimiento del personal:

Esta condición asegura la libre circulación del personal operativo por el patio de la subestación sin

considerar barreras o cercas protectoras de las partes energizadas de los equipos. Con estas premisas, la

zona de seguridad recomendada en estos casos es de 2,25 m, distancia que toma en cuenta las

dimensiones de un operador con los brazos extendidos verticalmente (ver figura A.8 b) en el apéndice

A3). La aplicación de estas distancias se puede observar en la figura 4.1.

Figura 4.1 Aplicación real de la distancia de seguridad por circulación de personal [1]

Operador

16

b) Movimiento de vehículos:

Esta condición asegura la libre circulación y trabajos de mantenimiento realizados por grúas o

vehículos de gran tamaño. Para determinar la zona de seguridad asociada a estos casos se debe

considerar el ancho del vehículo más 0,7 m adicionales para holgura en el manejo del mismo.

En la figura 4.2 se observan varios cortes que recogen los casos más comunes a tener en cuenta

para el dimensionamiento de las distancias mínimas cuando se tienen pistas vehiculares involucradas.

Figura 4.2 Distancias de seguridad para la circulación de vehículos [1]

Con el fin de observar paso a paso la metodología de cálculo descrita en la sección 4.1.1 y 4.1.2,

se desarrolló la tabla A.2 presentada en el apéndice A3.

4.2 Pautas generales para el dimensionamiento de subestaciones

El dimensionamiento de subestaciones conlleva a considerar aspectos operativos que no

dependen de su configuración. Aunque están basados en los cálculos de distancias mínimas y de

seguridad, contemplan otros detalles como facilidad de mantenimiento y estética. Estas condiciones son:

17

4.2.1 Ancho de barras

Las consideraciones a tomar en cuenta para este cálculo se basan en el tipo de barraje utilizado,

bien sea rígido o flexible como se muestra a continuación:

a) Barraje rígido:

• Distancia entre fases: distancia mínima en aire fase-fase (distancia punta-estructura en la

tabla III) más un 5% o 10%.

• Distancia vertical: distancia mínima fase-tierra (distancia punta-estructura en la tabla III).

• Distancia entre barraje adyacentes: distancia mínima en aire fase-fase (tabla III) más un

25% para las fases más cercanas.

Los criterios mencionados se reflejan en la figura 4.3.

Figura 4.3 Distancias mínimas entre fases [1]

18

b) Barraje flexible:

La distancia entre fases se calcula considerando que se cumple la distancia mínima en aire entre

fases ante desplazamientos en el conductor, cuyo peor caso está representado por la condición de corto

circuito. Una manera conservadora de calcular esta distancia fue propuesta por Remde y Neumstocklin

(1985) [1], la cual permite determinar el rango de movimiento del conductor bajo esta condición en

función de la flecha máxima y plantea lo siguiente:

)(2min mYkaa += [1] (4.1)

)(º*40*2,1 mYosenYk = [1] (4.2)

Donde:

mina : Distancia mínima en aire fase-fase (tabla III).

Yk: Máximo desplazamiento horizontal del conductor que contempla un ángulo máximo de

deflexión igual a 40º y un 20% adicional de holgura en el cálculo considerando posibles imprevistos.

Yo: Flecha máxima estática.

La figura 4.4 ejemplifica los planteamientos antes mencionados.

Figura 4.4 Esquema ilustrativo del cálculo de distancia entre fases.

19

De esta manera, la distancia mínima entre fases queda definida de la siguiente manera en función

de la flecha máxima:

)(543,1min mYoaa += (4.3)

4.2.2 Altura de campo

La determinación de esta sección depende de tres niveles de conexiones según se requiera en la

subestación, los cuales son:

a) Primer nivel:

Conformado por las conexiones entre los equipos de patio y cuya altura está determinada por los

criterios de diseño mencionados en la sección 4.1.

b) Segundo nivel:

Comprende las conexiones de las barras y las conexiones de seccionadores tipo pantógrafo. En el

caso de la altura de los barrajes, estos deben separarse de las conexiones entre los equipos en al menos

la distancia mínima entre fases. En cuanto a las conexiones flexibles, se debe agregar a la especificación

anterior la longitud de flecha máxima. Por otro lado se debe tener en cuenta las conexiones entre las

fases de las barras y los seccionadores de campo, siendo el caso más crítico la conexión con la fase más

lejana que en algunos casos amerita el uso de aisladores de soporte para no violar las distancias

anteriormente mencionadas.

20

c) Tercer nivel:

Constituido por los pórticos de salida de línea y el recorrido del cable de guarda. La distancia a

considerar entre el nivel de salida de línea y los barrajes es la distancia fase-fase (ver tabla III) más la

flecha máxima de la salida de línea. La altura del cable de guarda depende del diseño de apantallamiento

previamente realizado. En la figura 4.5 se ejemplifican cada uno de los niveles explicados anteriormente.

Figura 4.5 Resumen de las distancias mínimas verticales [1]

Es importante destacar que a las distancias mínimas descritas para altura de campo se les debe

aplicar un factor de seguridad de 10% ante iguales tensiones y de 25% para tensiones distintas [1].

4.3 Verificación de distancias en la subestación normalizada Nodal 115 TD de

CADAFE

Los criterios anteriormente explicados en las secciones 4.1 y 4.2 son aplicables a cualquier tipo de

subestación y en este caso se aplicarán para la verificación de las distancias mínimas especificadas en las

21

normas propuestas por la empresa CADAFE para el diseño de subestaciones. En las tablas sucesivas se

muestran las distancias calculadas bajo los criterios de la norma IEC 60071-1 [4] en contraste con las

distancias mínimas recomendadas para la subestación Nodal 115 TD [5].

4.3.1 Distancias mínimas entre fases adyacentes de conductores flexibles

Esta categoría comprende a las distancias entre fases adyacentes de barrajes y salidas de línea.

Los cálculos correspondientes a este tipo de conexiones se realizaron según la metodología descrita en la

sección 4.2.1 b) (Ecuación 4.3), la cual se muestran en la tabla IV.

Para determinar los parámetros requeridos en el análisis se tomaron en cuenta las siguientes

consideraciones:

• Vanos máximos de 30 m para 115 KV, 8 m para 34,5 KV y 5 m para 13,8 KV, establecidos

tomando como referencia las dimensiones propuestas en los planos de la norma de

especificaciones técnicas para subestaciones Nodal 115 TD [5].

• Flechas máximas de 2% para vanos menores a 20 m (casos 13,8 KV y 34,5 KV según

apartado anterior) y de 3 % para vanos mayores a 21 m pero menores a 80 m (caso 115 KV)

basado en las premisas propuestas en la guía de cálculo de juegos de barra propuesta por

CADAFE [5].

• Conductores de aluminio trenzado del tipo Orchid 636 MCM para las barras y Tulip 336,4

MCM para las salidas de línea, según las especificaciones técnicas de CADAFE [3].

En la figura A.10 del apéndice A3 se muestra el despliegue electromecánico del tramo de salida

de línea para 115 KV que servirá de referencia en los cálculos.

22

Tabla IV. Cálculo de distancias mínimas horizontales entre fases adyacentes.

Tensión de operación

(KVrms) (1)

Tensión máxima (KVrms)

(2)

BIL (KVp) (3)

Distancia mínima Punta-estructura (m):

amin** (4)

Distancia mínima

(m): a** (5)

Distancia mínima

CADAFE (m) (6)

Diferencia (m)

(7)=(6)-(5)

13,8 17,5 110 0,19 0,3 0,6 0,3 34,5 36 200 0,38 0,6 1,0 0,4 115 123 550 1,10 2,5 2,5 0,0 ** Estos valores están referenciados a los cálculos presentados en la sección 4.2.1 b)

En la tabla V se verifica para todas las tensiones que las distancias mínimas recomendadas en las

normas CADAFE [5] son superiores a las distancias mínimas calculadas, cumpliendo así con los criterios

de seguridad definidos en la sección 4.2.1 b).

Cabe destacar que el tendido de barras a 34,5 KV y 13,8 KV se realiza con conductores rígidos

según lo establecen las especificaciones técnicas de CADAFE [3].

4.3.2 Distancias mínimas a tierra

En las próximas tablas (desde la V a la X) se verifican las distancias entre los distintos niveles de

conexiones con respecto a la superficie del terreno, con el fin de evitar descargas a tierra y garantizando

la seguridad de los trabajadores de la subestación. Los resultados mostrados se calcularon en base a las

pautas mencionadas en la sección 4.2.2.

a) 1º nivel: Conexiones entre equipos

Las tablas V y VI recogen las alturas mínimas que deben tener las partes energizadas de los

equipos con respecto a tierra y la comparación con las alturas propuestas en las normas de CADAFE [5].

23

Tabla V. Cálculo de distancias mínimas verticales para el 1º nivel

Tensión de

operación (KVrms)

(1)

BIL (KVp) (2)

Distancia mínima Punta-

estructura (m) (3)

Valor básico

(m) (4)

Zona de seguridad

(m) (5)

Altura mínima 1º nivel (m)

(6)=(4)+(5)

Altura mínima 1º nivel CADAFE (m) (7)

Diferencia (m)

(8)=(7)-(6)

13,8 110 0,19 0,21 2,25 2,46 3 0,5 34,5 200 0,38 0,42 2,25 2,67 3 0,3 115 550 1,10 1,21 2,25 3,46 4 0,5

Tabla VI. Distancias mínimas verticales recomendadas por IEC 60071-1 [4] para el 1º nivel

Tensión de operación (KVrms) (1)

BIL (KVp) (2)

Recomendación IEC (m) (10)

Altura mínima 1º nivel:

CADAFE (m) (7)

Diferencia (m) (11)=(7)-(10)

13,8 110 3,0 3 0,0 34,5 200 3,0 3 0,0 115 550 3,5 4 0,5

La tablas V muestra las distancias mínimas generadas al seguir los pasos de cálculo presentados

en la sección 4.2.2 a), donde se observa que para las tensiones de 13,8 KV y 34,5 KV estas distancias

resultaron ser inferiores a 3 m. En vista de que la norma IEC 60071-1 [4] recomienda considerar

distancias iguales o superiores a 3 m para todos los casos, se presenta la tabla VI que resume las mismas

comparaciones con las distancias recomendadas por CADAFE [5].

Es importante destacar que la norma IEC 60071-1 [4] no restringe la aplicación de distancias

mínimas inferiores a 3 m, pero si aclara que su uso puede verse justificado por el caso particular y la

experiencia.

b) 2º nivel: Altura de barrajes

Las tablas VII y VIII recogen las alturas mínimas de las barras respecto a tierra que se deben

cumplir y la comparación con las alturas propuestas en las normas de CADAFE [5]. Para la realización de

24

los cálculos correspondientes a este nivel se tomaron en cuenta las mismas consideraciones que para el

caso de las distancias horizontales entre fases adyacentes (Sección 4.3.1).

Tabla VII. Cálculo de distancias mínimas verticales para el 2º nivel


BIL (KVp) (2)

Distancia mínima Punta-estructura (m)

(3)

Flecha máxima (m) (4)


(5)=(3)+(4)+(6 tabla IV)


CADAFE (m) (6)

Diferencia (m) (7)=(6)-(5)

13,8 110 0,19 0,10 2,75 7,50 4,8 34,5 200 0,38 0,16 3,21 7,50 4,3 115 550 1,10 0,90 5,46 7,50 2,0

Tabla VIII. Distancias mínimas verticales recomendadas por IEC 60071-1 [4] para el 2º nivel


BIL (KVp) (2)


Altura mínima 2º nivel: CADAFE (m) (7)


13,8 110 3,29 7,50 4,2 34,5 200 3,54 7,50 4,0 115 550 5,46 7,50 2,0

De nuevo se establecen dos tablas complementarias como en el caso del primer nivel (Sección

4.3.2 a)), justificadas en primera instancia por la obtención de distancias mínimas inferiores a 3 m (VII y

VIII) y en segunda instancia, por la dependencia existente entre las distancias del segundo y el primer

nivel (sección 4.2.2 b)).

Por otra parte, las distancias recomendadas por CADAFE [5] resultaron ser superiores a las

obtenidas por el cálculo (para las tensiones de 13,8 KV y 34,5 KV). Esto no necesariamente indica una

sobreestimación por parte de CADAFE, sino que se puede justificar en la disposición de los barrajes sobre

los pórticos, cuya tendencia se orienta a colocar la barra transferencia paralelamente por encima de la

barra principal, como se puede observar en la figura A.9 del apéndice A3.

25

c) 3º nivel: Altura de salidas de línea

Las tablas IX y X recogen las alturas mínimas de las salidas de línea respecto a tierra que se

deben cumplir y la comparación con las alturas propuestas en las normas de CADAFE [5].

Para realizar los cálculos se consideró que el vano máximo posible entre la subestación y la torre

terminal sería de 60 m, por lo que se le asoció una flecha máxima de 3% (ítem (4) en la tabla IX) de

acuerdo a lo especificado en la guía de distancias de seguridad propuesta por CADAFE [5].

Tabla IX. Cálculo de distancias mínimas verticales. 3º nivel: Salidas de línea


BIL (KVp) (2)

Distancia mínima Punta-estructura (m)

(3)

Flecha máxima (m) (4)


(5)=(3)+(4)+ (5 tabla VI)


CADAFE (m) (6)

Diferencia (m) (7)=(6)-

(5)

13,8 110 0,19 1,8 4,74 7,5 2,8 34,5 200 0,38 1,8 5,39 7,5 2,1 115 550 1,10 1,8 8,36 10,0 1,6

Tabla X. Distancias mínimas verticales recomendada por IEC 60071-1 [4] para 3º nivel


BIL (KVp) (2)


Altura mínima 3º nivel: CADAFE (m) (7)


13,8 110 5,28 7,5 2,2 34,5 200 5,72 7,5 1,8 115 550 8,36 10,0 1,6

Tal y como se viene presentando desde la tabla V, la tabla X contempla la recomendación de la

norma IEC 60071-1 [4] para distancias mínimas inferiores a 3 m que se justifica en el tercer nivel debido

a su relación con los valores obtenidos en el segundo y primer nivel (según lo especificado en la sección

4.2.2 c))

Se observa en ambas tablas (IX y X), que las distancias recomendadas por CADAFE cumplen y

superan los valores obtenidos en el cálculo previamente explicado.

26

Por otro lado, la altura establecida en la norma de distancias de seguridad [5] es inferior a la que

se puede observar en plano electromecánico presentado en la figura A.9 del apéndice A3. Sin embargo, la

diferencia se produce por la disposición de las conexiones en ese tipo de pórtico.

4.3.3 Distancias mínimas ante paso de vehículos

En esta sección se considera el cálculo referente a las distancias mínimas horizontales entre

objetos contemplando el paso vehicular y los resultados se muestran en la tabla XI.

Tabla XI. Distancias mínimas horizontales entre objetos contemplando paso vehicular


Valor básico (m) (4)

Tolerancia de manejo

(m) (5)

Ancho vehículo (m) (6)

Distancia mínima con paso vehicular (m) (7)=2*(4)+(5)+(6)

Distancia mínima con paso vehicular (m)

CADFE (9)

115 1,21 0,7 1,8 4,92 4,8*** *** Valor observado directamente en el plano A002 TD complementario a la norma de especificaciones técnicas para subestaciones Nodal 115 TD [3].

En la tabla XI se observa la comparación entre el cálculo sugerido en la sección 4.2.2 b) y el

ancho observado en los planos de la norma CADAFE, resultando una distancia inferior a la obtenida en los

cálculos del presente trabajo. Esto puede deberse a la consideración de un menor factor de tolerancia por

el manejo del vehículo o un vehículo más pequeño.

Por otra parte las dimensiones del vehículo presentadas en la tabla XI corresponden a un camión

350 marca Ford Super Duty [6].

El ejemplo propuesto por la norma puede observarse en la figura A.10 del apéndice A3.

27

CAPÍTULO 5. EQUIPOS DE ALTA TENSIÓN

El siguiente paso después de seleccionar la configuración de subestación más conveniente a

implementar en un proyecto, es precisamente el estudio de los equipos que se necesitan para llevarla a

cabo, así como su ubicación estratégica en el área destinada para ello.

Por otro lado, es posible que se presenten inconvenientes a la hora de manipular planos y

diagramas unifilares asociados al proyecto, debido a que se debe tener conocimiento previo de los

símbolos utilizados para designar a los equipos. Aunque cada configuración conlleva al uso particular de

determinados equipos conectados de una forma específica, es necesario identificar estas tendencias para

aprovechar la información suministrada por los planos.

Es por ello que para poder construir la estructura de cómputos métricos requerida en este trabajo

de grado, se requiere el conocimiento de los tipos y clasificaciones más resaltantes en cuanto a equipos

de alta tensión existentes en el mercado, así como las especificaciones técnicas más importantes a

conocer para determinar su presencia en este tipo de subestación en particular. La descripción detallada

de los equipos se muestra en el apéndice A4.

Teniendo como referencia los equipos requeridos en una subestación del tipo Nodal 115 TD, es

posible proceder a identificarlos la ubicación dentro de la misma y las cantidades necesarias para su

correcta operación.

5.1 Identificación de equipos en la subestación Nodal 115 TD

Para llevar a cabo este estudio se hace necesario recurrir al seccionamiento descrito en el capítulo

3, por lo que en las secciones siguientes se presentará el despliegue de equipos por cada tramo y nivel de

tensión.

28

5.1.1 Salida de línea 115 KV

El esquema por disposición de equipos para este tramo corresponde al mostrado en la figura 5.1.

Figura 5.1 Esquema de Salida de línea 115 KV

En la figura 5.1 se observan dos pórticos de barra que alojan a la barra principal (BP) y a la barra

de transferencia (BT), cumpliendo con la premisa fundamental de esta configuración.

