DIMENSIONAMIENTO DE SUBESTACIONES DE ALTA TENSIÓN

ELIANA PATIÑO YEPES

UNIVERSIDAD AUTÓNOMA DE OCCIDENTE FACULTAD DE INGENIERÍA

DEPARTAMENTO DE ENERGÉTICA Y MECÁNICA PROGRAMA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

SANTIAGO DE CALI 2012

DIMENSIONAMIENTO DE SUBESTACIONES DE ALTA TENSIÓN

ELIANA PATIÑO YEPES

Pasantía Institucional para optar al título de Ingeniero Electricista

Director: LUIS EDUARDO ARAGÓN RANGEL

Ingeniero Electricista – MSc. Profesor Hora Cátedra Programa de Ingeniería Eléctrica

UNIVERSIDAD AUTÓNOMA DE OCCIDENTE FACULTAD DE INGENIERÍA

DEPARTAMENTO DE ENERGÉTICA Y MECÁNICA PROGRAMA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

SANTIAGO DE CALI 2012

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Nota de aceptación:

Aprobado por el comité de Grado en cumplimiento de los requisitos exigidos por la Universidad Autónoma de Occidente para optar al título ingeniero electricista.

ANA LILIAN VALENCIA DE ORO

Jurado

ADOLFO ORTIZ

Jurado

Santiago de Cali, 30 de mayo de 2012

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A Dios y a la Virgen por acompañarme en cada paso de mi vida, por haberme dado una familia con tantas cosas buenas y sobre todo por compartirme algo de su infinita sabiduría. A mí esposo e hija que sin su especial apoyo y paciencia no hubiese podido terminar este logro. A mí abuela, por enseñarme los valores que desde niña me han caracterizado y por ser parte esencial de mi vida.

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AGRADECIMIENTOS Al Ingeniero. MSc Luis Eduardo Aragón R por darme la oportunidad de realizar mi trabajo de grado en la empresa que dirige y por la idea para este proyecto. Al Ing. Luis Fernando Arana por toda su ayuda y apoyo en la programación de este aplicativo. A la Ing. MSc. Nancy Emilia Gamba por su colaboración a la hora de organizar este trabajo. A la empresa GERS por permitirme desarrollar mi trabajo de grado en sus instalaciones. A todas las personas que me apoyaron desde el inicio de esta meta y me acompañaron en todo momento alentándome a no desistir y a culminar esta carrera.

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CONTENIDO

Pág.

GLOSARIO 15 RESUMEN 18 INTRODUCCIÓN 20

1. PRESENTACIÓN DEL PROYECTO. 22 1.1 ESTRUCTURA DEL PROYECTO 22 1.2 DELIMITACIÓN DEL PROYECTO 22 1.3 FORMULACIÓN DEL PROYECTO 23 2. JUSTIFICACIÓN DEL PROYECTO 24 3. OBJETIVOS DEL PROYECTO 25 3.1 OBJETIVO GENERAL 24 3.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS 24

4. ANTECEDENTES 26 4.1 SISTEMA PARA EL DISEÑO DE SUBESTACIONES 29 ELÉCTRICAS DE DISTRIBUCIÓN CON APOYO DE HERRAMIENTAS CAD (SIDSEDI) 4.2 DISEÑO DE LA INFRAESTRUCTURA DE SUBESTACIONES

INTELIGENTES (BENTLEY SUBSTATION V8I) 30 4.3 APLICATIVOS EN LA UNIVERSIDAD 30 5. MARCOS DE REFERENCIA 30

5.1 MARCO TEÓRICO 31 5.2 DISEÑO DE SUBESTACIONES 31 5.2.1 Clasificación de los diseños 30 5.2.2. Clasificación de los niveles de tensión 31 5.2.3. Definición de una subestación 31 5.2.4 Características de operación de las subestaciones 31 5.2.5 Clasificación de las subestaciones 31 5.2.6. Principales elementos de una subestación 34 5.2.7. Funcionalidad de los equipos de una subestación 35 5.2.8. Tipo de configuraciones 45 5.3 APLICATIVO ACCES 51

5.4 MARCO LEGAL 53

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6. METODOLOGÍA DE LA INVESTIGACIÓN 54 6.1 COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO 56 6.1.1 Sobretensiones 54 6.1.2 Características de los dispositivos de protección contra las 61 sobretensiones 6.1.3. Procedimiento coordinación de aislamiento 62 6.1.3.1 Método determinista 63 6.1.3.2. Método estadístico 63 6.1.3.3. Procedimiento general 64 6.2 DISTANCIAS DE SEGURIDAD 66 6.2.2. Cálculo distancias de seguridad 69 6.3 SELECCIÓN DE CONDUCTOR 74 6.3.1 Corriente nominal 74 6.3.2. Barraje de campo 74 6.3.3. Calculo de temperatura de los conductores 74 6.3.3.1. Aumento de temperatura condiciones estables 75 6.3.3.2. Calentamiento por efecto Joule (Pj). 76 6.3.3.3. Enfriamiento por convección (Pc). 77 6.4 DIMENSIONAMIENTO DE CÁRCAMOS 80 6.4.1. Estimación de cables 80 6.4.2. Cálculo del ancho efectivo de los conductores 80 6.4.3. Clasificación de cárcamos 81 6.5 TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTO 83 6.5.1 Transformadores de tensión (t.t.). 83 6.5.2. Selección de un transformador de tensión. 83 6.6 TRANSFORMADORES DE CORRIENTE (T.C.) 87

7. MANUAL DEL USUARIO 95 7.1 QUE ES DISEAT? 95 7.2 REQUERIMIENTOS DE SOFTWARE Y HARDWARE 95 7.3 PÁGINA DE INICIO DE DISEAT 96 7.4 MÓDULOS DE DISEAT 97 7.4.1 Crear / parametrizar 96 7.4.2 Coordinación de aislamiento 106 7.4.3 Distancias de seguridad 104 7.4.4 Conductores 119 7.4.5 Transformadores de instrumentación 121 7.4.6 Cárcamos 126 7.4.7 Parámetro general 128