Se identifica además, la secuencia de seccionador-interruptor-seccionadores que interconecta a

estos dos barrajes para permitir la transferencia de energía. De esta manera los seccionadores de barra

asociados a cada una de ellas se encargarán de conectar a las salidas de línea con el barraje que este

operativo en un momento determinado. Por su parte el seccionador de línea permite realizar manteniendo

sobre la misma cuando se cierra la cuchilla de puesta tierra.

Las trampas de onda utilizadas en este tramo son de tipo banda ancha, y su ancho según las

especificaciones técnicas de CADAFE [3] es de 50 a 500 KHz. Al igual, la sintonización se debe diseñar

para que se tenga 1 mH de inductancia a 100 KHz.

29

Los interruptores establecidos por CADAFE para 115 KV [3] deben ser del tipo tanque vivo con

medio de interrupción en aceite (Específicamente del tipo pequeño volumen de aceite) SF6 y aire

comprimido. El nivel de tensión manejado en este caso permite que los interruptores sean trifásicos.

Los seccionadores (de barra y de línea) deben ser de tipo exterior con montaje horizontal y

apertura lateral. La operación trifásica se logra con el acople de tres unidades monofásicas.

Dentro de los equipos de medición presentes en el tramo de salida de línea se encuentran los

transformadores de corriente y los transformadores de tensión capacitivos. La norma de especificaciones

técnicas para subestaciones Nodal 115 TD establece el uso de un transformador de corriente por cada

fase de salida de línea y un transformador de tensión capacitivo conectado a una fase de la misma.

El transformador de tensión capacitivo se debe prever de una a conexión al equipo de onda

portadora el cual contempla el uso de una trampa de alta frecuencia completando así el circuito RLC

necesario para llevar a cabo las comunicaciones entre subestaciones. En caso de no poseer suficientes

transformadores de tensión capacitivos para completar la conexión a la trampa de onda, se pueden

agregar condensadores de acoplamiento en su lugar.

La salida de los transformadores de corriente debe ser de 5 A para todos los casos.

Las conexiones bajantes de las barras a los equipos de patio, como el seccionador de barra, se

pueden hacer directamente con conductores flexibles o con apoyos intermedios sobre aisladores soporte.

Para evitar esfuerzos excesivos sobre las estructuras, las especificaciones técnicas de la

subestación Nodal 115 TD de CADAFE [3] recomiendan realizar el recorrido con conductores flexibles

partiendo de la barra hasta un aislador soporte y a partir de ahí conectarse al seccionador por medio de

un conductor rígido, tal y como se puede observar en la figura 5.1.

Cabe destacar que este último tipo de conexión se realiza solo para las fases más lejanas al

seccionador, y para el caso de la norma presentado en la figura 5.1, sólo dos fases necesitan el apoyo

sobre aisladores soporte.

30

Las cadenas de aisladores de amarre se ubican a los extremos de cada fase de salida de línea,

como se observa en la figura 5.1 con un determinado número de platos aisladores que dependen del nivel

de tensión, las condiciones ambientales, y la distancia de fuga del plato aislador. Las especificaciones

técnicas de CADAFE [3] recomiendan el uso de 11 platos tipo Standard” de 254 x 146 mm en 115 KV.

Por su parte las cadenas de orientación se colocan para evitar la oscilación de los conductores

bajantes y cuellos de comunicación entre las cadenas de aisladores. Las especificaciones técnicas de

CADAFE [3] recomiendan el uso de 9 discos aisladores tipo Standard.

Siguiendo los pasos descritos en la sección A4.8 del apéndice A4, se muestra en la tabla XII el

cálculo por grado de contaminación para cadenas de aisladores de suspensión, correspondiente a 115 KV

nominales (126,5 KV como tensión máxima considerando un 10% sobre la tensión nominal),

considerando el tipo de aislador recomendado por CADAFE (tipo Standard de 254 x 146 mm) cuya

distancia de fuga es igual a 292 mm [20].

Tabla XII. Aisladores tipo “Standard” requeridos a 115 KV a cada nivel de contaminación

Distancia de fuga de cada disco aislador 292 mm

Niveles de contaminación Distancia de fuga requerida a 115 KV (mm)

N° mínimo de aisladores recomendados

Ligera 2024 7

Media 2530 9

Alta 3162 11

Muy alta 3921 14

En la tabla XII se observa que la cantidad de aisladores para el nivel de contaminación medio,

coincide con las recomendadas por CADAFE.

Los aisladores soporte también requieren un estudio de distancia de fuga y para ello se puede

tomar en cuenta las referencias presentadas en la tabla XII. La distancia de fuga recomendada en las

31

especificaciones técnicas de CADAFE [3] es de 2500 mm a 115 KV que cumple con el nivel de

contaminación medio.

En resumen, los equipos requeridos por cada salida de línea se citan a continuación:

• 2 seccionadores de barra (SB) tripolares (1 por cada barra).

• 1 seccionador de línea (SL) tripolar.

• 1 interruptor trifásico de potencia (IP).

• 3 transformadores de corriente (TC) (1 por cada fase).

• 1 transformador de tensión capacitivo (TTC) como mínimo requisito.

• 1 condensador de acoplamiento si solo se emplea un transformador de tensión capacitivo

para complementar el circuito con la trampa de onda restante.

• 2 trampas de onda (TO).

• 4 aisladores soporte (AS) (1 por fase de barra sin contemplar la fase más cercana al

seccionador).

• 6 cadenas de aisladores de amarre (CA) (1 por cada fase, contemplando las cadenas para la

conexión a la torre terminal).

• 3 cadenas de aisladores de orientación (CO) (1 por cada fase).

5.1.2 Salida de línea a transformador de potencia 115 KV

Este tramo tiene mucha similitud con el tramo de salida de línea. El esquema de disposición física

se muestra en la figura 5.2.

32

Figura 5.2 Esquema de salida de línea a transformador 115 KV

Las características correspondientes a los equipos nombrados se mantienen en este tramo tal y

como se explicaron para el tramo de salida de línea. Básicamente lo que cambia es la orientación de las

conexiones aéreas y la ausencia de los equipos de comunicaciones.

De esta manera, los equipos requeridos por cada salida de línea a transformador se citan a

continuación:

• 2 seccionadores de barra (SB) tripolares.


• 1 interruptor trifásico de potencia (IP).

• 3 transformadores de corriente (TC).

• 4 aisladores soporte (AS) (1 por fase de barra sin contemplar la fase más cercana al

seccionador).

33

• 6 cadenas de aisladores de amarre (CA) (1 por cada fase, contemplando los dos extremos de

la conexión aérea.

• 3 cadenas de aisladores de orientación (CO) (1 por cada fase).

5.1.3 Llegada a transformador de potencia 115 KV

El esquema de disposición física para este tramo se muestra en la figura 5.3

Figura 5.3 Esquema de llegada a transformador de potencia 115 KV

34

El pararrayos protege al transformador contra las sobretensiones que pueden restarle vida útil al

mismo o incluso producir daños permanentes. La normativa de CADAFE no establece preferencias en

cuanto al uso de pararrayos de oxido de zinc o carburo de silicio.

Los transformadores de potencia a usar deben estar en la capacidad de reducir la tensión de 115

KV a 34,5 KV o a 13,8 KV, que son las tensiones de operación normalizadas para la subestación Nodal 115

TD, incluyendo transformadores de corriente en los bushings. La conexión entre los devanados primario y

secundario debe ser en estrella con neutro accesible para ambos sin introducir ángulos de desfasaje entre

ellos (Grupo de conexión YYo).

Se debe disponer además de un arrollado terciario en conexión delta cuyas especificaciones se

deben definir dependiendo de la necesidad particular del proyecto.

Los sistemas de refrigeración recomendados por la norma de equipos de CADAFE [21]

corresponden a una combinación ONAN/ONAF/OFAF a regímenes de operación de 60/80/100 % de la

capacidad total. El número de transformadores debe satisfacer las demandas energéticas de la

subestación a cabalidad considerando estos requerimientos.

De esta manera, los equipos requeridos por cada llegada de transformador se citan a

continuación:

• 2 aisladores de soporte (AS) (1 por fase sin contemplar la fase más cercana al seccionador

rompearco)

• 3 seccionadores rompe arco (SRA) (1 por cada fase)

• 3 pararrayos (PR) (1 por cada fase)

• 1 transformador de potencia (TP) de relación 115/34,5 KV o 115/13,8 KV


35

5.1.4 Barra principal 115 KV

El esquema de disposición física para este tramo se muestra en la figura 5.4

Figura 5.4 Esquema aéreo de barra principal 115 KV

La cantidad de aisladores necesarios para las cadenas se pueden calcular bajo los mismos

criterios explicados en la sección 5.1.1.

Los transformadores de tensión magnéticos deben tener una relación de conversión de

110115 /

3KV V , los cuales se colocan por ternas y a un extremo de la barra, como se observa en la figura

5.4, con el fin de registrar medidas relacionadas con la misma. Este caso no requiere que sean del tipo

capacitivo representando una opción más económica. La figura 5.5 muestra un corte donde se puede

observar la conexión de los transformadores de tensión.

Figura 5.5 Corte de observación para transformador de tensión magnético (vista D-D)

36

De esta manera, los equipos requeridos para la instalación de la barra principal se citan a

continuación:

• 6 cadenas de aisladores de amarre (CA) (3 por cada fase por los dos extremos)

• 3 x (Nº salidas de línea + Nº salidas de línea a transformador + Transferencia) / 2 cadenas

de aisladores de suspensión (CS)

• 3 transformadores de tensión inductivos (TTM) (1 por cada fase de barra)

5.1.5 Barra de transferencia 115 KV

El esquema de disposición física para este tramo se muestra en la figura 5.6.

Figura 5.6 Esquema de barra de transferencia 115 KV

Como se observa en la figura 5.6, las características de esta barra son iguales a la de la barra

principal con la diferencia de que no necesita de la instalación de transformadores de medida porque no

es una barra que esté operativa todo el tiempo.

Por lo tanto, los equipos requeridos para la instalación de la barra de transferencia se citan a

continuación:

• 6 cadenas de aisladores de amarre (CA) (3 por cada fase por los dos extremos)

37

• 3 x (Nº salidas de línea + Nº salidas de línea a transformador + transferencia) / 3 cadenas de

aisladores de suspensión (CS)

5.1.6 Tramo de transferencia 115 KV

El esquema de disposición física para este tramo se muestra en la figura 5.7.

Figura 5.7 Esquema de tramo de transferencia 115 KV

Este tramo está compuesto básicamente por el mismo arreglo de interruptores y seccionadores de

barra presentados en los tramos de salidas (secciones 5.1.1 y 5.1.2), con la diferencia de que el

interruptor presentado es precisamente el que se encarga de la conmutación para la conexión o

desconexión de cargas a la barra de transferencia (BT). En operación los seccionadores y el interruptor

permanecen abiertos hasta el momento en el que se requiere transferir una carga o salida de línea.

La disposición de los aisladores de soporte asociados a las barras permanece igual a la explicada

en las secciones 5.1.1 y 5.1.2, pero en este tramo se agregan otros aisladores de soporte que permiten

aliviar la carga mecánica a la conexión entre el seccionador de barra principal (BP) y el interruptor, tal y

como se observa en la figura 5.7, resaltado con un óvalo.

38

De esta manera, los equipos requeridos para la instalación de la barra de transferencia se citan a

continuación:

• 2 seccionadores de barra (SB) (1 por cada barra).

• 1 interruptores de potencia (IP).

• 7 aisladores soporte (AS) (2 por cada fase de barra y 3 para la conexión intermedia entre

seccionador de barra principal e interruptor).

En las secciones siguientes se describirán los tramos asociados a la tensión de 34,5 KV y para

facilitar la visualización de los equipos se presenta la figura 5.8 que permite observar varios tramos

simultáneamente así como la conexión entre ellos.

Figura 5.8 Vista del pórtico de 34,5 KV con demarcación de tramos

SL

LLT

39

5.1.7 Salida de línea 34,5 KV (SL)

La conexión entre los equipos observados en la figura 5.8 respeta el esquema descrito en el

diagrama unifilar asociado a la subestación Nodal 115 TD (Figura A.6 del apéndice A1).

Las especificaciones técnicas de CADAFE [3] establecen el uso de seccionadores tripolares (Línea

y barra) de tipo “apertura vertical”, instalados verticalmente y procurando que el recorrido de la cuchilla

sea también descendente.

En cuanto a las cadenas de aisladores, CADAFE en sus especificaciones técnicas [3] recomienda el

uso de 5 platos aisladores tipo “Standard” para las cadenas de amarre y 3 platos para las cadenas de

suspensión, sin embargo, el cálculo para la cantidad de discos requeridos se puede obtener de la misma

manera como se explica en la sección A4.8 del apéndice A4.

En la tabla XIII se especifica las líneas de fuga mínimas a cumplir de acuerdo a las

recomendaciones de la norma IEC 60071-1 [4].

Tabla XIII. Aisladores tipo “Standard” requeridos a 34,5 KV a cada nivel de contaminación


Niveles de contaminación Distancia de fuga requerida a 34,5 KV (mm)


Ligera 607 3

Media 759 3

Alta 949 4

Muy alta 1077 5

Se observa entonces que la cantidad de aisladores de suspensión recomendada por CADAFE

cumple exactamente con el nivel de contaminación medio.

40

El interruptor de potencia mostrado en la figura 5.8 corresponde a un interruptor tanque muerto.

Considerar este tipo de interruptor en 34,5 KV no es un criterio establecido por CADAFE, ya que en los

planos de las especificaciones técnicas [3] recomiendan el uso de tanque vivo. Sin embargo, las

tendencias actuales se orientan a utilizar este tipo de interruptores en media tensión, incluso cuando son

más costosos, debido al ahorro de espacio que implica su instalación. Adicional a esto, los interruptores

tanque muerto incluyen en muchos casos un transformador de corriente, que es necesario para la

medición de corriente en este tramo, implicando así un ahorro en materiales para su instalación exterior.

Es importante destacar que si se va a implementar un interruptor de tipo tanque vivo, se debe

estudiar no solo la capacidad espacial de la instalación sino también será necesario incluir un

transformador de corriente exterior que permita la medición de corriente en la salida de línea.

Al igual que en 115 KV, los transformadores de corriente utilizados en 34, 5 KV deben tener una

salida de 5 A. Este criterio se puede extrapolar, al igual al nivel de tensión de 13,8 KV.

Las recomendaciones en cuanto al medio de interrupción de estos interruptores permiten el uso

de aceite (Pequeño o gran volumen de aceite), vacío o SF6.

De esta manera, los equipos requeridos por cada salida de línea se citan a continuación:

• 2 seccionadores de barra (SB) (Principal y transferencia)

• 1 seccionador de línea (SL)

• 1 interruptor de potencia trifásico (IP)

• 6 cadenas de aisladores de amarre (CA) (1 por cada fase incluyendo la conexión a la torre

terminal)


41

5.1.8 Llegada de transformador de potencia a barra 34,5 KV (LLT)

La estructura de este tramo, tal y como se observa en la figura 5.8, es parecida al tramo de salida

de línea, las únicas diferencias se presentan en la ubicación de los equipos.

El seccionador de barra ocupa la posición que tenía el seccionador de línea en el tramo anterior,

permitiendo el completo aislamiento del interruptor en caso de mantenimiento.

El pararrayo protege al transformador de cualquier sobretensión que pueda provenir de la

conexión en 34,5 KV.

Los aisladores soporte en este tramo cumplen una función distinta que en el tramo de salida de

línea ya que se usan para encaminar el recorrido del conductor bajante proveniente del seccionador de

barra de transferencia.

Las copas terminales deben ser de tipo exterior y las especificaciones técnicas para equipos de

CADAFE [3] recomiendan que el material usado sea porcelana.

El presente tramo abarca las copas que se colocan a la salida del transformador de potencia en

baja tensión y las correspondientes a la llegada de estos cables a la conexión en barras. Cada conductor

debe contar con una copa terminal asociada. Es posible que se utilicen múltiples conductores por fase

para la conexión entre la salida del transformador y la barra de 34,5 KV, por lo tanto, el numero de copas

terminales debe ajustarse a cada caso.

De esta manera, los equipos requeridos por cada llegada se citan a continuación:

• 3 seccionadores de barra (SB) (Principal, transferencia, complemento)

• 1 interruptor de potencia trifásico (IP).


• 3 aisladores soporte (AS).

42

• (3 x N° de conductores por fase x 3 fases) copas terminales (CT).

5.1.9 Barra principal 34,5 KV (BP)

En la figura 5.9 se observa una vista aérea de la barra principal.

Figura 5.9 Vista aérea del pórtico de barras en 34,5 KV

Los aisladores soporte que sostienen a las barras, en este caso rígidas, requieren al igual que las

cadenas de aisladores de un estudio de distancia de fuga, para el cual se puede tomar como referencia

las distancias mostradas en la tabla XIII. Por su parte las especificaciones técnicas de CADAFE [3]

recomiendan una distancia de fuga 85 cm (850 mm) que cumple con el nivel de contaminación medio.

Luz SA

A-A

43

En las barras de 34,5 KV se hacen seccionamientos o acoples con el fin de independizar los

circuitos alimentados por los transformadores de potencia y así brindarle flexibilidad al sistema. Los

acoples se realizan a través de conexiones determinadas entre la barra con seccionadores e interruptores.

Las especificaciones técnicas de CADAFE [4] establecen en sus planos (Figura A.6 del apéndice

A1) el uso de un seccionador colocado sobre una de las vigas de apoyo de barras para que sirva de

acople entre las secciones. Sin embargo, las tendencias actuales se orientan al uso de un interruptor para

llevar a cabo el seccionamiento acompañado por sus respectivos seccionadores como se observa en la

figura 5.10.

Figura 5.10 Vista frontal del acople

La medición en barras se realiza con transformadores de tensión magnéticos protegidos por

seccionadores fusible y colocados a los extremos de la barra dependiendo del número de acoples,

teniéndose al menos un punto de medición disponible. La cantidad de transformadores de tensión

recomendada por las especificaciones técnicas de CADAFE es de dos equipos conectados en delta abierta,

44

sin embargo, de nuevo las tendencias actuales se orientan a un criterio distinto, utilizando tres unidades

como se muestra en la figura 5.11.

Figura 5.11 Vista de los transformadores de tensión

Si se utilizan dos transformadores en conexión delta abierta, la relación de conversión será de

34,5 KV/ 110 V, pero si se utilizan tres unidades independientes, entonces la relación cambia a

11034,5 /

3KV V .

De esta manera, los equipos requeridos para la construcción de la barra principal bajo criterios

establecidos por CADAFE se citan a continuación:

• (1 x Nº de acoples) seccionadores (SB).

• (3 x N° de luces) aisladores soporte (AS), conociéndose como luz a las secciones

rectangulares conformadas por 4 vigas (2 transversales y 2 longitudinales paralelas de a

pares) desde una vista aérea del pórtico (ver figura 5.9).

45

• 2 x (1 + Nº de acoples) transformadores de tensión magnéticos (TTM).

• (1 + Nº de acoples) seccionadores fusible tripolares (SF).

Los equipos requeridos para la construcción de la barra principal según las tendencias actuales se

citan a continuación:

• (2 x Nº de acoples) seccionadores (SB).

• 1 interruptor de potencia trifásico (IP).

• (3 x ( N° de luces+1) + 3) aisladores soporte (AS). Se requieren 3 aisladores adicionales para

las conexiones del tendido en la barra principal con el acople, que no se hace en el caso

propuesto por norma.

• 3 x (1 + Nº de acoples) transformadores de tensión magnéticos (TTM).

• (1 + Nº de acoples) seccionadores fusible (SF).

5.1.10 Barra de transferencia 34,5 KV (BT)

La barra de transferencia comprende los mismos equipos que la barra principal pero sin incluir el

acople y los transformadores de tensión. De esta manera, los equipos que se requieren para su

construcción se nombran a continuación.

• (3 x N° de luces) + 3 aisladores soporte (AS).

46

5.1.11 Tramo de transferencia 34,5 KV (TT)

La constitución de este tramo se ajusta al esquema presentado para la configuración barra

principal y transferencia, por lo que los equipos que comprende mantienen las características explicadas

en las secciones anteriores para el nivel de tensión 34,5 KV.

Las figuras 5.8 y 5.9 sirven como referencia para observar la disposición de equipos de este

tramo, que guarda mucho parecido con el tramo de llegada de transformador pero sin incluir los

pararrayos y el seccionador complementario. Los equipos se citan a continuación.

• 2 seccionadores de barra (SB) (Principal, transferencia)

• 1 interruptor de potencia (IP).

• 3 aisladores soporte (AS) (Por fase, para encaminar el recorrido del conductor bajante

proveniente del seccionador de transferencia.)

5.1.12 Alimentación de servicios auxiliares (SA)

Este tramo contempla la provisión de transformadores que sirven de alimentación a los servicios

auxiliares de la subestación. En la figura 5.12 se observan los componentes de este tramo.

47

Figura 5.12 Vista en planta de la alimentación de servicios auxiliares (Corte A-A)

Los transformadores de servicios auxiliares se agrupan en bancos trifásicos conformadas por tres

unidades monofásicas cuya relación de conversión sea 34,5/0,208-0,120 KV ó 13,8/0,208-0,120 KV. Es

posible que el secundario tenga nivel de tensión de 480 V en los casos que se requieran. Dichos

transformadores serán del tipo distribución con los arrollados sumergidos en aceite.

La norma CADAFE en sus especificaciones técnicas [3] establece la presencia de este tramo a

13,8 KV exclusivamente, sin embargo, permite que el mismo se coloque en 34,5 KV para los casos en los

que no se disponga del nivel de tensión de 13,8 KV.

En resumen, los equipos requeridos por este tramo en 34,5 KV son los siguientes:

• 3 transformadores de servicios auxiliares (TSA) con relación 34,5/0,208-0,120 KV.

• 3 fusibles limitadores de alto poder de corte (F) (Por cada fase del primario).

SA

48

En las siguientes secciones se explicarán los tramos correspondientes al nivel de tensión de 13,8

KV, y para facilitar el análisis se presenta la figura 5.13 que muestra la vista del pórtico de 13, 8 KV.

Es importante destacar que el despliegue en patio recomendado por la norma CADAFE para las

subestaciones nodal 115 TD [3] es a través de celdas encapsuladas en aire para las llegadas de

transformador de potencia y la barra principal y las salidas junto con la barra de transferencia en

intemperie sobre pórticos tal y como se observa en la figura 5.13.

Figura 5.13 Vista del pórtico de barras en 13,8 KV

TT

SL

49

5.1.13 Salida de línea 13,8 KV (SL)

La distribución de equipos en este tramo comprende una parte en celdas y la otra parte en

intemperie, específicamente la transferencia y el tendido de salida de línea, como se observa en la figura

5.13.

La conexión entre estos equipos respeta el esquema descrito en el diagrama unifilar asociado a la

subestación Nodal 115 TD (Figura A.7 del apéndice A1).

Los seccionadores de línea y de barra de transferencia recomendados por CADAFE en las

especificaciones técnicas [3] deben ser de tipo “apertura vertical” e instalados verticalmente cuidando que

el recorrido de las cuchillas en la apertura sea descendente.

En cuanto a las cadenas de aisladores , CADAFE en sus especificaciones técnicas [3] recomienda

el uso de 3 platos aisladores tipo “Standard” para las cadenas de amarre y de suspensión, sin embargo, el

cálculo para la cantidad de discos requeridos se puede obtener siguiendo las recomendaciones de la

norma IEC 60071-1 [4], explicadas en la sección A4.8 del apéndice A4. En la tabla XIV se especifica la

cantidad de discos necesarios como requisito mínimo.

Tabla XIV. aisladores tipo “Standard” requeridos a 13,8 KV a cada nivel de contaminación


Niveles de contaminación Distancia de fuga requerida a 13,8 KV (mm)


Ligera 243 1

Media 304 2

Alta 380 2

Muy alta 471 2

50

En este caso las recomendaciones de CADAFE exceden el número de aisladores a utilizar, incluso

con respecto al nivel más alto de contaminación, pero esto se justifica debido a que se deben preservar

las distancias mínimas a las estructuras, que con dos aisladores o menos no se cumplen.

Las distancias de fuga a considerar para dimensionar a los aisladores soporte requeridos se

pueden obtener de la tabla XIV. Las especificaciones técnicas de CADAFE recomiendan 355 mm, valor que

cumple con las indicaciones del nivel de contaminación medio.

Al igual que en 34,5 KV, las salidas de 13,8 KV deben contar con la presencia de pararrayos por

cada fase de salida para así cumplir con el diseño mostrado en el unifilar asociado.

En cuanto a las copas terminales, estas deben ser de tipo exterior y para ello las especificaciones

técnicas de CADAFE establecen que el material usado sea porcelana.

Las celdas encapsuladas adecuadas para este tramo deben incluir básicamente interruptores de

tipo extraíble (de esta manera no requieren de seccionadores para aislarlos ante labores de

mantenimiento), transformadores de corriente y la posibilidad de alojar a la barra principal permitiendo la

conexión de la misma con las celdas aledañas.

De acuerdo a lo explicado anteriormente los equipos requeridos por cada salida de línea son:

• 6 cadenas de aisladores de amarre (CA) (1 por cada fase y considerando la conexión a la

torre terminal)

• 3 Pararrayos (PR) (1 por cada fase)

• 3 aisladores de soporte (AS) (Apoyo a la conexión entre el seccionador de transferencia y el

bajante de salida de línea, figura 5.13)

• 1 seccionador tripolar con puesta a tierra (SL).

• 1 seccionador tripolar de barra (SB)

51

• (N° de conductores por fase x 3 fases) copas terminales (CT) de tipo exterior.

• 1 celda de salida de línea con las características descritas anteriormente.

5.1.14 Llegada de transformador de potencia a barra 13,8 KV (LLT)

Este tramo tiene la particularidad de que se encuentra completamente encapsulado en la celda.

Los conductores de salida del transformador de potencia en baja tensión llegan a la celda y debido a que

esta debe estar preparada para alojar a los conductores de la barra principal, las conexiones a la misma

se realizan en el interior de la celda sin necesidad del despliegue en patio.

Es así como la celda debe estar compuesta por un interruptor de tipo extraíble, transformadores

de tensión con protección a través de fusibles y transformadores de corriente.

Este tramo comprende además las copas terminales de tipo exterior que se utilizan en la salida a

baja tensión del transformador de potencia, y las de tipo interior para la conexión de estos cables

internamente a la celda, sin embargo, las celdas las incluyen en su diseño.

Debido a que se requieren copas terminales de tipo interior y exterior se deben tener

consideraciones distintas para cada tipo. Las copas de tipo exterior seguirán cumpliendo con las premisas

de la normativa CADAFE al ser de porcelana, pero en el caso de las copas de tipo interior la norma

permite que sean de resina moldeada para ahorrar espacio dentro de las celdas, sin embargo, deben ser

resistentes a la contaminación y al ozono.

De acuerdo a lo explicado anteriormente los equipos requeridos por cada llegada son:

• (N° de conductores por fase x 3 fases) copas terminales (CT) de tipo exterior.

• 1 celda de llegada de transformador a barras con las características explicadas anteriormente.

52

5.1.15 Barra principal 13,8 KV (BP)

La barra principal recorre a todo el juego de celdas correspondientes a los tramos de salida de

línea, llegada de transformador de potencia y tramo de transferencia, por lo que estas celdas deben ser

construidas para albergar a los conductores de la barra.

Como en 13,8 KV también se requiere hacer sección amientos en la barra principal, el mismo se

realiza con un arreglo de celdas conocido como “Back to Back” que se observa en la figura 5.14.

Figura 5.14 Arreglo “Back to Back” con celdas para el acople de barras

Este procedimiento se realiza colocando dos celdas paralelas donde la primera recibe la conexión

de la barra y la conecta con los equipos de seccionamiento (interruptor extraíble en serie con el

transformador de corriente) y la segunda se conecta por vía subterránea con la segunda que se encarga

de subir las conexiones al nivel superior al que se encontraba la barra principal a su posición original.

Las celdas descritas deben incluir además los transformadores de tensión necesarios para la

medición de la barra en cada acople.

Interruptor extraíble

53

De acuerdo a lo explicado anteriormente los equipos la barra principal son los siguientes:

• (N° de acoples) celdas de tipo “Back to Back” con las características expuestas.

5.1.16 Barra de transferencia 13,8 KV (BT)

La barra de transferencia presenta la disposición física en pórticos de intemperie tal y como se

observa en la figura 5.13. De esta manera contempla únicamente los aisladores soporte que sostienen al

tendido de barras. Para calcular la distancia de fuga correspondiente a estos aisladores se pueden seguir

las recomendaciones presentadas en la sección 5.1.13.

5.1.17 Tramo de transferencia 13,8 KV (TT)

Este tramo, que comunica a la barra principal con la de transferencia, al igual que en las

tensiones de 34,5 KV y 115 KV, requiere de un despliegue en celdas y otro en intemperie.

Los seccionadores de barra deben ser de tipo exterior debido a que se ubican en el pórtico de

barra de transferencia, con apertura vertical de acuerdo con las especificaciones técnicas de CADAFE [3].

Las copas terminales cumplen con las mismas especificaciones explicadas en las secciones 5.1.13.

La celda de transferencia debe incluir el interruptor extraíble, los transformadores de corriente y

la provisión para alojar a la barra principal.

De acuerdo a lo explicado anteriormente los equipos que componen al tramo de transferencia son

los siguientes:

• 1 seccionador de barra (SB)

• 3 copas terminales (CT) de tipo exterior

54

• 1 celda de transferencia con las características explicadas

5.1.18 Alimentación de servicios auxiliares (SA)

En esta sección se muestra el despliegue del tramo para el nivel de tensión de 13,8 KVA en la

figura 5.15, que cambia un poco con respecto al despliegue en 34,5 KV.

Figura 5.15 Vista en planta de la alimentación de servicios auxiliares en 13,8 KV

Los transformadores de servicios auxiliares conservan las características explicadas en la sección

5.1.12. Adicional a los equipos mencionados se requiere el uso de una celda de servicios auxiliares que

comunique al banco de transformadores con la barra principal, lo que implica el uso de copas terminales

para la salida a intemperie de los cables, sostenidas por aisladores soporte.

En resumen, los equipos requeridos por este tramo en 13,8 KV son los siguientes:

• 3 transformadores de servicios auxiliares (TSA) con relación 13,8/0,208-0,120 KV.

• Celda de servicios auxiliares

• 3 copas terminales (CT) de tipo exterior

55

• 3 aisladores soporte (AS)

5.2 Longitud de conductores dispuestos en barras y salidas de línea

El estudio de conductores en la presente sección se restringe al cálculo de las longitudes

abarcadas por los tendidos de salidas de línea y barrajes, conociendo la flecha máxima permitida en

dichos tendidos. Los siguientes conceptos se deben conocer para comenzar los cálculos requeridos.

• Vano: se refiere a la distancia en línea recta que separa a dos apoyos de un conductor.

• Flecha: es el punto más bajo alcanzado por el conductor con respecto a los soportes, en su

trayectoria a través de dos apoyos por efectos de la gravedad.

Los conductores de peso uniforme suspendidos por sus dos extremos toman la forma de una

curva catenaria en su trayectoria horizontal. Sin embargo, para vanos inferiores a los 500 m es posible

realizar aproximaciones a la curva descrita por una parábola con una pérdida insignificante de precisión.

Cuando se tienen apoyos a diferente nivel, como se muestra en la figura 5.16, las ecuaciones

aproximadas para el cálculo de longitud de conductor se observan a continuación.

Figura 5.16 Vano desnivelado

56

1 0S s s= + [1] (5.5)

2

11 1 2

1

81

3

Ys X

X

= +

[1] (5.6)

2

00 0 2

0

81

3

Ys X

X

= +

[1] (5.7)

12 4o

c

L yX

Y

= −

[1] (5.8)

2

14o c

c

yY Y

Y

= −

[1] (5.9)

1 oy Y Y= − [1] (5.10)

Donde:

L: Longitud del vano

Yc: Flecha máxima

X1, Y1: Coordenadas de apoyo en A

X0, Y0: Coordenadas de apoyo en B

y: Desnivel entre los apoyos A y B

57

Debido a que no todas las conexiones de la subestación Nodal 115 TD presentan las mismas

características, se hizo necesario dividir por sectores a las conexiones de cada nivel de tensión, los cuales

se describen a continuación.

5.2.2 Tendido de salida de línea para 115 KV, 34,5 KV y 13,8 KV

Este tipo de conexión se ajusta al caso de vanos desnivelados que se muestra en la figura 5.16.

Los parámetros de cálculo requeridos se describen a continuación.

a) Longitud del vano conductor (L)

En este caso la longitud del vano está representada por la distancia de la subestación a la torre

terminal. No se puede establecer un valor fijo para todos los casos sino que se tiene que conocer ese dato

para cada proyecto en particular

b) Flecha máxima (Yc)

La flecha máxima se puede calcular a partir de la longitud del vano, tal y como recomienda

CADAFE en su guía de distancias de seguridad [5], la cual establece los siguientes parámetros de cálculo:

• Flechas máximas de 2% del vano para vanos menores a 20 m.

• Flechas máximas de 3% del vano para vanos mayores a 21 m pero inferiores a 80 m.

• Flechas máximas de 5% del vano para vanos mayores a 81 m.

58

Estas premisas son válidas para una temperatura máxima del conductor de 70 ºC y sin considerar

la acción del viento. Las distancias mínimas a tierra con estas consideraciones están aseguradas tal y

como se demostró en el capítulo 4.

c) Coordenadas de apoyo de apoyo en A y B (X0, Y0, X1, Y1)

Los parámetros Y0 y Y1 se refieren a la altura de los apoyos con respecto al punto más bajo del

conductor como se observa en la figura 5.16. De esta manera, al conocer la altura total de los apoyos (P0

y P1) se puede calcular el desnivel entre ellos (y) y por consiguiente, el valor de los parámetros

mencionados.

El desnivel entre los soportes se calcula como se muestra a continuación:

0 1y P P= − (5.11)

Luego con este valor, es posible emplearlo en la ecuación 5.5 para calcular Y0 y el valor de Y1 se

puede obtener a través de la siguiente expresión:

1 0Y Y y= − (5.12)

Para conocer la altura del apoyo correspondiente al pórtico de salida se puede tomar como

referencia las alturas establecidas por la norma CADAFE, las cuales se pueden observar en las figuras 5.1,

5.8 y 5.13. El otro apoyo se refiere a la altura de la torre terminal que necesariamente se debe conocer y

su altura debe estar referida al mismo nivel de la subestación.

Por su parte, el parámetro X0 se puede calcular sin inconvenientes con las ecuaciones

presentadas. En cuanto a X1, se obtiene de la siguiente expresión:

1 0L X X= − (5.13)

59

Una vez calculada la longitud de un conductor (S) solo queda multiplicar este valor por el número

de salidas de línea y de fases por línea para completar la estimación.

5.2.3 Tendido entre pórticos de salida de línea a transformador de potencia para 115 KV

Este tendido tiene la particularidad de que sus apoyos son nivelados. Sin embargo, es posible

manipular las ecuaciones para vanos desnivelados presentadas en la sección 5.2.1 con las debidas

consideraciones para aplicarlas en el caso de vanos nivelados. De esta manera, se definen las siguientes

relaciones.