8. CASO ANALIZADO 130 8.1 DESCRIPCIÓN DEL CASO. 130 8.2 CARACTERÍSTICAS DEL SISTEMA 130 8.3 PARÁMETROS AMBIENTALES 131 8.4 CÁLCULO COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO 132

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9. CONCLUSIONES 155

10. RECOMENDACIONES 156

BIBLIOGRAFIA 157

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LISTA DE CUADROS Tabla 1. Niveles de tensión. 32 Tabla 2 Clasificación de subestaciones. 33 Tabla 3 Fotos de subestaciones según su tecnología 34 Tabla 4 Sobretensiones temporales 58 Tabla 5 Sobretensiones de frente lento 58 Tabla 6 Tipos y formas de tensiones y sobretensiones. 59 Tabla 7 Niveles de aislamiento normalizados para tensiones asignadas del rango 60 Tabla 8 Niveles de aislamiento normalizados para tensiones asignadas 60 del rango II Tabla 9 Procedimiento Coordinación de aislamiento. 66 Tabla 10 correlaciona entre las tensiones soportadas a impulso tipo maniobra 68 y las distancias en el aire mínimas fase-tierra. (IEC 60071-2, 1996-12) Tabla 11 Correlación entre las tensiones soportadas a impulso tipo maniobra normalizadas y las distancias en el aire mínimas entre fases. (IEC 60071-2, 1996-12). 68 Tabla 12. Correlación entre las tensiones soportadas a impulso tipo rayo normalizadas y las distancias en el aire mínimas. (IEC 60071-2, 1996-12) 69 Tabla 13 Calculo para el ancho mínimo de barra con Barraje rígido 72 Tabla 14 Calculo para el ancho mínimo de barra con Barraje flexible 73 Tabla 15 Ancho de campo 73 Tabla 16 Altura de los pórticos. 74 Tabla 17 Constantes 79

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Tabla 18 Estimación de cables por equipos 82 Tabla 19. Tipos de cárcamos 83 Tabla 20 Funciones de los transformadores 84 Tabla 21 Límites de error para transformadores de tensión para medición 86 Tabla 22 Límite de error para transformadores de tensión para protección 87 Tabla 23 Clasificación de los t.c. 88 Tabla 24 Corriente asignada para transformadores de corriente con una o dos relaciones 90 Tabla 25 Corriente asignada para transformadores de corriente

multirrelación 91 Tabla 26 Límite de error para transformadores de corriente para medida clase de precisión 0.1 - 0.2 - 0.5 Y 1. 92 Tabla 27 Límite de error para transformadores de corriente para medida clase de precisión 0.2 S y 0.5S 92 Tabla 28 Límite de error para transformadores de corriente p 93 ara medida clases 3 y 5 Tabla 29 Límite de errores para los t.c. convencionales para protección 93 Tabla 34 Valores de Urp. 136 Tabla 35 Valores de Uet y Upt 137 Tabla 36. Valores de Ucw-t 138 Tabla 37. Valores de Urp 139 Tabla 38. Valores de Kcd. 139 Tabla 39. Valores Ucw-fl equipos ubicados en la entrada 140 Tabla 40. Valores Ucw-fl equipos ubicados después de la entrada 140 Tabla 41. Parámetros de entrada. 141 Tabla 42. Valores Ucw-fr 142

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Tabla 43. Valores de Ks. 143 Tabla 44. Valores de m. 145 Tabla 45 Valores de Ka 145 Tabla 46 Tensiones de soportabilidad requerida 146 Tabla 47 Factores de conversión SDW y LIW 147 Tabla 48 Valores de soportabilidad requerida 148 Tabla 49 Urw – SIL requerido normalizado para 115 kV 149 Tabla 50 Urw – SIL requerido normalizado para 34.5 Kv 151 Tabla 51 Resumen de tensiones de soportabilidad requerida 115 kV. 152 Tabla 52 Resumen de tensiones de soportabilidad requerida 34.5 kV. 153 Tabla 53 Valores de aislamiento normalizado. 153 Tabla 54 Niveles de aislamientos normalizados 154

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LISTA DE FOTOS

Foto 1 Subestación AIS 34 Foto 2 Subestación GIS 34 Foto 3 Subestación Prefabricada. 34 Foto 4. Subestación Híbrida 34 Foto 5. Subestación Móvil 35 Foto 6 Transformador de potencia 38 Foto 7. Interruptor de tanque vivo con dos cámaras de extinción en serie 39 Foto 8. Interruptor de tanque muerto 39 Foto 9. Seccionador de rotación central 41 Foto 10. Transformador de tensión 43 Foto 11. Transformador de corriente 45 Foto 12. Descargadores de sobretensión 45

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LISTA DE ESQUEMAS

Esquema 1 Componentes de una subestación 36 Esquema 2 Características de los equipos 37 Esquema 3 Tipo de interruptores. 40 Esquema 4 Clasificación de los seccionadores 42 Esquema 5 Clasificación de pararrayos 46 Esquema 6. Tipo de configuraciones 47 Esquema 7. Diagrama de flujo general 54 Esquema 8 Información de entrada 55 Esquema 9 Diagrama de flujo para los diseños de una subestación 56

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LISTA DE FIGURAS Figura 1 Barra sencilla 48 Figura 2. Barra principal y barra de transferencia 48 Figura 3. Barra doble 49 Figura 4 Doble barra más seccionador by-pass. 50 Figura 5 Doble barra más barra de transferencia 50 Figura 6 Anillo 51 Figura 7 Interruptor y medio 52 Figura 8 Áreas de seguridad 70 Figura 9 Dimensiones medidas de un operador 71 Figura 10. Relación de m con la tensión de coordinación soportada a 144 l impulso de maniobra Ucw.