1 0 / 2X X L= = (5.14)

1 0 cY Y Y= = (5.15)

Que luego al sustituir en las ecuaciones previas resultan las siguientes expresiones:

2

1

81

2 3 / 2cYL

sL

= + (5.16)

2

0

81

2 3 / 2cYL

sL

= + (5.17)

2 2 228 8 8

1 1 2 22 3 / 2 2 3 / 2 2 3

c c cY Y YL L LS

L L L

= + + + = + (5.18)

232

13

cYS L

L

= + (5.19)

Los parámetros necesarios para la implementación de las ecuaciones descritas se muestran a

continuación.

60

a) Longitud del vano (L)

Esta longitud se puede definir de manera estándar para cualquier proyecto de subestación del

tipo Nodal 115 TD. En la figura A.10 del apéndice A3, se muestra la disposición de equipos en el tramo de

salida de línea a transformador especificada en los planos anexos a la norma CADAFE para la subestación

Nodal 115 TD [4]. De este despliegue se puede extraer la longitud aproximada del vano a considerar para

el cálculo del tendido asociado.

Un detalle importante a resaltar con respecto a esta figura es que la longitud del vano dependerá

de la cantidad de transformadores que se conecten a este tramo. La norma en particular recomienda

conectar dos transformadores, pero también es posible la conexión de un solo transformador por cada

tramo de este tipo. En la tabla XVI se proponen las longitudes aproximadas para cada caso.

Tabla XV. Longitud del vano en la conexión de salida a transformador

Nº de transformadores por tramo Longitud del vano (m)

1 35,8

2 45,8


La flecha máxima se puede calcular tomando en cuenta las mismas consideraciones estudiadas

para el tendido de salida de línea a transformador. Por consiguiente, como la longitud de los vanos no

supera los 80 m ni es inferior a 20 m, entonces la flecha correspondiente para este tendido es de 3%.

61

5.2.4 Tendido de barra principal y barra de transferencia en 115 KV

Los tendidos de las barras en 115 KV se definen básicamente por la distancia entre los pórticos

que soportan a las barras, ya que la altura de los mismos es la misma, correspondiéndose con el cálculo

presentado para vanos nivelados.

Si las conexiones se realizan respetando las distancias establecidas por CADAFE en su normativa,

la figura 5.17 puede servir de referencia para determinar la longitud de dichos vanos.

Figura 5.17 Vista aérea del barraje indicando medidas en (m)

a) Longitud del vano conductor (L)

Las conexiones que atraviesan a la barra propuesta en la figura 5.17 pueden ser salidas de línea,

salidas de línea a transformador o el tramo de transferencia, por lo que al determinar el número máximo

de estas salidas que se pueden conectar entre los pórticos de barra, es posible obtener la distancia entre

ellos y por ende la longitud del vano que servirá de base para el cálculo de la longitud del conductor.

El espacio que ocupa cada salida es de 10 m considerando los 2,5 m de separación entre fases

más otros 2,5 m a cada extremo para la separación entre la línea y otras líneas o con respecto a un

pórtico.

62

El número máximo de salidas que establece CADAFE en sus planos anexos a las especificaciones

técnicas [4] es de dos. De esta manera la longitud del vano se puede obtener finalmente con la expresión

5.20:

º max *10L N sal= (m) (5.20)

Donde el parámetro “Nº max sal” comprende a las salidas de línea, las salidas de línea a

transformador y el tramo de transferencia.


La flecha máxima se puede calcular tomando en cuenta las mismas consideraciones estudiadas

para el tendido de salida de línea.

Para finalizar el cálculo es necesario multiplicar el valor obtenido por el número de fases y por la

cantidad de tendidos entre pórticos que se dispongan en la subestación.

63

CAPÍTULO 6. MALLA DE TIERRA

La malla de tierra está constituida por un conjunto de elementos conductores interconectados y

enterrados en el suelo de la subestación con el fin proporcionar una tierra común para los dispositivos

eléctricos y estructuras metálicas que la componen. Su presencia permite disipar las corrientes de corto

circuito a tierra provenientes del sistema de potencia asociado así como controlar los gradientes de

potencial que se producen en la superficie del suelo a consecuencia de dichas corrientes.

Los conceptos básicos asociados al diseño de una malla de tierra se presentan a continuación.

• Tierra: se refiere a una conexión conductora intencional o accidental entre los equipos que

componen la subestación y el suelo de la misma para que sirva como drenaje de las

corrientes residuales y de falla.

• Resistividad del terreno: es la resistencia por unidad de volumen que presenta el suelo ante el

paso de corriente eléctrica.

• Capa superficial: se refiere a la capa de piedra picada o cualquier otro material con

resistividad elevada que es colocada sobre la superficie del suelo de la subestación con el fin

de ofrecer una protección adicional ante las corrientes de falla a tierra.

• Tensión de paso: es la diferencia de potencial que experimenta una persona al circular por

una subestación durante el transcurso de una falla a tierra y cuyos pies se encuentran

separados entre si por una distancia de 1 metro (distancia de un paso aproximadamente).

• Tensión de toque: es la diferencia de potencial que experimenta una persona, cuando al

ocurrir una falla a tierra, se encuentra en contacto con un equipo u objeto metálico separado

a una distancia de un metro del mismo (persona con el brazo extendido).

• Tensiones de paso y toque tolerables: se refiere a los máximos valores de las tensiones

respectivas que puede soportar una persona sin presentar fibrilación ventricular.

64

6.1 Criterios de diseño para una malla de tierra

El diseño de la malla de tierra conlleva una serie de pasos a seguir, los cuales se mencionan a

continuación:

• Medición de la resistividad del terreno, que además servirá para establecer un modelo de

suelo a utilizar en los cálculos.

• Determinación del calibre del conductor de la malla.

• Determinación de las tensiones de toque y paso máximas tolerables.

• Determinación de las tensiones de toque y paso de la retícula especificada en el diseño y

comparar con las tensiones máximas hasta que se cumplan a cabalidad.

6.1.1 Estudio del suelo

Comprende todos los procedimientos necesarios para determinar la resistividad del suelo. Dicha

resistividad está concebida como la oposición al flujo de corriente que presentan los materiales. Se define

matemáticamente a través de la relación entre la corriente que atraviesa la sección de un cubo de 1 m3

(A/m2) y la tensión medida en los extremos relativos al recorrido de esa corriente (V/m). De esta manera

la relación arroja un valor en Ωm como se observa en la figura 6.1.

Figura 6.1 Modelo matemático de la resistividad [1]

65

El valor de la resistividad está relacionado con ciertas características del suelo como lo son el tipo,

la humedad, los minerales disueltos y la temperatura que imprimen su influencia característica

dependiendo de la combinación de sus efectos [1]. Debido a esto es común obtener distintos valores de

resistividad cambiando con la profundidad para un mismo suelo. En la tabla XVI se muestran valores

típicos de resistividades para varios tipos de suelos.

Tabla XVI. Resistividades típicas de los suelos [1]

Tipo de suelo Resistividad ( Ω m)

Pirita, galena, magnetita 1.10-6-1.10-2

Agua de mar 1

Suelo orgánico 1-50

Esquisto 1-100

Arcilla 10-100

Arena o grava 50-1000

Arcenisca 20-2000

Piedra caliza, colcita, dolomita 5-1.104

Cascajo (75% de piedras de 2 cm de diámetro) 3000

Cuarzo, granito, neis y basalto 1000-1.104

Considerando entonces que las características físicas del suelo no son constantes para todos los

casos se han establecido modelos del mismo para facilitar su estudio matemático. Dichos modelos se

describen a continuación.

a) Suelo homogéneo o uniforme: Este modelo contempla variaciones poco significativas de

resistividad en el terreno.

b) Suelo no homogéneo: Este modelo busca aproximarse a las irregularidades típicas de los

suelos al considerar dos capas con distintas resistividades. Una representación gráfica se muestra

en la figura 6.2.

66

Figura 6.2 Modelo de suelo de dos capas [1]

La definición del presente modelo conlleva a considerar el factor de reflexión cuya expresión

matemática se refleja en la ecuación 6.1.

12

12

ρρρρ

+−=K [1] (6.1)

Este factor contempla las diferencias presentadas por las dos capas de suelo y tiene un rango de

variación entre 1 y -1. Mientras más alto sea el factor (en valor absoluto) mayores serán las diferencias

entre las resistividades, así como mientras menor resulte este valor más homogéneo será el suelo bajo

estudio.

6.1.2 Selección del conductor y conexiones

La selección del calibre del conductor se puede calcular haciendo uso de la ecuación siguiente:

4.10ln o m

cc r r o a

K TTCAPI A

t K Tα ρ

− += + [22] (6.2)

I: Corriente eficaz soportada por el conductor (KA)

Ac: Área del conductor (mm2)

Tm: Temperatura máxima permitida (°C)

67

Ta: Temperatura ambiente (°C)

Tr: Temperatura de referencia para el material (°C)

rα : Coeficiente térmico de resistividad a Tr (1/°C)

ρr: Resistividad del conductor de tierra a la temperatura de referencia Tr ( cmΩµ )

oα : Coeficiente térmico de resistividad a 0 °C (1/°C)

Ko: 1/ oα o 1/ rα Tr (°C)

tc: Tiempo que fluye la corriente (s)

Tm: Temperatura de fusión (°C)

TCAP: Factor de capacidad térmica (J/cm3°C)

La corriente a soportar por el conductor debe ser igual a la corriente eficaz espera a circular por

la malla de tierra, cuya determinación se explica en el apéndice A5. La tabla XVII recoge los valores de las

constantes mencionadas anteriormente para los materiales más usados en la práctica.

68

Tabla XVII. Constantes típicas de los materiales [22]

Descripción Conductividad

% rα a Tr

(Tr=20 °C) (1/°C)

Ko a 0 °C (°C)

Tm (°C) rρ (µΩcm) TCAP

(J/cm3°C)

Cobre recocido 100,0 0,00393 234 1083 1,72 3,42 Cobre estirado en frío 97,0 0,00381 242 1084 1,78 3,42

Acero cobrizado 40,0 0,00378 245 1084 4,4 3,85

Acero cobrizado 30,0 0,00378 245 1084 5,86 3,85 Aluminio comercial EC 61,0 0,00403 228 657 2,86 2,56

Aleación de aluminio 5005 53,5 0,00353 263 652 3,22 2,6

Aleación de aluminio 6201

52,5 0,00347 268 654 3,28 2,6

Acero aluminizado 20,3 0,0036 258 657 8,48 3,58

Acero galvanizado 8,6 0,0032 293 419 20,1 3,93

Acero inoxidable 2,4 0,0013 749 1400 72 4,03

Las uniones entre los conductores se establecen a través de conectores construidos con

materiales similares a los mismos y en distintas formas dependiendo de la resistencia térmica que se

requiera. Entre los tipos más comunes se encuentran la soldadura exotérmica y los conectores a presión.

La soldadura exotérmica consiste en una conexión auto fundente realizada con materiales de

igual punto de fusión que el cobre, conformando una conexión uniforme con el conductor libre de

porosidades que generen fallas futuras. Este método goza de gran popularidad por la durabilidad que

implica y es el único método de unión permitido por CADAFE en sus especificaciones [3]. La figura 6.3

muestra un ejemplo de esta conexión.

69

Figura 6.3 Soldadura exotérmica [23]

Para ambos tipos es prudente no exceder la temperatura de 250 °C si el recocido del conductor

representa una condición de importancia.

Básicamente se requieren de dos tipos de uniones en la malla: las uniones tipo T y las tipo X. Las

uniones tipo T se utilizan en los bordes de la malla y las tipo X se usan en el interior de la misma. Un

ejemplo se observa en la figura 6.4.

Figura 6.4 Tipos de conectores para la malla de tierra

70

6.1.3 Tensiones de toque y paso

El cálculo de las tensiones de toque y de paso establecen las pautas que se deben cumplir para

garantizar seguridad de los equipos y de las personas circulantes por la subestación ante la ocurrencia de

una falla. En primera instancia estos valores dependerán específicamente de las características del suelo y

de la corriente de falla propuesta para el diseño inicial. Las ecuaciones de estas tensiones se clasifican de

acuerdo al peso mínimo en Kg de las personas que pueden circular de manera segura por la subestación

en el instante de una falla, las cuales se muestran a continuación en la tabla XVIII

Tabla XVIII. Criterios de cálculo para tensiones de toque y paso

Tensiones Criterio de los 50 Kg Criterio de los 70 Kg

Tensión de paso

( ) 0,1161000 6p s s

s

E Ct

ρ= + [1] (6.3) ( ) 0,1571000 6p s s

s

E Ct

ρ= + [1] (6.4)

Tensión de toque

( ) 0,1161000 1,5t s s

s

E Ct

ρ= + [1] (6.5) ( ) 0,1571000 1,5t s s

s

E Ct

ρ= + [1] (6.6)

ts: Duración de la corriente de falla (s)

ρs: Resistividad de la capa superficial del suelo en la subestación (Ωm)

ρ: Resistividad del terreno (Ωm)

hs: Espesor de la capa superficial (m)

Cs: Factor de reducción cuya expresión matemática aproximada viene dada por:

0,09 1

12 0,09

ss

s

Ch

ρρ

−

= −+

[1] (6.7)

71

K: Factor de reflexión que se define así:

s

s

Kρ ρρ ρ

−=+

[1] (6.8)

En la literatura consultada se recomiendan ciertos rangos de valores para algunas de las variables

presentadas anteriormente, como es el caso de la duración de la corriente de falla, la cual se estima en 1

s a lo sumo para lograr que las protecciones puedan extinguirla [1]. Por otro lado, para la capa superficial

se recomienda el uso de piedra picada [24] que presenta un rango de resistividades comprendido entre

2000 Ωm y 5000 Ωm [1].

6.1.4 Tensiones de toque y paso de malla

La retícula o lazo se refiere a cada una de las cuadrículas que componen la malla de tierra cuyas

dimensiones están íntimamente relacionadas con las tensiones de toque y paso tolerables.

El diseño óptimo de una malla de tierra contempla un tamaño de retícula que permita el

cumplimiento de las tensiones de toque y paso tolerables, y que además requiera el uso de la menor

cantidad de conductor posible.

Las ecuaciones 6.9 y 6.10 permiten el cálculo de las tensiones de toque y paso asociadas a la

tensión de una retícula.

G m itm

m

I K KE

L

ρ= [1] (6.9)

G s ipm

s

I K KE

L

ρ= [1] (6.10)

Los valores de Km, Ki, Ls y Ks se calculan de la siguiente manera:

72

2 21 ( 2 ) 8ln ln

2 16 16 4 (2 1)ii

mh

Kd d h hK

h d K nπ ϕ ϕ ϕ π += + − + −

[1] (6.11)

0,644 0,148iK n= + [1] (6.12)

( )21 1 1 11 0,5

2

n

sKh d h dπ

− = + + − + [1] (6.13)

0,75 0,85s c RL L L= + [1] (6.14)

A su vez los términos que componen los valores presentados anteriormente se calculan con las

siguientes ecuaciones.

1ho

hK

h= + [1] (6.15)

Con ho=1 m como referencia en la profundidad de la malla. Como la forma de la malla no debe

ser necesariamente regular, se hace uso de las siguientes ecuaciones para estimar la cantidad de

conductores en paralelo.

a b c dn n n n n= [1] (6.16)

2 ca

p

Ln

L= [1] (6.17)

4p

b

m

Ln

A= [1] (6.18)

0,7AmL Lx yx y

cm

L Ln

A

=

[1] (6.19)

73

2 2

md

x y

dn

L L=

+ [1] (6.20)

El uso de jabalinas establece su influencia en el diseño de la malla a través de las siguientes

expresiones:

Tabla XIX. Ecuaciones variantes con el uso de jabalinas

Sin jabalinas Con jabalinas

( )2

1

2ii

n

Kn

= [1] (6.21) 1iiK = [1] (6.22)

M c RL L L= + [1] (6.23) R

yx

cM LLL

LrLL

+++=

2222,155,1 [1] (6.24)

Las constantes presentadas en las ecuaciones anteriores implican los siguientes conceptos:

Km: Factor de geometría

Ki: Factor de corrección por geometría en forma de malla

IG: Corriente máxima que se estima será disipada por la malla (A)

ρ: Resistividad del suelo (Ωm)

LM: Longitud efectiva de conductor y jabalinas enterradas (m)

Lc: Longitud total del conductor en la malla (m)

Lph: Longitud del perímetro de la malla (m)

LR: Longitud de las jabalinas (m)

74

Lr: Longitud promedio de cada jabalina (m)

Am: Área cubierta por la malla (m2)

h: Profundidad de la malla (m)

Lx: Longitud de la malla en el eje horizontal (m)

Ly: Longitud de la malla en el eje vertical (m)

d: Distancia entre conductores paralelos (m)

dm: Máxima distancia entre dos puntos de la malla (m)

Φ : Diámetro del conductor de la malla (m)

6.2 Diseño genérico para la estimación de mallas de tierra

La construcción de una malla de tierra requiere, como se observó en la sección 6.1, de un estudio

complejo dependiente de las condiciones particulares del proyecto. Sin embargo, cuando sólo se desea

realizar estimaciones de las cantidades de materiales requeridos, es posible hacer uso de aproximaciones

en algunos parámetros variables para establecer una dependencia única con respecto a la geometría de la

malla. Dichas aproximaciones se mencionan a continuación.

• Las tensiones de paso y toque tolerables serán las correspondientes al criterio de los 50 Kg,

caso más pesimista que implica el uso de una mayor cantidad de conductor.

• Las retículas de la malla serán cuadradas para hacer depender al cálculo de una sola variable.

• Inicialmente la forma de la malla será rectangular y sus dimensiones corresponderán al valor

del área ocupada por la subestación.

75

• El conductor de cobre a usar será del tipo AWG 4/0 recomendado por el estándar 80 del IEEE

[22] para diseños típicos.

• La altura de enterramiento utilizada en los cálculos será de 0,5 m.

• El ancho de la capa de piedra picada superficial se asume en 10 cm.

• No se considera el uso de jabalinas en el diseño inicial.

• Se tomará en cuenta el uso de un modelo de suelo homogéneo con una capa superficial de

piedra picada.

• El factor de asimetría Sf, para cualquier caso, estará representado por el mayor valor

observado haciendo uso del método gráfico de Garret (ApéndiceA5). Para identificar el valor

se considerará una resistencia de puesta a tierra igual a 1 Ω (valor sugerido por el estándar

80 del IEEE [22] para subestaciones de transmisión) y una contribución de corriente 50%

remota – 50% local (criterio que mejor describe a las subestaciones de transmisión como la

Nodal 115 TD y produce contribución de corriente más fuerte). El valor obtenido es de

aproximadamente un 40%.

• El factor de asimetría corresponderá al valor obtenido evaluando la ecuación asociada, con

una impedancia equivalente (X/R) igual a 40 (Peor caso de distorsión considerado en la tabla

A4 del apéndice A5).

Los datos que se deben conocer para comenzar el cálculo se citan a continuación:

• Resistividad promedio del suelo (Ωm)

• Resistividad de la capa superficial (Ωm)

• Corriente máxima de cortocircuito a tierra (A)

• Tiempo máximo de interrupción de la falla (s)

76

• Área de la subestación especificando medidas de ancho y largo (m)

6.2.1 Procedimiento para la estimación de conductor

El cálculo de la cantidad de conductor requerido comienza con el planteamiento de un modelo de

malla genérico que sirva de referencia para plantear las ecuaciones vistas en la sección 6.1 en función de

sus dimensiones y geometría, tal y como se muestra en la figura 6.5

Figura 6.5 Ejemplo de malla de tierra asumida para el cálculo

En la figura 6.5 se observa una malla de dimensiones “X” por “Y” conocidas cuyas retículas son

cuadradas y de lado “d” cada una, con “nx” columnas y “ny” filas, valores que se pueden expresar en

función del ancho de la cuadrícula de la siguiente manera:

1+=d

Xnx (6.25)

1+=d

Yn y (6.26)

77

Una vez establecidas estas relaciones en función de datos conocidos y de la única variable

desconocida (“d”) se buscará en los siguientes pasos representar el conjunto de ecuaciones mostradas en

la sección 6.1.3 (desde la 6.9 a la 6.24) en función de estas relaciones. Es así como se definen los

parámetros dm, Am, Lx, Ly, Lp, y Lc de la siguiente manera:

22 YXdm += (6.27)

mA XY= (6.28)

XLx = (6.29)

YLy = (6.30)

)(2 YXLp += (6.31)

c y xL Xn Yn= + (6.32)

Sustituyendo las ecuaciones (6.25) y (6.26) en (6.32) se tiene:

1 1c

Y X XY XYL X Y X Y

d d d d = + + + = + + +

Y la expresión final de Lc se muestra en la ecuación 6.33.

2 ( )c

XY d X YL

d

+ += (6.33)

Finalmente sustituyendo las expresiones obtenidas en los numerales 6.25 al 6.33 en el conjunto

de ecuaciones desde la 6.9 a la 6.24 resultan las nuevas ecuaciones (6.34 a 6.38) esperadas en función

de las variables conocidas

78

)(

)(2

)(2

)(22

2

YXd

YXdXY

YX

d

YXdXY

L

Ln

p

ca +

++=+

++

== (6.34)

XY

YX

XY

YX

A

Ln p

b2

)(

4

)(2

4

+=+== (6.35)

0,7 0,7

0,71 1m

x y

XYAL L XYx y

cm

L L XYn

A XY

= = = = (6.36)

122

22

22=

+

+=+

=YX

YX

LL

dn

yx

md (6.37)

XYYXd

YXdXY

XY

YX

YXd

YXdXYn

)(2

)(2

2

)(

)(

)(2

+

++=+

+++= (6.38)

Luego, para completar el análisis se sustituye la expresión de “n”, obtenida en la ecuación 6.38,

en las diferentes constantes que componen la tensión de toque como se muestra en el conjunto de

ecuaciones mostradas a continuación (6.39 a 6.42)

2

2 ( )

2( )

1

2 ( )2

2( )

ii

XY d X Y

d X Y XY

K

XY d X Y

d X Y XY

+ + +

= + + +

(6.39)

79

2 2

2

2 ( )

2( )

1 ( 2 ) 1 8ln ln

2 16 8 4 2 ( )2 ( ) 2 1

1 2 2( )2( )

m

XY d X Y

d X Y XY

d d h hK

h d XY d X YXY d X Y

h d X Y XYd X Y XY

ππ

+ + +

+ = + − + Φ Φ Φ + + + + − + + +

(6.40)

+

+++=XYYXd

YXdXYK i

)(2

)(2148,0644,0 (6.41)

d

YXdXYLL cm

)(2 ++== (6.42)

Finalmente al sustituir las expresiones obtenidas en la tensión de toque (Ecuación 6.9) se tiene la

ecuación final 6.43 dependiente del ancho de la cuadricula tal y como se deseaba.

2 2

2

2 ( )

2( )

2 ( ) 1 ( 2 ) 1 80,644 0,148 ln ln

2 ( ) 2 16 8 42( ) 2 ( )2 ( ) 21 2

2( )

cctm

XY d X Y

d X Y XY

I XY d X Y d d h hE

XY d X Y h dd X Y XY XY d X YXY d X Yd h dd X Y XY

ρπ

π + + +

+ + + = + + − + + + Φ Φ Φ + + + + + + +

12( )X Y XY

−

+

(6.43)

El paso que resta para completar el diseño se basa en la comparación entre la ecuación 6.43 y el

valor resultante de la tensión de toque tolerable (Ecuación 6.9) como se muestra a continuación en la

expresión 6.44.

ttm EdE ≤)( (6.44)

80

Debido a que la única incógnita que se presenta en la ecuación 6.44 es “d”, se tiene la posibilidad

de obtener un conjunto de soluciones tal que se cumpla la condición establecida por la desigualdad. Es así

como el valor del parámetro “d” obtenido al evaluar únicamente la igualdad asegura que cualquier valor

por debajo de este cumplirá automáticamente con la tensión de toque tolerable calculada inicialmente.

Por otro lado, el cumplimiento de la tensión de paso tolerable debe verificarse antes de concluir el

estimado.

Una vez seleccionado el valor de “d”, se pueden reutilizar las ecuaciones 6.31, 6.32 con el fin de

devolver el cálculo y obtener la cantidad de conductor final. De esta manera, el número de filas y

columnas de la malla final se pueden calcular como se muestra en las ecuaciones 6.45 y 6.46.

1xfinalfinal

Xn

d= + (6.45)

1yfinalfinal

Yn

d= + (6.46)

Con:

dfinal: valor “d” seleccionado para el diseño definitivo

: Aproximación entera del valor al múltiplo inmediato superior

Y finalmente, la cantidad de conductor requerido por la malla se puede calcular con la ecuación

6.47.

cfinal y f inal x f inalL Xn Yn= + (6.47)

Todos los pasos descritos para poder implementar la expresión 6.47 completan la estimación de

materiales para la construcción de la malla de tierra en términos de la cantidad de conductor. Sin

81

embargo, en el camino se presenta un inconveniente debido a que la ecuación 6.43 no es lineal y por lo

tanto el despeje del parámetro “d” no se puede realizar explícitamente.

La manera correcta de obtener el valor “d” requerido se basa en evaluar la expresión 6.44 con

distintos valores hasta llegar a una solución que arroje un error aceptable según el criterio del diseñador.

Con el fin de lograr la solución deseada se hizo uso de la herramienta de calculo “Solver” del

programa Excel, cuya implementación se explica en el apéndice A6 .

6.2.2 Modificaciones al diseño con el uso de jabalinas

Cuando se habla de jabalinas se hace referencia a los conductores enterrados verticalmente en el

terreno de la subestación ubicados en lugares específicos dependiendo del despliegue de la malla de

tierra. Estos conductores funcionan como electrodos complementarios a la malla para ayudar a disminuir

los potenciales de tierra que no es posible reducir con la implementación de la conexión únicamente

horizontal.

El uso de jabalinas contribuye con la optimización del diseño de una malla pero se debe tener

especial cuidado con su ubicación y con la profundidad de enterramiento. Un proyecto básico debe

contemplar la colocación de jabalinas en el perímetro de la malla con el fin de reducir las sobretensiones

generadas en los extremos por las condiciones de borde a las que se ve sometida la malla.

82

CAPÍTULO 7. ESTRUCTURA DE CÓMPUTOS MÉTRICOS

Una vez estudiados los campos básicos relacionados con el diseño electromecánico de

subestaciones, enfocado al caso particular de la subestación normalizada Nodal 115 TD de CADAFE, es

posible utilizar estos criterios para la construcción de una estructura de cómputos métricos que recopile

de manera organizada a todos los equipos de alta tensión requeridos por la subestación, guardando

correspondencia con ciertos datos de entrada que la definen.

7.1 Presentación del sistema de cómputos métricos

Para el desarrollo de esta estructura se utilizó como base el programa Excel de Microsoft Office.

Tal y como se estudió en el capítulo 5, los parámetros de dependencia por cada tramo y nivel de tensión

para la estimación de equipos se recopilan bajo las siguientes variables de entrada.

7.1.1 Nivel de tensión: 115 KV

Figura 7.1 Presentación de la hoja de variables para 115 KV

83

En esta sección se presentan las variables asociadas a cada tramo definido para 115 KV. En la

figura 7.1 se muestra una vista la hoja de variables.

a) Salida de línea 115 KV

• Número de salidas de línea en 115 KV.

• Número de transformadores de tensión capacitivos por salida.

• Distancia a la torre terminal

• Altura del apoyo en la torre terminal con respecto al nivel de la subestación.

b) Salida de línea a transformador de potencia 115 KV

• Número de salidas de línea a transformadores de potencia 115/34,5 KV


c) Llegada a transformador de potencia 115 KV


• Número de transformadores de potencia 115/34,5 KV asociados a cada salida


• Número de Transformadores de Potencia 115/13,8 KV asociados a cada salida

El tramo de llegada depende directamente de la cantidad de transformadores de potencia a

instalar, y para obtenerla se puede complementar el dato de las salidas a transformador con la cantidad

84

de transformadores por salida. De esta manera se tiene pleno conocimiento de la disposición de equipos

requerida y acceso a las variables adecuadas en cada caso.

Es así como la cantidad de transformadores, para una determinada relación de transformación, se

puede calcular con la ecuación 7.1, presentada a continuación.

º º * ºTRX SLT TXSN N N= (7.1)

Donde:

NºTRX: Número de transformadores de potencia.

NºSLT: Número de salidas de línea a transformadores de potencia.

NºTXS: Número de transformadores de potencia asociados a cada salida.

d) Barra principal 115 KV




e) Barra de transferencia 115 KV




85

f) Variables comunes para todos los tramos

A nivel general se definen los siguientes campos de selección que complementan la información

asociada a las características de los equipos.

• Tipo de aislador soporte

Se ofrecen dos opciones de selección que son: Columna y Espiga para escoger según la

necesidad de la subestación. En la figura 7.2 se muestra el despliegue de las selecciones.

Figura 7.2 Despliegue de opciones para los aisladores soporte

• Tipo de acople de los aisladores suspensión

Se ofrecen dos opciones de selección que son: Bola y zócate y Pasador y chaveta. En la figura 7.3

se muestra el despliegue de las selecciones.

Figura 7.3 Despliegue de opciones para el acople de los aisladores suspensión.

• Tipo de interruptor de potencia

86

Se ofrecen dos opciones de selección de acuerdo al diseño externo, las cuales son: Tanque vivo y

Tanque muerto. En la figura 7.4 se muestra el despliegue de las selecciones.

Figura 7.4 Despliegue de opciones para el interruptor de potencia.

• Tipo de apertura del seccionador

Se ofrecen varias opciones de selección de acuerdo al mecanismo de apertura, las cuales son:

Vertical, Lateral, Central y Rotación central. En la figura 7.5 se muestra el despliegue de las selecciones.

Figura 7.5 Despliegue de opciones para la apertura del seccionador.

7.1.2 Nivel de tensión: 34,5 KV

En esta sección se presentan las variables asociadas a cada tramo definido para 34,5 KV. En la

figura 7.6 se muestra una vista la hoja de variables.

87

Figura 7.6 Presentación de la hoja de variables para 34,5 KV

a) Salida de línea 34,5 KV

• Número de salidas de línea en 34,5 KV.


• Altura del apoyo de la torre terminal con respecto al nivel de la subestación.

b) Llegada de transformador de potencia a barras 34,5 KV



El presente tramo depende directamente de la cantidad de transformadores de potencia con

relación 115/34,5 KV, pero como se explicó en la sección 7.1.1 c), este valor se puede obtener haciendo

uso de la ecuación 1, que considera a los datos presentados previamente.

88

• Capacidad máxima de los trasformadores potencia

Esta variable se hace necesaria para calcular el número de conductores por fase que se requieren

para la conexión del transformador a este nivel de tensión, que de igual manera permite estimar la

cantidad de copas terminales necesarias en la instalación, tal y como se propuso en la sección 5.12.8 del

capítulo 5. La ecuación propuesta para obtener la cantidad de conductores por fase se presenta a

continuación.

10003 I

CxF

NOM MAX c

PN

V° = (7.2)

Donde:

N°CxF: Número de conductores por fase

P: Capacidad nominal del transformador de potencia (MVA)

VNOM: Voltaje nominal de operación

IMAXc: Corriente máxima soportada por el conductor (A)

La corriente máxima del conductor depende del calibre y material de su construcción, pero para

efectos del cálculo a realizar para esta estructura, se toma como referencia el conductor AWG 4/0 como el

menor calibre a utilizar en este tipo de instalaciones, cuya capacidad amperimétrica máxima es de 302 A

[25].

c) Barra principal 34,5 KV

• Número de acoples

• Número de luces

89

• Número máximo de salidas por luz

d) Barra de transferencia 34,5 KV


e) Variables comunes para todos los tramos

Las variables de este tipo requeridas en 34,5 KV son las mismas que en 115 KV (sección 7.1.1 f)),

sin embargo, la única diferencia que se presenta es que no se incluyen los campos referidos al tipo de

interruptor porque sólo se considerarán los interruptores de tanque muerto que son los que comercializa

la empresa Siemens.

7.1.3 Nivel de tensión: 13,8 KV

A este nivel se presenta la particularidad de que parte del despliegue se realiza en celdas

encapsuladas, tal y como las especificaciones técnicas de CADAFE [3] lo establecen. De esta manera, si se

requiere desarrollar un despliegue en intemperie, se crea la necesidad de conocer este dato a través de la

siguiente variable:

• Despliegue en patio

Este campo ofrece las opciones “Celdas encapsuladas” e “Intemperie”. La selección de una de

estas opciones permite la visualización de los cuadros de cómputos asociados a la característica elegida.

Como el resto de las variables de entrada son comunes para los dos tipos de despliegue, se

explicarán de manera general a continuación. En la figura 7.7 se muestra una vista la hoja de variables.

90

Figura 7.7 Presentación de la hoja de variables para 13,8 KV

a) Salida de línea 13,8 KV

Las variables requeridas para la estimación de equipos y materiales en este tramo se citan a

continuación:

• Número de salidas de línea en 13,8 KV.


• Altura del apoyo en la torre terminal con respecto al nivel de la subestación.

b) Llegada de transformador a barras 13,8 KV



El presente tramo depende directamente de la cantidad de transformadores de potencia con

relación 115/13,8 KV, pero como se explicó en la sección 7.1.1 c), este valor se puede obtener haciendo

uso de la ecuación 1, que considera a los datos presentados previamente.

• Capacidad máxima de los trasformadores potencia

91

Al igual que en nivel de tensión de 34,5 KV, esta variable se hace necesaria para calcular el

número de conductores por fase que se requieren para la conexión del transformador así como la

cantidad de copas terminales necesarias en su instalación, y para ello se puede tomar como referencia la

ecuación 2 propuesta en la sección 7.1.2 b)

c) Barra principal 13,8 KV

Este caso guarda dependencia con la disposición en patio de los equipos para la utilización de las

variables mostradas a continuación.

• Numero de acoples


d) Barra de transferencia 13,8 KV


• Número máximo de salidas por luz

7.1.4 Malla de tierra

La estimación de materiales para la construcción de la malla de tierra no corresponde a ningún

tramo definido, sin embargo, el cálculo propuesto en el capítulo 6 requiere de ciertos datos de entrada

que permitan la manipulación de las ecuaciones con el fin de obtener la cantidad de materiales necesarios

en su construcción. En la figura 7.8 se muestra una vista la hoja de variables.

92

Figura 7.8 Presentación de la hoja de variables para el cálculo de malla de tierra.

Los datos sugeridos en la sección 6.3 del capítulo 6, se citan a continuación.

• Resistividad promedio del suelo (Ωm)

• Resistividad de la capa superficial (Ωm)

• Corriente máxima de cortocircuito a tierra (A)

• Tiempo máximo de interrupción de fallas (s)

• Ancho de la subestación (m)

• Largo de la subestación (m)

93

CAPÍTULO 8. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

8.1 Conclusiones

El desarrollo de la estructura de cómputos métricos requirió la revisión de diversos criterios para

el diseño de subestaciones como lo fueron las configuraciones de subestaciones, distancias mínimas,

equipos de alta tensión y modelación de malla de tierra. Con este estudio se adquirieron las herramientas

básicas para poder realizar comparaciones entre los criterios establecidos en la literatura y los

considerados por CADAFE en el diseño de sus subestaciones.

La subestación normalizada Nodal 115 TD cumple con la descripción establecida en la literatura

consultada para la configuración de barra principal y transferencia en sus tres tensiones de operación.

La labor de realizar divisiones por tramos de la subestación Nodal 115 TD resultó una estrategia

efectiva para el análisis de la misma ya que permitió la descripción detallada y ordenada de sus

componentes. Este procedimiento se puede extrapolar a otras configuraciones con el fin de facilitar su

análisis.