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GLOSARIO ACOPLE: operación mediante el cual se enlazan los barrajes constituidos de una subestación. Nombre que se asigna al campo de conexión de barajes. AISLAMIENTO EXTERNO: son las distancias en el aire y las superficies en contacto con aire del aislamiento sólido del equipo, que están sujetos a los esfuerzos dieléctricos, a los efectos atmosféricos y otras condiciones externas, tales como contaminación y humedad, entre otros. AISLAMIENTO INTERNO: son las partes internas sólidas, liquidas o gaseosas del aislamiento del equipo, las cuales están protegidas de los efectos atmosféricos y otras condiciones externas. BARRAJE: punto común de conexión de diferentes circuitos asociados a una subestación (nodo del sistema). BAHÍA (MÓDULO, DIÁMETRO):es el conjunto de equipos de una subestación para la maniobra, protección y medida de un circuito que se conecta a ella. CAMPO ELÉCTRICO DISRUPTIVO:campo eléctrico necesario para que presenten descargas del tipo corona. CÁRCAMO: canalización en concreto abierta o cerrada empleada para alojar conductores eléctricos, las canalizaciones metálicas se conocen como bandejas porta cables. CONDUCTOR ELÉCTRICO: es un material cuya resistencia al paso de la electricidad es muy baja. Los mejores conductores eléctricos son metales como el cobre, el hierro y el aluminio los metales y sus aleaciones. Cable cuyo propósito es conducir electricidad. CONFIABILIDAD:se define como la probabilidad de que una subestación pueda suministrar energía durante un período de tiempo dado con al menos un componente fuera de servicio. CONFIGURACIÓN: es el orden que se da a los equipos de maniobra de una subestación que permite definir sus propiedades y características de operación. COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO: es la selección de la rigidez dieléctrica de un equipo en relación con las tensiones que pueden aparecer en el sistema en el cual el equipo operará, tomando en cuenta las condiciones de servicio y las características de los equipos de protección contra sobretensiones disponibles.

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DISPOSICIÓN FÍSICA: es el orden físico de los diferentes equipos y barrajes constructivos del patio de conexiones enlazadas de acuerdo con el tipo de configuración de la subestación. DISTANCIA DE SEGURIDAD: se entiende como los espacios libres que permiten circular y efectuar maniobras al personal dentro de una subestación, sin que exista riesgo para sus vidas y con un mínimo de operaciones durante las maniobras de trabajo. DISTANCIAS MÍNIMAS EN EL AIRE:son las distancias que garantizan la soportabilidad dieléctrica de la subestación ante los impulsos de tensión de sobretensiones transitorias de frente rápido (Impulso atmosférico), sobretensiones de baja frecuencia temporales (a frecuencia industrial 48 Hz < f < 62 Hz T1=60 s) y sobretensiones de baja frecuencia de frente lento (a Impulso de maniobra). DISTANCIA MÍNIMA FASE-FASE Y/O FASE-TIERRA: distancia mínima entre partes de una subestación para que no se presente flameo. DISTANCIA DE SEGURIDAD:distancia mínima entre partes de una subestación que garantiza que una persona que se encuentra en la instalación pueda desplazarse libremente y con seguridad. EFECTO CORONA: descarga causada por la ionización del aire que rodea al conductor cuando este se encuentra energizado. Puede escucharse un ruido tipo zumbido y es visible en la noche como un resplandor de color violeta. (“Luces de San Telmo”). EQUIPOS DE PATIO: son los elementos electromecánicos de alta tensión utilizados para realizar la maniobra, protección y medida de los circuitos y barrajes de una subestación. FLEXIBILIDAD: es la propiedad de la subestación para acomodarse a diferentes condiciones que se pueden presentar especialmente por cambios operativos, contingencias o mantenimiento del sistema eléctrico de potencia. GRADIENTE DE POTENCIAL: delta de potencial presente en el conductor. SEGURIDAD: es la propiedad de una subestación de dar continuidad de servicio sin interrupción alguna durante fallas de los equipos de potencia, especialmente interruptores y barrajes. SOBRETENSIÓN: cualquier tensión entre un conductor de fase y tierra o entre conductores de fase cuyo valor pico exceda el correspondiente valor pico de la tensión más alta del equipo.

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TEMPERATURA MÁXIMA: valor más alto de la temperatura a la cual operan los conductores o barras sin modificar sus propiedades electromecánicas. TRANSFERENCIA: nombre que se asigna al barraje el cual conmuta un círculo conectado a la subestación.

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RESUMEN La Finalidad de este trabajo es diseñar una aplicación informática en Microsoft Office Access que permita a los ingenieros del Departamento de Diseños de GERS realizar el dimensionamiento de subestaciones eléctricas tipo intemperie de alta tensión (57.5 ≤ V ≤ 230 kV), en períodos de tiempo más cortos que los empleados actualmente. Cabe mencionar que en los últimos años en Colombia se aumentó la demanda en el diseño de subestaciones de media y alta tensión, lo que generó la necesidad de agilizar el proceso de diseño para brindar a los clientes un producto confiable, a tiempo y con costos aceptables. En la actualidad, el grupo de Diseño de GERS realiza los diseños de forma manual o empleando hojas de cálculo en Excel lo que implica un manejo lento y que requiere de más tiempo para su ejecución. Por lo tanto, el aplicativo que se presenta en este trabajo ayudará a disminuir los tiempos de diseño en actividades que no requieren de análisis profundo del ingeniero electricista como son: las distancias de seguridad, la coordinación de aislamiento, el dimensionamiento de cárcamos, el cálculo de conductores, el dimensionamiento de transformadores de corriente (t.c.) y el dimensionamiento de transformadores de tensión (t.t.). Para la realización del aplicativo de software, primero se debe tener claros los diferentes marcos de referencia como son el teórico que incluye los conceptos que se emplean, las clases de subestaciones, sus componentes y las configuraciones. El marco legal que orienta sobre lo permitido a nivel nacional e internacional en el diseño de las subestaciones y conocer sobre las nuevas tecnologías especialmente sobre el uso de herramientas como el ACCESS para la elaboración de programas o aplicativos que agilicen procesos. La metodología que se empleó corresponde a una investigación documental y aplicada documental porque el trabajo se apoya en documentos obtenidos a través de diferentes fuentes, como libros y revistas y aplicada porque por que se busca aplicar en un programa los conocimientos adquiridos en el diseño de subestaciones, identificándose los procedimientos susceptibles a automatizar o agilizar con el aplicativo. Una vez identificados los diseños a realizar o agilizar con el aplicativo se procedió a desarrollar las pantallas de cada uno, empleando como lenguaje el visual basic en Access y con una presentación sencilla. En esta, se solicitan los datos de entrada básicos e internamente realizar los diferentes cálculos asociados con las

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Normas y Teorías programadas. También, se presenta el manual de usuario para facilitar el manejo del aplicativo y permitir el entendimiento del mismo a la persona que lo vaya a emplear. Finalmente, se presentan las conclusiones y las recomendaciones a las cuales se llegaron en el desarrollo del Trabajo de Grado y se realiza la referencia bibliográfica empleada en el desarrollo del trabajo de grado. Palabras Claves: Aplicación informática en Microsoft Office Access, subestaciones eléctricas, Diseño Gers,

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INTRODUCCIÓN Este trabajo de grado contiene la solución que implementó el Departamento de Diseño de GERS, en adelante DD-GERS con el objetivo de proporcionar de forma oportuna y eficaz el desarrollo de los proyectos de subestaciones eléctricas. La motivación surgió como la necesidad de encontrar una solución o un método rápido y con la suficiente precisión, a la que están sujetos los diseños de las subestaciones eléctricas. Por otro lado, no se tenían una sola herramienta de análisis, si no varias hojas de cálculo en donde se debía ingresar nuevamente los datos de entrada, lo que implicaba la búsqueda de información y reproceso lo que podía afectar el resultado final y prolongación de tiempo. Dada la cantidad de información y de factores que hay que tener en cuenta en los diseños para una subestación el desarrollo de un aplicativo que lo realice de forma familiar, rápida y segura lo convierte en una herramienta de mucha utilidad para el personal del DD-GERS ya que mejorara el rendimiento y la calidad de los diseños de las subestaciones. Tomando como referencia las dos herramientas de cómputo para el Dimensionamiento de Subestaciones llamada DimeSEMT, desarrollada como trabajo de grado por el Ingeniero (Linares, 2009)y en actualización por el estudiante (Sotelo, 2010)en una segunda versión en lenguaje Java. Tomando como referencia estos aplicativos y siguiendo los procedimientos y recomendaciones exigidas en el RETIE, la norma NTC 2050 y los apuntes de clase de esta materia en la Universidad, para el dimensionamiento de subestaciones eléctricas se desarrolló este aplicativo. Este aplicativo se llama “Dimensionamiento de Subestaciones de Alta Tensión”, para lo cual se elaboraron rutinas que complementaran el dimensionamiento de las subestaciones tipo intemperie. También fue necesario estudiar sobre la normatividad vigente que se rige en Colombia con respecto a las subestaciones eléctricas de alta tensión.

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Una vez se definieron las rutinas necesarias para el desarrollo de este trabajo de grado y se cumpliera con la normatividad se realizó la elaboración de los procedimientos en Microsoft Access. Por último se elaboró el manual del usuario, para que estudiantes, profesores o interesados en el tema puedan ejecutar el aplicativo de una forma fácil y práctica.

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1. PRESENTACIÓN DEL PROYECTO Dada la necesidad de ejecutar con mayor celeridad algunos procesos en el diseño de subestaciones eléctricas de alta tensión (57.5 ≤ V ≤ 230 kV) y que no requieren del análisis profundo del profesional, surge la idea de agilizarlos empleando herramientas computacionales que agrupen y calculen las fórmulas asociadas con dichos diseños. 1.1 ESTRUCTURA DEL PROYECTO Para la estructuración del proyecto y del trabajo de grado se tomó como punto de partida el desarrollo lógico y sistemático que se tiene en el diseño de subestaciones y para ello se le dio el siguiente orden: Capítulo 1: Estructura, delimitación, formulación, justificación y objetivos del proyecto. Capítulo 2: Se realiza una revisión del estado arte y antecedentes del proyecto, se determinan las limitaciones y oportunidades de investigación en este tema. Capítulo 3: Marco teórico relacionado con los diferentes conceptos y temas necesarios para el desarrollo de la herramienta, como son componentes de los sistemas eléctricos de potencia, la programación de computadoras y el uso de software, entre otros. Capítulo 4: Se describe el dimensionamiento de las subestación eléctrica y como está conformada. Capítulo 5: Manual del usuario. 1.2 DELIMITACIÓN DEL PROYECTO Para el desarrollo de este proyecto se consideraron aquellos procedimientos que se requieren para llevar a cabo el diseño de una subestación y que actualmente no se tiene un software en DD-GERS, como son:

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Las distancias de seguridad. La coordinación de aislamiento. El dimensionamiento de cárcamos. El cálculo de conductores. El dimensionamiento de transformadores de corriente (t.c.) El dimensionamiento de transformadores de tensión (t.t.). Teniendo en cuenta lo anterior no serán del alcance de este proyecto los siguientes diseños: Sistema de puesta a tierra. Sistema de protección contra rayos (apantallamiento). Servicios auxiliares. Sistema de control, medida, protección y comunicaciones. 1.3 FORMULACIÓN DEL PROYECTO Teniendo en cuenta que existe un incremento en las exigencias sobre la demanda de energía, los grandes riesgos que implica la falta de capacitación en el área de dimensionamiento de subestaciones eléctricas y que el Departamento de Diseños eléctricos de la empresa GERS, actualmente elabora los diseños de una forma manual que consumen mucho tiempo y recursos, por ello se requiere agilizar algunos procesos del diseño para cubrir esas necesidades. Adicionalmente, el competitivo mundo de las empresas dedicadas al diseño de subestaciones la utilización de una herramienta para los diseños es muy importante para reducir el tiempo y por tanto el costo del diseño. Por otra parte, la legislación colombiana respecto a la responsabilidad civil y penal de los diseñadores del sistema eléctrico son cada vez más exigentes razón por lo cual depender sólo del proceso manual para el diseño es dispendioso y riesgoso.