El estudio de las distancias de aislamiento permitió reconocer los criterios de dimensionamiento

que se deben tener en cuenta para la construcción segura de cualquier tipo de subestación.

Las comparaciones realizadas entre las distancias calculadas con los criterios estudiados y las

consideradas por CADAFE, en el dimensionamiento de sus subestaciones, dieron a conocer que CADAFE

están por encima de estos límites.

Con respecto al tema de la malla de tierra, es necesario destacar que el método de cálculo

desarrollado para obtener el tamaño de cuadrícula máximo (de manera aproximada) se realizó con fines

estimativos, por lo tanto la solución obtenida no está basada en criterios económicos, al contrario, la idea

del diseño es precisamente contemplar las condiciones desfavorables que sean de posible ocurrencia para

así poder realizar un estimado de cálculo.

94

Si se desea realizar un diseño más riguroso técnicamente y que además implique un ahorro de

costos bajo los criterios recomendados por el Std. 80 del IEEE, será necesario tomar en cuenta los

parámetros que se asumieron constantes, como lo son el tipo de conductor a utilizar, la altura de

enterramiento de la malla, considerar el uso de jabalinas así como su disposición más adecuada y el

factor de asimetría aplicado a la corriente de cortocircuito de diseño.

Por su parte, el estudio de las distancias de fuga para los aisladores de soporte y las cadenas de

aisladores, revelaron que CADAFE cumple con las distancias de fuga para el nivel de contaminación

medio, calculadas siguiendo los métodos de la norma IEC 60071-1.

En varios niveles de la investigación relacionada con la disposición de equipos se observó que los

proyectos más recientes presentan modificaciones con respecto a lo establecido en la normativa de

CADAFE, por lo que es necesario hacer un análisis de la opción más conveniente a implementar

dependiendo de los criterios técnico económicos bajos los cuales se vaya a desarrollar el proyecto.

8.2 Recomendaciones

Se recomienda comparar los criterios establecidos por la normativa CADAFE con las tendencias

actuales en cuanto a la construcción de subestaciones debido a que las normas datan de hace más de 20

años, lo que ha permitido que la influencia de la tecnología establezca modificaciones que aún no se han

documentado en nuevas versiones de dichas normas.

Se recomienda tener cuidado con las aproximaciones o criterios asumidos en cuanto a la

construcción de subestaciones, por lo que es necesario documentarse en este tema siguiendo los pasos

mencionados en el desarrollo de la presente investigación.

Se recomienda no tomar como diseño final los resultados obtenidos al seguir la metodología de

cálculo desarrollada para obtener las dimensiones máximas de la cuadrícula de malla de tierra, porque

95

como se mencionó en otra oportunidad, el cálculo solo sirve de guía para saber cuánto material se

requiere en la construcción de la malla considerando las condiciones más pesimistas.

Se recomienda la verificación de distancias mínimas como lo establece la norma IEC 60071-1 en

los casos en los que se desee disminuir los valores recomendados por CADAFE. De la misma manera

aplica para las distancias de fuga.

Se recomienda continuar con la investigación desarrollada en este proyecto de grado para

extenderla a las áreas que no fueron cubiertas y que están relacionadas con la construcción y puesta en

marcha de subestaciones.

96

CAPÍTULO 9. REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

[1] RAMIREZ. C

“Subestaciones de Alta y Extra Alta Tensión”

MEJÍA VILLEGAS S.A. (2003).

[2] “Presentación de Proyectos de Subestaciones de Transmisión. Subestaciones

normalizadas CADAFE. 156-88.”.

CADAFE. (1988)

[3] “Subestación Nodal 115 TD. Especificaciones Técnicas”

CADAFE. (1980)

[4] “Insulation co-ordination. Part 1: Definitions, principles and rules”

IEC-Publication 71-1. 1993.

[5] “Norma Presentación de Proyectos de Subestaciones de Transmisión. Guía técnica

para el cálculo de juegos de barras. Distancias de seguridad. 158-88”.

CADAFE. (1988).

[6] “Especificaciones de vehículos F-350”

http://www.bravo.net/ford/f-350.htm#Dimensiones%20F-Super%20Duty.

Consultada el día 9 de octubre de 2008.

97

[7] SIEMENS

“Transformadores de potencia”. Catálogo

[8] “Transformadores de potencia”

http://www.die.eis.uva.es/~daniel/docencia/te/transformadores_1.pdf


[9] TRENCH

“SF6 Insulated Instrument Transformers for Outdoor Instalations from 72,5 KV to 300 KV”.

Catálogo TI-001. (2006)

[10] “Especificación técnica para transformadores de corriente. NS-E-151”.

CADAFE. (1984)

[11] “Transformadores de tensión capacitivos”

http://www.taitsa.com.ar/esp/tmat_66_500/tmat_vcu.htm


[12] “Especificación técnica para transformadores de tensión. NS-E-152”.

CADAFE. (1984)

[13] “Trampas de onda”

http://www.angelfire.com/nc2/misdocumentos/trampas/TrampasdeOnda.html

98


[14] “Especificación técnica para trampas de onda. NS-E-170”.

CADAFE. (1984)

[15] ”Condensadores de acoplamiento”

http://www.arteche.com/arteche/html/pdfs/47/Capacitivo%20(ES-EN).pdf


[16] “Especificación técnica para cadenas de aisladores. NS-E-231”.

CADAFE. (1984)

[17] “Aisladores”

http://www.giaelec.org/fglongatt/files/files_LT/PPTCap1-1.pdf


[18] “Copas terminales”

http://www.gedisa.com.ve/Cat_PDF/Elcon/Copas_terminales_contractil_frio.pdf


[19] SIEMENS

“Circuit-Breaker Switchgear. NXAIR, NXAIR M and NXAIR P, up to 24 kV, Air-Insulated”

Catalog HA 25.71. 2007

99

[20] “Aisladores de suspensión tipo Standard”

http://www.cst-isoladores.com.br/espanhol/produtos/catalogo-pdf/Porcelain%20Suspension

%20Disc%20Insulators.pdf

Consultada el día 9 de octubre de 2008

[21] “Especificación técnica para transformadores y reactores. NS-E-110”.

CADAFE. (1984)

[22] “IEEE Guide for Safety in AC Substation Grounding”

IEEE-Std. 80. 2000.

[23] “Conexiones exotérmicas”

http://www.erico.com/public/library/fep/LT0664.pdf

Consultada el día 9 de octubre de 2008

[24] “Especificaciones técnicas para la construcción de obras civiles de subestaciones. 3:2-031”

CADAFE. pp. 71

[25] “Cables AWG 4/0”

http://www.powerstream.com/Wire_Size.htm


100

APÉNDICE A1 - CONFIGURACIONES DE BARRA E INTERRUPTORES

A1.1 Barra sencilla

Esta configuración se caracteriza por una barra colectora a la cual se conectan los circuitos de

bahía por medio de un interruptor de manera radial y a lo largo de su trayecto. En la figura A.1 se

muestra el esquema de conexión típico para esta configuración.

Figura A.1 Configuración barra sencilla

Las principales ventajas que ofrece son:

• Economía debido a que requiere pocos elementos para su instalación.

• Facilidad en su protección ya que presenta pocas probabilidades de operación incorrecta.

• Requerimientos menores de espacio que cualquier otra configuración.

Sin embargo, su simplicidad implica las siguientes desventajas:

• Niveles mínimos de confiabilidad ya que se debe suspender el servicio en forma total ante la

ocurrencia de una falla en la barra colectora o cuando se requiera hacer mantenimiento a la

misma. De igual manera, ante una falla o labores de mantenimiento sobre un interruptor de

101

interconexión a la barra se debe retirar de servicio al circuito asociado a dicho interruptor con

la posibilidad de tener repercusiones en el desempeño general de la subestación.

• No permite ampliaciones por lo que su flexibilidad es reducida.

Su confiabilidad y flexibilidad pueden mejorarse si se aplica un seccionamiento en la barra

colectora que permita la salida de servicio independiente de cada sector sin que el restante vea

comprometida la continuidad en la operación.

La aplicación de esta configuración se reduce a los casos en los que las cargas pueden ser

surtidas por otro alimentador ante emergencias y en subestaciones de AT y EAT en las que se desean

pocos campos de conexión.

A1.2 Doble barra

La configuración doble barra contempla una barra sencilla a la que se le adiciona otra barra con

las mismas características electromecánicas, acopladas entre sí a través de interruptores. La presencia de

esta segunda barra permite hacer transferencias de carga en cualquier momento de manera automática

con solo operar el interruptor asociado. Su esquema de conexión se presenta en la figura A.2.

Figura A.2 Configuración doble barra

102

Las ventajas de esta configuración se citan a continuación:

• Mayor flexibilidad que la configuración barra sencilla ya que se pueden repartir los circuitos

entre las dos barras con la posibilidad de independizarlos.

• Mayor confiabilidad que la brindada por la configuración barra sencilla ofreciendo la

posibilidad de hacer transferencias de carga sin interrupción del servicio para realizar

mantenimiento a una de las barras.

Las desventajas que presenta el uso de doble barra son:

• Mayor probabilidad de operación incorrecta que en la configuración barra sencilla.

• Al igual que en la configuración barra sencilla, la salida de servicio de las cargas es inevitable

ante fallas en los interruptores.

Esta configuración es ideal para zonas fuertemente contaminadas ya que su flexibilidad permite

hacer mantenimiento a las barras cómodamente. Su campo de aplicación también se extiende a sistemas

ampliamente enmallados.

A1.3 Interruptor y medio

Esta configuración implica el uso de tres interruptores para la protección de dos circuitos de

carga, teniéndose un interruptor compartido entre dos cargas (de ahí el nombre de la configuración). El

esquema de conexión se muestra en la figura A.3.

103

Figura A.3 Configuración interruptor y medio

Las ventajas que presenta el uso de esta configuración son:

• Altos niveles de confiabilidad ya que permite continuar con el servicio ante fallas en los

interruptores y en las barras. De igual manera se puede hacer mantenimiento a los

interruptores y a las barras sin afectar el desempeño general de la subestación.

Con respecto a las desventajas se tiene:

• Reducida flexibilidad ya que no se pueden aislar los circuitos con transferencias entre las

barras como consecuencia de la disposición de los interruptores que exige a estos estar

cerrados para una correcta operación y así permitir el flujo de energía en la subestación.

104

• En la fase de diseño se hace difícil dimensionar los equipos debido a que se debe prever la

distribución de las corrientes tomando en cuenta las posibles contingencias que se puedan

presentar.

• Su uso en subestaciones con números impares de circuitos representa un gasto adicional en

interruptores debido a que cada circuito debe estar protegido por dos de ellos,

desaprovechando la opción “interruptor y medio”.

La aplicabilidad de esta configuración es común en subestaciones encapsuladas en SF6 para AT y

EAT. Sin embargo, en países como Estados Unidos su uso se ha extendido a cualquier tipo de

subestación.

105

APÉNDICE A2 - DIAGRAMAS UNIFILARES DE LA SUBESTACIÓN NODAL 115 TD

A modo de referencia se muestran en la tabla A.1 las descripciones de los símbolos usados en los

diagramas unifilares.

Tabla A.1 Referencia de símbolos de los unifilares

Símbolo Descripción Símbolo Descripción

Trampa de onda

Transformador de potencia

Transformador de tensión capacitivo Pararrayo

Interruptor

Transformador de tensión magnético

Seccionador

Transformador de servicios auxiliares

Transformador de

corriente Conexión subterránea

Cuchilla de puesta a tierra

Interruptor extraíble

106

Figura A.4 Diagrama unifilar general de la subestación Nodal 115 TD establecido por CADAFE

107

Figura A.5 Diagrama unifilar en 115 KV de la subestación Nodal 115 TD

108

Figura A.6 Diagrama unifilar en 34,5 KV de la subestación Nodal 115 TD

109

Figura A.7 Diagrama unifilar en 13,8 KV de la subestación Nodal 115 TD (despliegue en celdas metálicas)

110

APÉNDICE A3 - INFORMACIÓN COMPLEMENTARIA DE DISTANCIAS MÍNIMAS

Figura A.8 Dimensiones de un operador en distintas posiciones de trabajo típicas [1]

Figura A.9 Corte correspondiente al pórtico de salida en 34,5 KV

b

Barra principal

111

Figura A.10 Corte correspondiente a la salida de línea en 115 KV

b

a

c

Distancia horizontal

Paso vehicular

112

Figura A.11 Corte de salida de línea a transformador de potencia completo

113

Tabla A.2 Cuadro resumen con distancias de seguridad en el aire [1]

BIL (KV

pico)

(1)

Distancia mínima

por norma

IEC (m)

(2)

Distancias de seguridad

Valor básico Circulación de personal

Zona de trabajo en ausencia de maquinaria pesada

Circulación de vehículos

Factor de seguridad Total

(m)

(4)=(2)+(3)

Bajo conexiones Distancia horizontal (m)

Distancia vertical (m) Zona de seguridad (m)

10% (m)

(3)

Zona de seguridad

(m) (5)

Valor total (m)

(6)=(4)+ (5)

Zona de seguridad

(m) (7)

Valor total (m)

(8)=(4)+ (7)

Zona de seguridad

(m) (9)

Valor total (m)

(10)=(4)+(9)

Ancho vehículo

(m) (11)

Tolerancia (m) (12)

Valor total (m)

(13)=(4)+(11)+(12)

60 0,09 0,01 0,10 2,25 2,35 (‘) 1,75 1,85 (‘) 1,25 1,35 (‘) (“) 0,7 (“) 75 0,12 0,01 0,13 2,25 2,38 (‘) 1,75 1,88 (‘) 1,25 1,38 (‘) (“) 0,7 (“) 95 0,16 0,02 0,18 2,25 2,43 (‘) 1,75 1,93 (‘) 1,25 1,43 (‘) (“) 0,7 (“) 125 0,22 0,02 0,24 2,25 2,49 (‘) 1,75 1,99 (‘) 1,25 1,49 (‘) (“) 0,7 (“) 170 0,32 0,03 0,35 2,25 2,60 (‘) 1,75 2,10 (‘) 1,25 1,60 (‘) (“) 0,7 (“) 200 0,38 0,04 0,42 2,25 2,67 (‘) 1,75 2,17 (‘) 1,25 1,67 (‘) (“) 0,7 (“) 250 0,48 0,05 0,53 2,25 2,78 (‘) 1,75 2,28 (‘) 1,25 1,78 (‘) (“) 0,7 (“) 325 0,63 0,07 0,70 2,25 2,95 (‘) 1,75 2,45 (‘) 1,25 1,95 (‘) (“) 0,7 (“) 360 0,75 0,08 0,83 2,25 3,08 1,75 2,58 (‘) 1,25 2,08 (‘) (“) 0,7 (“) 450 0,90 0,10 1,00 2,25 3,25 1,75 2,75 (‘) 1,25 2,25 (‘) (“) 0,7 (“) 550 1,10 0,11 1,21 2,25 3,46 1,75 2,96 (‘) 1,25 2,46 (‘) (“) 0,7 (“)

(‘) El valor mínimo recomendado son 3 m, pero puede ser menor según el caso y la experiencia

(“) No es un valor fijo sino que se determina para cada caso

114

APÉNDICE A4 - DESCRIPCIÓN DE EQUIPOS DE ALTA TENSIÓN

A4.1 Interruptores de potencia

Los interruptores de potencia son dispositivos mecánicos que de manera automática desconectan

a transformadores, reactores, barrajes y líneas de transmisión de un sistema o circuito energizado. Estos

equipos son capaces de conducir, interrumpir y restablecer la continuidad del servicio eléctrico ante

condiciones normales o de falla.

La apertura de estos dispositivos conlleva el fenómeno conocido como arco eléctrico, que se

refiere al paso de corriente a través de los contactos aún después de haberse iniciado su separación

debido a la diferencia de tensión que se establece entre ellos por la ionización del medio aislante

circundante.

Los interruptores se pueden clasificar de acuerdo al sitio de instalación, el diseño externo, el

medio de interrupción, y el mecanismo de operación.

A4.1.1 Según el sitio de instalación

Este grupo comprende a las instalaciones interiores y exteriores. Las diferencias básicas entre

ellos vienen dadas por el grado de protección de las partes energizadas.

a) Exteriores

Contemplan el uso del propio aire como medio aislante entre partes energizadas, requiriendo así

más espacio para su instalación. Estos transformadores corresponden a los que se instalen en intemperie

junto con el resto de los equipos de patio.

115

b) Interiores

Pueden usar aire, vacío u otros fluidos como medio aislante pero siempre deben estar encerrados

en armarios que no permitan el contacto directo con partes energizadas. Este tipo de transformadores

son los que se usan para aplicaciones en celdas.

A4.1.2 Según el diseño externo

Este grupo comprende a los interruptores de tipo tanque vivo y tanque muerto.

a) Interruptores tanque muerto

El caso tanque muerto consiste en un tanque a potencial de tierra que en su interior contiene al

medio de interrupción conectado al circuito exterior por medio de aisladores que atraviesan la tapa. De

esta manera el aislamiento fase-tierra del interruptor sería el mismo que el utilizado para la cámara de

extinción del arco. La descripción anterior se puede apreciar en la figura A.12.

Figura A.12 Interruptor tanque muerto [1]

116

b) Interruptores tanque vivo

En el caso tanque vivo el medio de interrupción se concentra en tanques de diámetro pequeño

denominados polos, los cuales se conectan directamente con el circuito de alta tensión, quedando estos a

un potencial distinto al de tierra. De forma contraria a su homólogo (tanque muerto), el aislamiento fase-

tierra del interruptor no es el mismo que el utilizado para la cámara de extinción del arco La descripción

anterior se puede apreciar en la figura A.13.

Figura A.13 Interruptor tanque vivo [1]

A4.1.2 Según el medio de interrupción

Este grupo comprende a los interruptores de aceite, aire comprimido y hexafloruro de azufre

(SF6).