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2. JUSTIFICACIÓN DEL PROYECTO Con el fin de optimizar tiempo y calidad de los diseños nace en la empresa GERS la necesidad de crear o implementar una herramienta, la cual facilite y mejore los tiempos en el diseño de subestaciones para el personal del Departamento de Diseños. La versión a desarrollar se realizará en una aplicación de Microsoft Office Access, la cual GERS tiene licenciada y cuenta con personal capacitado, esto permite estar actualizando partiendo de los desarrollados previos (versión 1 y 2) pero completando las rutinas esta vez para subestaciones de alta tensión. Esta herramienta ayudará a agilizar las actividades que se desarrollan a la hora de dimensionar y diseñar las subestaciones, reduciendo los tiempos de entrega y los costos económicos a la hora de realizar una oferta y permitirá generar las memorias de cálculo digitales, sencillas, confiables y seguras, cumpliendo con los requerimientos del cliente en un menor tiempo. La posibilidad de conseguir reducciones de los tiempos y costos constituye un gran beneficio para la empresa, ya que esto la hace más competitiva con relación a las otras empresas que ofrecen los mismos servicios. Teniendo en cuenta que GERS es una empresa certificada en ISO 9001,sus indicadores han arrojado que se deben mejorar los tiempos de entrega de sus trabajos, para ello han estudiado varias posibilidades de mejora, entre ellas la implementando este aplicativo como complemento de sus otras herramientas y así mejorar la calidad del servicio. Con este proyecto la empresa GERS, pretende dar un orden metodológico o sistemático a las actividades que se realizan en el diseño de las subestaciones, aprovechando de la mejor manera todos los beneficios que brinda un aplicativo obteniendo así un mejor diseño.

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3. OBJETIVOS DEL PROYECTO 3.1. OBJETIVO GENERAL Diseñar una aplicación informática en Microsoft Office Access que permita a los usuarios desarrollar el dimensionamiento de subestaciones eléctricas tipo intemperie de alta tensión (57.5 ≤ V ≤ 230 kV). 3.2.OBJETIVOS ESPECÍFICOS

Elaborar rutinas complementarias para adecuar el dimensionamiento de las subestaciones eléctricas tipo intemperie de alta tensión.

Estudiar e implementar la Norma Técnica Colombiana, NTC 2050 y el Reglamento Técnico de instalaciones Eléctricas, RETIE.

Elaborar procedimientos en Microsoft Office Access, que se emplean para diseñar una subestación eléctrica, empleando para ello la normatividad dispuesta en el RETIE y el Código Eléctrico Colombiano NTC 2050.

Elaborar el manual del usuario.

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4. ANTECEDENTES Según Enrique Harper con la invención de la lámpara eléctrica en 1879 por Thomas Alva Edison, la industria eléctrica ha tenido un desarrollo importante hasta la aparición de las computadoras en los años 50´s. En 1882 se dio el inicio de la conformación de los sistemas eléctricos, cuando Edison puso en servicio la primera central eléctrica en Lower Manhattan y en ese mismo año en Londres Inglaterra se dio al servicio el Primer sistema de suministro de energía eléctrica público. Los sistemas eran de corriente directa por tanto las centrales generadoras debían estar cerca de la carga. Hacia 1888 se inició la aplicación de la corriente alterna bajo la dirección de George Westinghouse y se resolvió el problema del paralelismo en las máquinas de corriente alterna, dándose inicio a la fabricación de transformadores Stanley siendo este el principio de los sistemas de transmisión y distribución de energía eléctrica y la aparición de las subestaciones. Según (PEREZ Carretero, 2007), la tecnología eléctrica y sus avances han permitido que la naturaleza de las subestaciones haya evolucionado a lo largo de los años. Las causas han sido varias pero se podría decir que todas se remiten al aumento del consumo energético individual en los países desarrollados, al aumento de la población y a la mayor dependencia de la electricidad como vector energético. Las tres han impulsado la necesidad de suministrar mayor energía en las viviendas y en la industria y para ello, una mayor generación de electricidad. Inicialmente se dio la producción a gran escala empleando el carbón como fuente de energía, debido al precio económico, posteriormente del petróleo y de la energía nuclear, pero todas ellas requieren de plantas de generación de gran escala para ser viables y obtener unos rendimientos de funcionamiento aceptables. La generación hidráulica también es gran escala, dado que sólo podría estar situada en enclaves determinados con saltos y caudales que lo permitan. Durante el siglo XX en toda Europa se va produciendo la concentración de población en las grandes ciudades, además el crecimiento demográfico y de desarrollo al que se ven sometidos los países, motivos que obligan a tener grandes puntos de generación y se requiere unos flujos de energía elevados. El envío de energía a través de líneas eléctricas, debido a la resistencia de los conductores genera muchas pérdidas y por ello se busca, para reducirlas, bajar las intensidades elevando las tensiones.

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Afirma (Gutierrez, 2009)que el incremento de las tensiones ha requerido de investigación para establecer nuevos sistemas de aislamiento, mejora de protección, de la implantación y del diseño de dispositivos. Las subestaciones como elementos de operación del sistema de transporte han tenido que acompañar el proceso de incremento de tensiones y potencias, por ello el avance en este campo implicaba directamente mejoras en las subestaciones, en los equipos y dentro del núcleo urbano donde aparecen los problemas de espacio y seguridad. (VIVANCO, 2010)comenta que la disponibilidad de cables de potencia para alta tensión (aceite fluido) a partir del año 1920 hizo posible la construcción de subestaciones de tipo interior integradas en el casco urbano de las ciudades, sin embargo los equipos empleados en estas subestaciones, no lograron mayores reducciones con respecto a las instalaciones convencionales. Hacia 1950 se desarrollaron tecnologías para la construcción de barras aisladas que permitieron una cierta reducción del tamaño de las instalaciones, condicionadas aún a la utilización de equipos de interior, que si bien estaba especialmente diseñada para este tipo de subestaciones, no hacía posible una reducción significativa de las dimensiones. (SOILBELSON, 2012)informa que las instalaciones blindadas a gas (GIS) están en constante evolución desde su aparición en 1960, cuando se empleó el gas (SF6) como agente de extinción y aislante, la tecnología se encuentra muy avanzada aunque en constante desarrollo. El desarrollo de elementos de corte de suministro utilizando el SF6 ha permitido el flujo de potencia de manera más segura, sin embargo el SF6 es un gas invernadero, por tanto lo más probable es que el siguiente avance se encuentre en el cambio del gas aislante. Con el desarrollo y avance de las subestaciones, elementos que la componen y los conductores se ha dado el trabajo paralelo con los transformadores de potencia, (Braun, 1992.)presenta la siguiente reseña histórica de los transformadores: El primer transformador fue construido por M. Faraday (1831) cuando realizó

los experimentos en los que descubrió la inducción electromagnética.

En 1878 el científico ruso P. N. Yablochkov construyó la primera planta comercial para la alimentación de un nuevo tipo de lámparas eléctricas inventadas por él, creó en cooperación con los talleres GrammeEngineering Works de Francia un generador síncrono y para mejorar el trabajo de la instalación, fabricó un transformador que tenía un circuito magnético abierto.

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En 1882 Lucien H. Gaulard, inventor francés y John D. Gibbs, ingeniero inglés, obtuvieron una patente para un dispositivo que llamaron generador secundario. El sistema que ellos patentaron fue una versión poco práctica de lo que actualmente se llama transformador.

Entre 1883 y 1884 los húngaros: Otto T. Bláthy, Max Déri y Karl Zipernowski,

mejoraron el diseño del transformador y en 1885 presentaron en la exposición Nacional Húngara (en Budapest), lo que resultó ser prototipo del sistema de iluminación que se utiliza en la actualidad.

En 1884 Westinghouse contrató a William Stanley y en 1885 Stanley ya había

diseñado varios tipos de transformadores superiores a los de los húngaros. Stanley construyó con la ayuda de otros científicos, transformadores con laminillas de hierro, las cuales disminuían las pérdidas de energía.

En 1886 entró en operación una planta construida bajo la dirección de Stanley

en el pueblo de Great Barrington, Massachussetts. Esta planta operó con CA, con un generador de 500 volts y alimentó un conjunto de lámparas a una distancia de 2 km. Utilizando transformadores redujeron la tensión a 100 V, que es el valor que se requiere para hacer funcionar las lámparas. De esta manera Westinghouse inició la manufactura y venta de equipos para distribuir electricidad de CA.

En 1891 en ingeniero Braun (director de los talleres Oerlikon de Suiza)

construyó el primer transformador de 30 kV sumergido en aceite.

Lo anterior relacionado con la evolución histórica del manejo de la energía eléctrica, subestaciones y los transformadores, para el desarrollo de este documento también es necesario realizar un recuento de los trabajos realizados en el campo del diseño de subestaciones, una subestación es la parte de una red eléctrica encargada de dirigir y transformar el flujo de la energía. De ella salen y a ella confluyen líneas de igual o diferente tensión. Está compuesta por una serie de equipos eléctricos que sirven para la explotación y protección de la subestación. Nuevas tecnologías Los procesos de diseños han evolucionado notablemente sobre nuevas tendencias pedagógicas en aplicativos para el dimensionamiento de subestaciones eléctricas.

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Actualmente, encontramos diferentes tipos de aplicativos que ayudan al diseño de subestaciones de forma independiente, es decir, aplicativos que se encargan del dimensionamiento o cálculo de: Líneas de transmisión y distribución. Nivel de riesgo para el apantallamiento. Sistema de puesta a tierra. Dimensionamiento de conductores. Instalaciones eléctricas, entre otros. A continuación, se describirán algunos aplicativos que encontramos en el mercado: 4.1 SISTEMA PARA EL DISEÑO DE SUBESTACIONES ELÉCTRICAS DE DISTRIBUCIÓN CON APOYO DE HERRAMIENTAS CAD (SIDSEDI) (Benjamin, 2011)diseñaron un sistema integrado con herramientas de software CAD, realidad virtual e ingeniería de costos, cuya funcionalidad es apoyar el diseño de subestaciones eléctricas nuevas de bajo perfil. El sistema permite la configuración de arreglos normalizados de subestaciones, visualización tridimensional interactiva y cálculo de volumetría para la estimación de costos de la obra. Así mismo permite crear los planos electromecánicos y civiles, lista de equipos y materiales, así como catálogos de conceptos. El sistema ofrece los siguientes beneficios: Promueve la estandarización de procedimientos para el diseño de

subestaciones. Apoya la ingeniería de diseño y la estimación de costos para la toma oportuna

de decisiones. Permite la demostración de las obras a las autoridades gubernamentales y

agrupaciones civiles, para su convencimiento de la construcción de la obra. Disminuye tiempo y esfuerzo para realizar los proyectos de subestaciones. Ofrece visualización previa de proyectos en tercera dimensión, para la

identificación de posibles errores antes de la etapa de construcción.

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4.2 DISEÑO DE LA INFRAESTRUCTURA DE SUBESTACIONES INTELIGENTES (BENTLEY SUBSTATION V8I) (Bentley)es unsistema integrado con herramientas de software CAD representa una solución para la ingeniería en el área de diseño de subestaciones. Combinando el entorno de diseño eléctrico y físico en una sola aplicación que utiliza una base de datos común, tiene el potencial de acortar los plazos relacionados con el proceso de diseño, resultando en una incremento medible en la productividad. Proporciona retroalimentación durante el proceso de diseño para facilitar las mejores decisiones y evitar repetir el trabajo. Se interactúa de forma transparente con las plataformas de SIG de múltiples y apoya la colaboración de forma nativa leer, escribir, y hacer referencia a archivos DWG. El sistema ofrece los siguientes beneficios: Modelos de información de subestaciones inteligentes que permiten a los

usuarios distribuidos trabajar de forma eficaz con los datos federados en un solo entorno.

El conjunto más completo de diseño de subestaciones y herramientas de diseño disponibles con una interfaz de usuarios gráfica común, haciendo que el software sea fácil de aprender.