117

a) Interruptores de aceite

Los interruptores de aceite actúan sobre el arco eléctrico formando una burbuja de gas

compuesta en su mayor parte por hidrógeno, que al ser un excelente refrigerante, se encarga de

vaporizarlo y extinguirlo.

Según la cantidad de aceite utilizado en la extinción, estos interruptores se subdividen en gran

volumen de aceite y pequeño volumen de aceite.

El diseño de los interruptores de gran volumen de aceite corresponde a un tanque muerto lleno

de aceite que sirve de aislamiento eléctrico, además de servir como mecanismo para la extinción del arco.

Sin embargo, presentan desventajas importantes debido a las complicaciones a nivel espacial, de

mantenimiento y el riesgo de explosión asociado a las altas presiones.

Los interruptores de pequeño volumen de aceite se desarrollaron para reducir los requerimientos

de espacio y aceite del gran volumen. Estos interruptores utilizan aceite solo para el mecanismo de

extinción del arco, el cual se ubica en pequeñas cámaras de extinción o polos, asociándose así al modelo

tanque vivo. La desventaja de estos interruptores es que requieren de mayor mantenimiento que su

homólogo, el de gran volumen.

b) Interruptores de aire comprimido

Los interruptores de aire comprimido eliminan el riesgo de explosión de los interruptores de aceite

y cubren un amplio rango de tensiones (hasta 800 KV).

Su mecanismo de operación se basa en la acción de un chorro de aire comprimido que barre el

aire ionizado del arco y su diseño exterior corresponde al tipo tanque vivo.

Sin embargo, sus ventajas se ven desfavorecidas por el gran número de complicaciones que

conlleva su instalación y operación como lo es el alto costo de las instalaciones neumáticas necesarias

118

para su operación, la necesidad frecuente de mantenimiento y el fuerte ruido que se produce al momento

de su operación.

c) Interruptores de Hexafloruro de azufre (SF6)

Los interruptores de hexafloruro de azufre utilizan dicho gas como medio de interrupción del arco

y presentan ventajas sobre el aire ya que puede extinguir arcos 100 veces más fuertes en comparación

con este [1].

A4.2 Seccionador

El seccionador es un dispositivo mecánico que sirve para conectar y desconectar, a través de la

apertura o cierre de sus cuchillas, diversas partes de una instalación eléctrica, para efectuar maniobras de

operación o bien de mantenimiento. Su misión principal es la de aislar tramos de circuitos de manera

visible y segura procurando que los mismos se encuentren libres de tensión para que puedan ser

manipulados por los operarios.

Es importante destacar que en líneas generales los seccionadores sólo pueden operar en

condiciones de vacío, o sin carga, por lo que su entrada en servicio debe estar precedida por la apertura

del interruptor principal. De forma análoga antes de ejecutar el cierre o conexión del seccionador se debe

garantizar la desconexión del interruptor principal.

Los seccionadores se pueden clasificar de acuerdo a las condiciones de operación, el sitio de

instalación, el número de circuitos aislados eléctricamente y el mecanismo de apertura.

119

A4.2.1 Condiciones de operación

De acuerdo al papel que desempeñan los seccionadores en el sistema de potencia asociado, se

pueden subdividir en seccionadores en vacío, seccionadores de tierra, seccionadores de operación bajo

carga y seccionadores de puesta a tierra rápida.

a) Seccionadores en vacío

Estos seccionadores permiten aislar equipos como interruptores, capacitores, barrajes,

transformadores, reactores, generadores o líneas para la ejecución de mantenimiento o por necesidades

operativas, además de realizar maniobras en el circuito como la transferencia de cargas entre barrajes. Su

operación de cierre/apertura requiere que la corriente circulante sea despreciable tal que no se produzcan

cambios significativos de la tensión entre los contactos.

b) Seccionadores de puesta a tierra

Los seccionadores de tierra o con puesta a tierra permiten conectar a la misma, componentes del

sistema bajo labores de mantenimiento tales como líneas de transmisión, barrajes, bancos de

transformadores o condensadores y reactores en derivación.

c) Seccionadores rompearco

Estos seccionadores tienen la capacidad de interrumpir las corrientes magnetizantes provenientes

de los transformadores así como las corrientes capacitivas de las líneas en vacío.

d) Seccionadores de operación bajo carga

Finamente se tienen los seccionadores de operación bajo carga los cuales son capaces de realizar

maniobras de apertura y cierre mientras circule corriente por el ya que cuentan con dispositivos para

extinción de arco.

120

Entre este rubro se encuentran los seccionadores porta fusibles que cumplen doble función,

además del seccionamiento sirven de protección contra cortocircuitos. En estos seccionadores la cuchilla

de operación está sujeta a la estructura a través de un fusible por el cual circula la corriente del equipo a

proteger, de tal manera que cuando la corriente se eleva, el filamento del seccionador se funde y la

ruptura de este permite la caída de la cuchilla, produciéndose la apertura.

A4.2.2 Sitio de instalación

Este grupo comprende a las instalaciones interiores y exteriores.

A4.2.3 Número de circuitos aislados eléctricamente

Esta clasificación comprende a los seccionadores monopolares y los tripolares.

a) Seccionadores monopolares

En los seccionadores monopolares las cuchillas de cada fase actúan de manera independiente.

b) Seccionadores tripolares

A diferencia de los monopolares, en los tripolares las cuchillas de cada fase están acopladas

mecánicamente por un eje común que permite el accionamiento conjunto entre ellas.

A4.2.4 Mecanismo de apertura

El tipo de apertura deberá elegirse teniendo en cuenta que el espacio disponible para la ubicación

de la subestación sea suficiente para respetar las distancias eléctricas requeridas por los seccionadores a

instalar.

121

Bajo esta concepción se tienen a los seccionadores de apertura lateral, apertura central, de doble

apertura o rotación central, de apertura vertical, y pantógrafos.

a) Seccionadores de apertura lateral

Los seccionadores de apertura lateral están compuestos por una columna giratoria y portadora de

la cuchilla que contiene a los contactos móviles y al otro extremo una columna fija con los contactos fijos,

lo que permite un recorrido horizontal. El campo de aplicación de este seccionador es en instalaciones de

intemperie con tensiones de servicio de hasta 123 KV.

b) Seccionadores de apertura central

Los seccionadores de apertura central están compuestos por dos columnas giratorias y portadoras

de cuchillas (contactos móviles) que giran hacia la misma dirección obteniéndose un solo punto de

interrupción a la mitad de recorrido entre las dos columnas, tal y como se observa en la figura A.14. El

campo de aplicación de este seccionador es en instalaciones de intemperie con tensiones de servicio de

hasta 245 kV.

Figura A.14 Seccionador de apertura central [1]

122

c) Seccionadores de rotación central

En los seccionadores de rotación central la cuchilla o contacto móvil está fijada sobre una

columna aislante central que es giratoria permitiendo una interrupción doble, tal y como se observa en la

figura A.15, por lo que cada punto de interrupción requiere una distancia en aire igual a la mitad de la

total. Las dos columnas exteriores están montadas rígidamente sobre un soporte metálico de perfiles de

acero galvanizado en caliente y son las encargadas de sostener los contactos fijos. Este tipo de

seccionadores se utiliza en instalaciones de intemperie y con tensiones de servicio desde 33 kV hasta 220

kV.

Figura A.15 Seccionador de rotación central [1]

d) Seccionadores de apertura vertical

Los seccionadores de apertura vertical consisten en una cuchilla o contacto móvil apoyado sobre

un soporte aislante (a), que se conecta con un contacto fijo ubicado en un soporte aislante al otro

extremo de la cuchilla (b). El movimiento de conexión y desconexión contempla el pivoteo ascendente/

descendente de la cuchilla sobre su soporte. Un ejemplo de estos seccionadores se muestra en la figura

A.16.

123

Figura A.16 Seccionador de apertura vertical [1]

Su aplicación se restringe a tensiones entre 300 KV y 800 KV por los reducidos anchos de campo

que implican.

e) Seccionadores pantógrafo

Los seccionadores pantógrafo se distinguen de los anteriores seccionadores debido a que el

contacto fijo es sustituido por un contacto especial instalado directamente en la línea, conocido como

trapecio, al cual se conectan los contactos móviles. Dicho contacto móvil se eleva y se contrae por medio

de la acción de resortes. Una muestra de estos seccionadores de observa en la figura A.17.

Figura A.17 Seccionador pantógrafo [1]

a

a

a

b

b

b b a

124

Se suele utilizar en instalaciones exteriores a tensiones de servicio entre 132 KV y 550 KV,

especialmente para la conexión entre líneas y barras a distinta altura.

Existen variaciones del seccionador pantógrafo como lo son el semipantógrafo tipo rodilla y

pantógrafo horizontal cuyos ejemplos se muestran en las figuras A.18 y A.19.

Figura A.18 Seccionador semipantógrafo [1]

Figura A.19 Seccionador pantógrafo horizontal [1]

125

A4.3 Transformador de potencia

Los transformadores son maquinas eléctricas estáticas que transmiten energía entre sistemas

mediante la inducción electromagnética, modificando niveles de tensión y corrientes. Se pueden encontrar

transformadores de potencia y transformadores de medida o de potencial.

Los transformadores de potencia en particular se caracterizan por manejar grandes cantidades de

potencia en el proceso de conversión de tensiones a frecuencia constante, por lo que deben garantizar la

minimización de las perdidas asociadas. Un ejemplo de su apariencia física se muestra en la figura A.20.

Figura A.20 Transformador de potencia de 40 MVA [7]

126

Los transformadores de potencia se clasifican de varias maneras, entre las que se encuentran el

sitio de instalación, tipo de conexión, la manipulación de la tensión, el elemento aislante y el medio

refrigerante.

A4.3.1 Sitio de instalación

Este grupo comprende a las instalaciones interiores y exteriores. Las diferencias básicas entre

ellos vienen dadas por el grado de protección de las partes energizadas.

A4.3.2 Tipo de conexión

a) Monofásicos

Comprende solo los devanados primario y secundario correspondientes a una sola fase. Un

ejemplo de ellos se muestra en la figura A.21.

Figura A.21 Transformadores de potencia monofásicos [8]

127

b) Trifásicos

Comprende en una sola estructura a los seis devanados correspondientes a las tres fases (3

primarios y 3 secundarios) tal y como se observa en la figura A.20.

A4.3.3 Elemento aislante

a) Seco

Contempla el uso de aire como medio aislante.

b) Baño de aceite

Contempla el uso de aceite como medio aislante.

A4.3.4 Medio refrigerante

a) OA (ONAN)

Este sistema de enfriamiento consiste en la circulación natural de aire y aceite. De esta manera el

aceite absorbe el calor por convección natural para luego ser liberado a través de los radiadores que

componen al transformador. El transformador mostrado en la figura A.20 cumple con esta condición.

b) OA/FA (ONAF)

Este sistema de enfriamiento consiste en la circulación forzada de aire. Se basa en el OA pero

agregando ventiladores a los radiadores para ayudar a la disipación del calor, tal y como se observa en la

figura A.22.

128

Figura A.22 Transformador de potencia con sistema de refrigeración OA/FA [8]

c) FOA (OFAF)

Este sistema de enfriamiento consiste en la circulación forzada de aire y aceite y se logra

tomando como base en sistema anterior pero adicionando bombas de aceite que lo hagan circular más

rápidamente hacia los radiadores.

d) FOW (OFWF)

Este sistema de enfriamiento contempla la circulación del aceite en circuito cerrado por

refrigerantes a base de agua que ayuda a retirar por radiación el calor presente en el aceite.

A4.4 Transformador de corriente

Los transformadores de corriente son dispositivos utilizados para efectuar mediciones de corriente

en sistemas eléctricos a través de la conexión de su devanado primario en serie con el circuito de alta

tensión. Debido a que la impedancia del devanado primario es despreciable si se compara con la

impedancia del sistema al cual está conectado, se puede conocer de manera precisa el valor de la

129

corriente circulando en el punto de medición del sistema. En la figura A.23 se presenta un transformador

de corriente típico en subestaciones.

Figura A.23 Transformador de corriente [9]

A4.4.1 Utilización

Esta clasificación contempla la capacidad de cubrir amplios rangos de corriente en contraparte

con la precisión que pueden ofrecer.

a) Transformadores de corriente de medida

Estos transformadores tienen la capacidad de manejar grandes cantidades de corriente pero

ofrecen poca precisión debido a sus detalles constructivos.

130

b) Transformadores de corriente para protecciones

Por su parte los transformadores para protecciones son utilizados para alimentar a los relés de

protección los cuales requieren precisión durante los primeros ciclos de la corriente de cortocircuito. Sin

embargo, el diseño de estos transformadores no permite la manipulación de grandes de cantidades de

corriente en comparación con los transformadores de medida.

El uso de transformadores de corriente introduce un error en la medición que se puede

determinar con la siguiente ecuación:

% 100n s p

p

K I IError x

I

−= [10]

Donde:

Kn: Relación de transformación nominal

Ip: Corriente del devanado primario

Is: Corriente del devanado secundario que se obtiene cuando circula una corriente por el

devanado primario bajo las condiciones de medición.

A4.5 Transformadores de tensión

Los transformadores de tensión o de potencial son equipos que se encargan de aislar los circuitos

de baja tensión de los de alta tensión. Además, permiten la fiel reproducción en el lado secundario de los

efectos transitorios y de régimen permanente medidos en el lado primario. Existen varios tipos como lo

son transformadores de tensión inductivos, divisores capacitivos, divisores resistivos y divisores mixtos

(capacitivo/resistivo).

131

A4.5.1 Transformadores de tensión inductivos

Estos equipos representan a la gama de los transformadores magnéticos comúnmente utilizados

para disminuir tensiones. Su presencia se restringe a tensiones inferiores de 145 KV, ya que para

tensiones mayores es poco rentable su implementación. Un ejemplo del mismo se presenta en la figura

A.24.

Figura A.24 Transformadores de tensión inductivos [1]

A4.5.2 Transformadores de tensión capacitivos

Los transformadores de tensión capacitivos separan a los instrumentos de medida del circuito de

alta tensión, reduciendo las tensiones a valores manejables y proporcionales a las primarias originales. Un

ejemplar se observa en la figura A.25.

132

Figura A.25 Transformador de tensión capacitivo [11]

Debido a la no linealidad que puede existir entre los acoples del transformador se tienen errores

en la medición que se pueden estimar a través de la siguiente ecuación.

% 100n s p

p

K U UError x

U

−= [12]

Donde:

Kn: Relación de transformación nominal

Up: Tensión primaria real

Us: Tensión secundaria correspondiente a la tensión Up en las condiciones de medición.

133

A4 6 Trampas de onda

Las trampas de onda son dispositivos que aprovechan la conexión a las líneas de alta tensión para

la transmisión de datos y comunicación entre subestaciones.

Su influencia en el sistema se puede asociar a la acción de un filtro, ya que a frecuencia industrial

se comporta como una baja impedancia (para no afectar la transmisión de energía eléctrica) y ante

frecuencias por el orden de los KHz, se puede utilizar para la comunicación por onda portadora.

Su estructura se compone de una bobina principal que lleva la corriente a frecuencia industrial del

sistema, un equipo de protección que previene a la trampa de onda contra los efectos de sobretensiones

y un equipo sintonizador compuesto por capacitancias e inductancias el cual permite ajustar la alta

impedancia a un valor o a un rango de valores de frecuencia.

En la figura A.26 se muestra un ejemplo de su instalación en subestaciones.

Figura A.26 Trampa de onda [13]

Las trampas se clasifican en las siguientes categorías:

134

a) Trampas de onda no sintonizables

Representan el modelo más simple debido a que hacen uso de una sola bobina para su

funcionamiento.

b) Trampas de onda de una frecuencia

Aprovecha las propiedades de los circuitos resonantes al insertar un capacitor en paralelo con la

inductancia logrando un rango pequeño de variación en frecuencia.

c) Trampas de onda de doble frecuencia

Es igual al caso anterior pero con un circuito sintonizador más elaborado que permite un mayor

ancho de banda.

d) Trampas de onda de banda ancha

Básicamente su circuito de sintonización permite bloquear varios canales de comunicación y por

ello representa la opción más usada.

El circuito de una trampa de onda se puede representar como se muestra en la figura A.27.

Figura A.27 Circuito típico de una trampa de onda [14]

135

En los proyectos de subestaciones se suele aprovechar la componente capacitiva que brinda el

transformador de tensión capacitivo para completar el circuito resonante de la trampa. De esta manera

se muestra un ejemplo de la disposición en campo de esta conexión en la figura A.28.

Figura A.28 Trampa de onda en conexión con el transformador de tensión capacitivo [13]

A4.7 Condensadores de acoplamiento

Los condensadores de acoplamiento son dispositivos cuya impedancia capacitiva se utiliza para

complementar a los circuitos resonantes de las comunicaciones entre las subestaciones cuando no es

posible contar con el uso de transformadores de tensión capacitivos. En la figura A.29 se describe su

estructura.

Trampa de onda

Transformador de tensión capacitivo

136

Figura A.29 Condensador de acoplamiento [15]

A4.8 Aisladores

Los aisladores son piezas enteras de materiales con propiedades dieléctricas cuya función

principal es brindar aislamiento a líneas y equipos además de servir como soporte mecánico a

conductores, cables y barrajes rígidos.

Para comenzar el estudio de los aisladores es necesario conocer el concepto de distancia de fuga

que se refiere a la trayectoria más corta, recorriendo la superficie del aislador, que se tiene entre dos

puntos conductivos del mismo.

137

Para garantizar el correcto aislamiento de estos equipos es necesario respetar determinadas

distancias de fuga asociadas a cada nivel de tensión. Sin embargo, estas distancias varían también de

acuerdo a los niveles de contaminación a los que se verán expuestos los aisladores. Los niveles

estandarizados se observan en la tabla A.3.