Integración dentro del sistema ProjectWise para conectar a las personas e información a fin de facilitar la administración del contenido de diseño y la colaboración en equipo en apoyo de los flujos de trabajo mejorados.(Bentley)

4.3 APLICATIVOS EN LA UNIVERSIDAD En la actualidad, la Universidad Autónoma de Occidente cuenta con dos herramientas para el dimensionamiento de subestaciones eléctricas de Media Tensión llamadas DimeSEMT y realizadas en dos plataformas diferentes, la primera se desarrolló en ambiente de programación Microsoft Excel y la segunda DimeSEMTversión 2 en Java, NetBeans IDE 6.7.1 lenguaje de programación muy conocido y utilizado por gran cantidad de plataformas, desarrollada como trabajo de grado por el Ingeniero (Linares, 2009). Y en actualización por el estudiante José Richard Sotelo en una segunda versión en lenguaje Java.

31

5. MARCO DE REFERENCIA 5.1. MARCO TEÓRICO1 5.2. DISEÑO DE SUBESTACIONES En los siguientes numerales se efectúa una breve descripción de los conceptos más influyentes en este trabajo de grado. 5.2.1 Clasificación de los diseños. De acuerdo con (GERS, 2001) los procedimientos de diseño para cada etapa de desarrollo de una subestación, se clasifican así: Diseño preliminar: Se define un marco conceptual del proyecto con el fin de

hacer recomendaciones al cliente y presupuestar opciones. El diseño o Ingeniería preliminar abarca solamente aspectos fundamentales que inciden sobre la viabilidad del proyecto, ofreciendo como resultado aspectos técnicos y económicos para el desarrollo del Diseño Básico, se maneja un margen de error del 30%.

Diseño básico:Defineuna filosofía y generalidades de los requerimientos de

equipos incluyendo especificaciones técnicas y memorias de cálculo. Incluye conceptos, criterios y metodología para llevar a cabo el proyecto. Como resultado se obtienen los pliegos y planos para licitar la obra, se maneja un margen de error del 10%.

Diseño de detalle: Es el diseño que sirve de base para la construcción y

montaje de la obra.Incluye la definición de los siguientes aspectos:

Características técnicas de los equipos a utilizar. Ubicación detallada de los equipos. Número definido de equipos. Conexionado externo y alambrado en el interior de los tableros de los equipos.

5.2.2. Clasificación de los niveles de tensión.De acuerdo al Artículo 9 (RETIE, 2008)y a la Norma (NTC 1340, 2004), los niveles de tensión para alta tensión se clasifican en la Cuadro 1

1 Para el desarrollo del capítulo 3 se tomaron varias referencias tales como: (RETIE, 2008),

(Aponte, 2005), (Ramirez, 1991), (PEREZ Carretero, 2007), (Rangel, 2010), (Harper, 1993) y (Martin, 1992).

32

Cuadro 1. Niveles de tensión.

5.2.3. Definición de una subestación. De acuerdo con (Aragón, 2010), una subestación es un nodo dentro del sistema de potencia dotado de equipos de maniobra, protección, medida, control y comunicaciones desde el cual se puede modificar la topología de dicho sistema eléctrico de distribución para propósitos de operación, mantenimiento y atención a fallas. 5.2.4 Características de operación de las subestaciones.Tomando como referencia (Aponte, 2005) a continuación se determinan las condiciones que se deben tener en cuenta en la configuración una subestación: Flexibilidad Operativa: La flexibilidad es la propiedad de la instalación para

acomodarse a las diferentes condiciones que se puedan presentar, bien sea por mantenimiento, por cambios en el sistema o por fallas.

Confiabilidad: La confiabilidad se define como la propiedad de que una

subestación pueda mantener el suministro de energía, bajo la condición que al menos un componente de la subestación pueda repararse durante la operación.

Seguridad:La seguridad es la propiedad de una instalación de operar

adecuadamente bajo condiciones normales y anormales de manera que se evite el daño en los equipos o riesgo para las personas.

5.2.5 Clasificación de las subestaciones.Las Subestaciones se clasifican unos criterios básicos que se resumen en el Cuadro 2.En la

Cuadro 3 se muestran fotos de las subestacionesclasificadas por su tecnología. (Aponte, 2005).

Alta tensión AT 57.5 ≤ Um ≤ 230 kV

Extra alta tensión EAT Um > a 230 kV

Niveles de

tensión

33

Cuadro 2. Clasificación de subestaciones.

Generación o

centrales eléctricas:

Transformar la tensión a niveles altos para

lograr reducción de la corriente.

Transmisión o

receptoras primarias:

Interconectar las diferentes líneas de

transmisión y reducen la tensión para la

alimentación de los sistemas de

subtransmisión o las redes de distribución.

Subestación de transformación:

La tensión de salida es diferente de la de

entrada; estas son las que permiten elevar

o reducir los niveles de tensión desde los

puntos de generación, pasando por lo

niveles más altos de transmisión, hasta lo

niveles más bajos de subtransmisión o

distribución.

Subestación de maniobra:

Su función es unir algunas líneas de

transporte con otras de distribución, con el

propósito de dar mayor confiabilidad y

continuidad al servicio; el nivel de tensión

es uno solo, por lo tanto no se utilizan

transformadores de potencia que eleven o

reduzcan el voltaje.

Subestaciones tipo interior:

Sus elementos constitutivos estan

diseñados para operar al interior de

edificios apropiados.

Subestaciones tipo exterior o a la

Intemperie:

Sus elementos constitutivos estan

diseñados para funcionar bajo condiciones

atmosfericas adversas.

Subestaciones tipo blindado:

Sus elementos constitutivos se encuentran

integrados y montados en fábrica,

protegidos pantallas metálicas aislados en

gas lo que hace que se puedan construir

en espacios muy reducido, comparados

con los de tipo exterior.

Subestación AIS:Son las de tipo exterior o intemerie.

Aisladas en aire. Foto 1.

Subestación GIS: Son las de tipo blindado. Aisladas en SF6.

Foto 2.

Subestación prefabricados:

Son aquellas compactas y modulares que

constan de dispositivos tanto de medida

como de seccionamiento o protección de

sobretensiones. Foto 3.