Tabla A.3 Niveles de contaminación estandarizados [4]

Nivel de contaminación Actividades comprendidas

Línea de fuga específica nominal

mínima LF (mm/KV)

Ligera

• Áreas sin industrias y baja densidad de población.

• Áreas con baja densidad de industrias expuestas a vientos y lluvias.

• Zonas montañosas y áreas agrícolas.

• Zonas alejadas de la costa a un mínimo de 10 Km y sin estar expuestas a las corrientes de aire marinas.

16

Media

• Industrias que arrojan humo al ambiente pero sin ser altamente contaminantes.

• Áreas con alta densidad de industrias y de población expuestas a vientos y lluvias.

• Zonas que pueden estar expuestas a corrientes de aire marinas pero sin estar muy cerca de las costas.

20

Alta

• Áreas con alta densidad de industrias.

• Suburbios de grandes ciudades con desarrollo industrial.

• Áreas costeras expuestas a vientos fuertes.

25

Muy alta

• Áreas con industrias que arrojen al ambiente partículas conductoras y cenizas que producen depósitos de capas conductivas con gran espesor.

• Áreas expuestas al rociado de agua salada.

• Área desérticas si lluvias por largos períodos, expuestas a fuertes vientos que transporten partículas de sal y expuestos al fenómeno de condensación.

31

138

Finalmente, para obtener el valor de la distancia de fuga se puede hacer de la siguiente ecuación.

maxF FD L V=

Donde:

LF: Línea de fuga específica nominal mínima mostrada en la tabla I.

Vmax: Máxima tensión fase-fase de la red.

DF: Distancia de fuga

Existen varias clasificaciones de aisladores, las cuales se describen a continuación.

A4.8.1 Tipo de material

Esta clasificación comprende a los materiales aislantes tales como la porcelana, el vidrio y los

polímeros.

a) Porcelana

La porcelana es un material que presenta ventajas en cuanto a sus propiedades electromecánicas

como lo son la baja porosidad, impermeabilidad ante el agua, dureza, alta resistencia mecánica y elevada

temperatura de combustión, además de soportar condiciones ambientales adversas. Una muestra de ellos

se puede observar en la figura A.30.

b) Vidrio

El vidrio tiene un comportamiento eléctrico muy similar al de la porcelana pero su desventaja con

respecto a esta es que es más frágil, por ende, debe someterse a procesos de endurecimiento para

139

proveerlo de una resistencia mecánica aceptable. Una muestra de ellos se puede observar en la figura

A.30.

c) Poliméricos

Estos aisladores presentan ventajas ampliamente competitivas con sus homólogos debido a que

son más ligeros. Su uso se puede extender a instalaciones interiores y exteriores por su elevada

soportabilidad dieléctrica en ambientes muy contaminados. Por otro lado su presentación como un cuerpo

entero facilita su instalación. Una muestra de ellos se puede observar en la figura A.30.

Figura A.30 Materiales de construcción para aisladores: a) Porcelana, b) Vidrio, c) Polímeros.

A4.8.2 Diseño

Según el diseño externo los aisladores se clasifican en aisladores de suspensión y aisladores de

soporte.

a) Aisladores de suspensión

Estos aisladores se presentan en unidades de caparazones aislantes (faldas) con acoples de

fijación (herrajes) que permiten el empalme con otros aisladores para ajustarse a la distancia de fuga

requerida por la línea. Esta conexión es lo que se conoce como “cadenas de aisladores”.

140

Los aisladores de suspensión se caracterizan por presentar distintas formas de ondulaciones en la

parte inferior de la falda, dependiendo de las condiciones ambientales a las que se vea sometido el

aislador. Es así como en zonas altamente contaminadas se suelen usar aisladores con los ribetes de la

falda más pronunciados que en el caso de las zonas menos contaminadas. Por otro lado, se tienen los

aisladores anti-niebla con mayor número de pliegues que permiten el incremento la distancia de fuga sin

aumentar considerablemente las dimensiones del mismo.

Otro detalle a considerar para el diferenciamiento es el tipo de acople que requieren. En los

discos con acople tipo “bola y zócate” el empalme es flexible simulando la funcionalidad de una rotula lo

que le permite mayor libertad de movimiento además de que se pueden armar y desarmar las cadenas

con facilidad. El caso de los disco con acople tipo “pasador y chaveta” el empalme es rígido y no permite

la modificación del numero de aisladores en las cadenas tan fácilmente como en el caso anterior. En la

figura A.31 se muestran dos aisladores con los dos tipos de acoples.

Figura A.31 Discos aisladores: a) Acople bola y zócate, b) Acople pasador y chaveta [16]

Las cadenas de aisladores comprenden los tipos suspensión y amarre. En el caso de suspensión,

las cadenas se encuentran sometidas al peso propio de los aisladores y el conductor asociado mientras

que las cadenas de amarre deben soportar además el tensado del conductor.

141

La cantidad de aisladores que requiere una cadena depende del nivel de tensión y del nivel de

contaminación al que se vaya a someter. La siguiente ecuación se puede utilizar para obtener este valor.

Faisladores

FA

DN

D° =

Con:

DFA: Distancia de fuga de un solo aislador

b) Aisladores soporte

Los aisladores soporte son estructuras rígidas cubiertas de material aislante que sirven de apoyo

para conductores, equipos eléctricos u otros aisladores. Se subdividen según su presentación física en tipo

columna y tipo espiga.

Los aisladores tipo columna presentan una forma que puede inscribirse en un cilindro o tronco de

cono, pudiendo tener o no pliegues en la superficie para varias distancias de fuga.

A diferencia de los aisladores tipo columna, los tipo espiga presentan notables formas

acampanadas en su superficie y una especie de clavija para la fijación rígida a la estructura de apoyo. Una

muestra de los aisladores descritos se muestra en la figura A.32.

Figura A.32 Tipos de aisladores soporte: a) Espiga, b) Columna [17]

142

A4.9 Pararrayos

Los pararrayos son dispositivos encargados de proteger a los equipos presentes en la subestación

contra sobretensiones transitorias.

Su clasificación se basa en los materiales usados para su fabricación, entre los cuales se

encuentran el carburo de silicio y el oxido de zinc.

A4.9.1 Pararrayos de carburo de silicio

Estos pararrayos se presentan como capsulas de porcelana que contienen descargadores (gaps)

conectados en serie con resistencias no lineales de carburo de silicio. De esta forma, al presentarse la

sobretensión, se produce un arco que atraviesa a los gaps limitando la corriente al pasar por la resistencia

Estos descargadores ya no se producen luego de la aparición de los pararrayos con óxido de zinc.

Un esquema de su estructura se muestra en la figura A.33.

Figura A.33 Esquema de pararrayo de oxido de silicio [1]

143

A4.9.2 Pararrayos de óxido de zinc

Esta tecnología de pararrayos mantiene el mismo principio de funcionamiento que los pararrayos

de oxido de silicio pero sustituye a los descargadores por varistores o resistencias variables. Una muestra

de su estructura se observa en la figura A.34.

Figura A.34 Pararrayo de Óxido de zinc [1]

144

A4.10 Copas terminales

Las copas terminales se usan como recubrimiento para los cables de alta tensión para evitar

daños en sus terminales. Para su construcción se usan diversos materiales, dependiendo del nivel de

tensión y del tipo de instalación, entre los cuales los más comunes son la porcelana y la resina epóxica.

Las copas terminales de resina epóxica se pueden clasificar según su colocación en dos categorías

como lo son las copas termocontraíbles y las contraíbles en frío. Cada una de ella recubre al cable de la

misma manera pero el método de fijación con el mismo es el que cambia. Los termocontraíbles requieren

de la aplicación de calor para su fijación mientras que los contraíbles en frio se ajustan al cable como un

forro.

En la figura A.35 se muestran el ejemplo de unas copas terminales fabricadas en resina epóxica.

Figura A.35 Copas terminales de resina epóxica [18]

A4.11 Celdas

Las celdas son estructuras envolventes metálicas que contienen equipos eléctricos organizados

para economizar la mayor cantidad de espacio posible conservando las distancias de seguridad requeridas

145

del medio aislante interno. Un ejemplo de la composición interna de una celda se muestra en la figura

A.36.

Figura A.36 Vista exterior e interior de una celda [19]

Como se ve en la figura A.36, las celdas reúnen de manera compacta a varios equipos necesarios

para la operación de una subestación, ocupando entre el 10% y 15% del espacio que necesitarían si el

despliegue fuera en intemperie.

Para poder organizar a los equipos en espacios tan reducidos sin tener problemas de aislamiento,

es necesario llenar a las cámaras interiores con fluidos que tengan permitividades superiores a la del aire,

es por ello que existen celdas cuyo medio aislante es aire a compresión, SF6 o incluso el vacío.

1) Alojamiento de barras

2) Bushings

3) Aisladores soporte

4) Transformador de corriente

5) Cuchilla de puesta a tierra

6) Copas terminales

7) Transformador de tensión

8) Puesta a tierra

9) Conexión de baja tensión

10) Interruptor

11) Compartimiento extraíble del interruptor

146

La particularidad que presenta el uso de celdas, además del espacio reducido, es la manejabilidad

de sus componentes, que en muchos casos pueden ser extraíbles para labores de mantenimiento. Los

interruptores son los equipos que típicamente cumplen con esta condición, facilitando no solo su

mantenimiento y reemplazo sino que también producen un ahorro en equipos de maniobra (como era el

caso de los seccionadores en las tensiones de 115 KV y 34,5 KV) que no son necesarios por su

característica extraíble.

147

APÉNDICE A5 - RESISTENCIA DE PUESTA A TIERRA Y CORRIENTES DE FALLA

El estudio de la corriente de falla que circula por la malla de tierra es un tópico importante a

considerar dentro del diseño de la misma ya que sus características y geometría son muy sensibles a este

valor.

La corriente máxima de falla a considerar para implementar en los el diseño se calcula según la

ecuación mostrada a continuación.

G p f gI C D I= [1]

Donde:

IG: Corriente máxima para diseño de la malla (A).

Ig: Porción de la corriente simétrica a tierra que circula entre la malla de tierra y la tierra

circundante (A).

Df: Factor de decremento que permite obtener el valor eficaz equivalente de la onda de corriente

asimétrica teniendo en cuenta el efecto del desplazamiento de la corriente directa inicial y su atenuación

durante la falla.

Cp: Factor de proyección que contempla las futuras expansiones.

A5.1 Corriente simétrica a tierra Ig

Como se dijo anteriormente, la corriente de falla a tierra específica (de cada subestación) no es

disipada completamente a través de la malla de tierra, por lo que es importante determinar la fracción

aproximada de corriente que podría circular por la malla para comenzar el diseño. El cálculo mencionado

se basa en la aplicación de la ecuación mostrada a continuación.

148

g f fI S I= [1]

Con:

If: Valor eficaz de la corriente simétrica de falla a tierra (A)

Sf: Factor de división de la corriente de falla

Existen numerosos métodos para determinar el factor Sf, pero en este estudio se considerará el

método gráfico de Garret [1], el cual relaciona la corriente de secuencia cero de la subestación con la

corriente simétrica de la malla a través de un conjunto de curvas que dependen de la relación entre líneas

de llegada y salida de la subestación y la resistencia de puesta a tierra.

Para el análisis de las gráficas es necesario manejar el concepto de contribución remota-local de

corriente.

Las contribuciones locales de corriente se producen dentro de la misma subestación cuando las

corrientes de falla circulan por las estructuras hasta la malla de tierra y cierran su recorrido retornando

por los neutros de los equipos de potencia. La figura A.37 muestra un ejemplo de la conexión a tierra que

origina esta situación.

Figura A.37 Recorrido de una falla ante conexión local en una subestación [22]

149

Por su parte, las contribuciones remotas se deben a las corrientes de falla que no encuentran

camino de retorno dentro de la misma subestación. De esta manera, se propagan por la tierra hasta

cerrar su recorrido retornando por la puesta a tierra subestaciones adyacentes. La figura A.38 muestra un

ejemplo de la conexión a tierra que origina esta situación.

Figura A.38 Recorrido de una falla ante conexión remota en una subestación. [22]

De acuerdo al porcentaje de contribuciones locales y/o remotas de corriente de falla a la malla de

tierra, se establecen tres categorías:

• Contribución de corriente 100% remota – 0% local: Aplica en subestaciones de distribución

con transformadores en conexión delta-estrella puesta a tierra con “A” líneas de transmisión y

“B” alimentadores (Figura A.39)

• Contribución de corriente 50% remota – 50% local: Aplica en subestaciones de transmisión o

plantas generadoras con “A” líneas de transmisión y “B” alimentadores (Figura A.40)

• Contribución de corriente 25% remota – 75% local: Comprende los mismos casos que la

contribución 50-50 (Figura A.41).

150

Figura A.39 Familia de curvas para contribución 100% remota - 0% local [1]

151

Figura A.40 Familia de curvas para contribución 50% remota - 50% local [1]

Figura A.41 Familia de curvas para contribución 25% remota - 75% local. [1]

Luego, la manera de hallar Sf se puede resumir en los siguientes pasos:

• Identificar el tipo de contribución de corriente local-remota según las clasificaciones

explicadas.

• Contabilizar el número de líneas de transmisión (A) y alimentadores (B) de la subestación

152

• Calcular la resistencia de puesta a tierra con la ayuda de la siguiente ecuación.

1 1 11

20 201

g

m

m

RL A

hA

ρ

= + +

+

[22]

Donde:

Rg: Resistencia de puesta a tierra (Ω)

ρ : Resistividad promedio del terreno (Ωm)

Am: Área de la subestación (m2)

L: Cantidad total de conductor enterrado (m)

h: Profundidad de enterramiento de la malla (m)

• Ubicar la intersección entre Rg y la curva de relación A/B correspondiente en la gráfica de

contribución de corriente que se adecúe mejor al proyecto, tomando en cuenta las distintas

familias de curvas que se producen de acuerdo a las resistencias de puesta a tierra de la

torres. El valor obtenido en la columna izquierda de las gráficas, es Sf.

A5.2 Factor de asimetría Df

El cálculo del factor de asimetría se puede realizar a través de las siguientes ecuaciones como se

observa a continuación:

153

2

1 1f

a

t

Taf

f

TD e

t

− = + −

[1]

a

XT

Rω= [1]

Con:

tf: Tiempo de duración de la falla (s)

Ta: Constante subtransitoria del sistema (s)

ω : Frecuencia angular (rad/s)

X/R: Impedancia equivalente del sistema en el punto de falla

En la tabla A4 se muestra el cálculo de varios factores de asimetría para valores típicos de

duración de falla y equivalente X/R.

Tabla A.4 Factores de asimetría comúnmente utilizados [1]

Duración de la falla tf Factor de decremento Df

(s) Ciclos (60 HZ) X/R=10 X/R=20 X/R=30 X/R=40

0,0033 0,5 1,576 1,648 1,675 1,688

0,05 3 1,232 1,378 1,462 1,515

0,1 6 1,125 1,232 1,316 1,378

0,2 12 1,064 1,125 1,181 1,232

0,3 18 1,043 1,085 1,125 1,163

0,4 24 1,033 1,064 1,095 1,125

0,5 30 1,026 1,052 1,077 1,101

0,75 45 1,018 1,035 1,052 1,068

1 60 1,013 1,023 1,039 1,052

154

A5.3 Factor de proyección Cp

El factor de proyección se estima en base al estudio de cortocircuitos para proyecciones de

crecimiento del sistema o ante posibles cambios sustanciales a futuro como lo pueden representar la

inserción de nuevos transformadores, generadores, líneas, etc.

El cálculo es muy particular del proyecto y deber representar de manera aproximada al porcentaje

de cambios permitidos sin que la función de la malla se vea afectada.

155

APÉNDICE A6 - “SOLVER” DE EXCEL

Solver es una herramienta que se utiliza para resolver problemas de optimización lineal y no lineal

mediante la aplicación de métodos numéricos. Las funciones a evaluar pueden depender de una o más

variables y se puede hacer uso de restricciones si así se requiere. En la figura A.42 se muestra una vista

de la ventana de inicio al solver donde se declaran las variables y las funciones a ser evaluadas.

Figura A.42 Ventana de acceso al Solver de Excel

El solver trabaja manipulando una función objetivo que debe encontrarse en una celda especifica

y escrita bajo el formato que Excel establece para funciones. A través de los valores que va tomando la

celda ajustable (ver figura A.42) al correr el solver y cumpliendo con las restricciones especificadas, la

función objetivo es evaluada con cada valor que toma la celda ajustable hasta alcanzarse la condición

especificada en el campo “Valor de la celda objetivo”. De esta manera, es posible maximizar, minimizar o

ajustarse a un valor dado (opción “Valores de” en la figura A.42) con una precisión establecida por el

156

usuario.Es posible especificar más detalles concernientes al cálculo a través del botón “Opciones”, cuyo

despliegue se muestra en la figura A.43.

Figura A.43 Vista de la ventana “Opciones” de Solver

La ventana “Opciones” permite adaptar el cálculo a las necesidades del usuario permitiendo el

ajuste de tópicos como el tiempo máximo de cálculo antes de que el solver se detenga, la cantidad

máxima de iteraciones a realizar antes de mostrar un resultado además de la precisión requerida para

considerar que el resultado obtenido es igual al resultado deseado (el colocado en la casilla del valor

requerido en la ventana principal del solver, como se observa en la figura A.42) y así detener la iteración.

Por otro lado permite especificar si los valores de la celda ajustable deben ser solo positivos (Casilla

“Adoptar no negativos” en la figura A.43) o mostrar los resultados parciales de las iteraciones, además de

escoger las condiciones de los métodos numéricos a aplicar para encontrar la solución de manera

eficiente.

157

APÉNDICE A7 - ORGANIGRAMA DE LA EMPRESA SIEMENS

Figura A.44 Estructura organizativa de Siemens

158

Documents

Cómputos Métricos Con Equipos de Alta Tensión