Subestación híbridas:Son aquellas que presenta características

de ambas tecnologías AIS y GIS. Foto 4.

Subestación móviles:

Se caracteriza porque todo el conjunto de

equipos esta instalado sobre un remolque.

Foto 5.

Clasificación de

subestaciones

Función

Son estaciones que

transforman la tensión

dentro del sistema de

potencia, a valores

adecuados para su

transporte o utilización.

Operación

Por su montaje

Por su tecnología

Construcción

34

Cuadro 3. Fotos de subestaciones según su tecnología

Foto 1Subestación AIS

Fuente: http://electrica092.blogspot.com/2010/06/sistemas-electricos-de-potencia-ipaper.html

Foto 2Subestación GIS

Fuente:http://ingenieriaelectricaexplicada.blogspot.com/2009/11/introduccion-las-subestaciones-aisladas.html

Foto 3Subestación Prefabricada.

Fuente: http://www.iit.upcomillas.es/pfc/resume

nes/4a4ee01e6f57.pdf

Foto 4. Subestación Híbrida

Fuente: http://www.iit.upcomillas.es/pfc/resumen

es/46e9219f4524b.pdf

35

Foto 5.Subestación Móvil

Fuente:Ingeniería eléctrica explicada[en línea][consultado 2 de junio de 2012]Disponible en internet: http://ingenieriaelectricaexplicada.blogspot.com/2009/11/estaciones-transformadoras-moviles.html

5.2.6. Principales elementos de una subestación. Es importante conocer cuáles son los principales componentes de una subestaciones eléctricas, así como la función que desempeña en el sistema, en el Esquema 1 se muestra las partes que conforman una subestación. En Colombia las subestaciones más usadas para alta tensión y extra alta tensión son del tipo convencional las cuáles serán las de este proyecto.

36

Esquema 1. Componentes de una subestación

5.2.7. Funcionalidad de los equipos de una subestación. En el Esquema 2 se resumen las funciones de los equipos que componen una subestación.

Pararrayos

Interruptor

Seccionador

Transformador de potencia

Tensión

Corriente

Barrajes y estructuras

Equipos de tablero

Es el conjunto de equipos de control,

medición y protección, indicadores

luminosos y alarmas, instalados en el

edificio de control y soportados por las

celdas y tableros de la subestación.

Su función es facilitar

la supervisión y

manejo de la

subestación.

Servicio de DC:

Interruptores, tableros,

baterías, alumbrado de

emergencia, cargadores.

Servicio AC:

Calefacción, alumbrado, aire

acondicionado, ventilación,

sistemas contra incendio.

Otros

Edificio de control

Sistema de puesta a tierra

Sistema de apantallamiento

el conjunto de equipos

pertenecientes a una misma

salida de la subestación se

denomina "Campo" o "Bahía",

Equipos auxiliares

Son todo el conjunto de instalaciones

formadas por las fuentes de alimentación

de corriente continua y de corriente alterna,

de baja tensión que se utilizan para

energizar los sistemas de control,

protección, señalización, alarmas y

alumbrado de una subestación, así como el

sistema contra incendio

Componentes

de una

subestación

Transformadores de Instrumento

Equipos de patio

37

Esquema 2. Características de los equipos

A continuación, se presentan las principales características físicas y eléctricas de los equipos de patio, las definiciones y funciones de acuerdo con las necesidades y requerimientos del sistema:

Transformador De Potencia. Es lamáquina eléctrica más importante de una subestación su función principal es la de elevar o disminuir los niveles de tensión. En la ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia., se muestra un transformador de potencia.

Pararrayos Drenar - sobretensiones

InterruptorManiobra Cierre / Apertura

Trabaja bajo corriente

Maniobra

Seguridad -

separación

Trabaja sin corriente

Puesta a tierra

Seguridad - Puesta a

tierra

Trabaja sin corriente

Transformador de

potencia

Convierte los

valores de

tensión

Corriente Medición - detención

Inductivos

CapacitivosMedición

Transformadores de

Instrumento

Fución de los equipos

de una bahía o campo.

Seccionador

Tensión

38

Foto 6. Transformador de potencia

Fuente:Siemens[en línea][consultado 2 de junio de 2012]Disponible en internet:http://www.directindustry.es/prod/siemens-ps-power-transmission-solutions/desconectores-de-alta-tension-para-exteriores-32878-724265.html Los transformadores se pueden dividir en dos grupos: Transformadores con aislamiento seco: Tienen su parte activa con un medio

aislante gaseoso (aire). Son usados generalmente para potencias hasta algunos kVA.

Transformadores con aislamiento en aceite: Su parte activa esta sumergida en

aceite mineral (derivados del petróleo). No tienen limitación ni en potencia ni en tensión.

Interruptor. Son dispositivos mecánicos ( Foto 7yFoto 8) que tienen la capacidad de conducir, interrumpir y establecer corrienteen condiciones normales de corriente y bajo circunstancias anormales como las de cortocircuito pueden interrumpir y establecer una parte del sistema de potencia.

39

Foto 7. Interruptor de tanque vivo con dos cámaras de extinción en serie

Fuente:http://electricidad-viatger.blogspot.com/2008/05/aparamenta-elctrica.html Foto 8. Interruptor de tanque muerto

Fuente: Electricidad."El cerebro no es un vaso por llenar, sino una lámpara por encender".

Plutarco, escritor griego[en linea][consultado 2 de junio de 2012]Disponible en internet:

http://www.abb.com/cawp/seitp202/ec56175bcf3ef15ac125789900574545.aspx

40

En el Esquema 3, se describen los tipos de interruptores de acuerdo a su instalación, diseño, medio de interrupción y operación: Esquema 3Tipo de interruptores.

Interior

Exterior

Tanque vivo

Tanque muerto

Gran volumen de aceite

Pequeño volumen de aceite

Interruptor de hexafluoruro de azufre (SF6)

Resortes

Neumático

Hidráulico

Hexafluoruro de azufre (SF6)

Interruptor de aceite

Interruptor de aire comprimido

Según su diseño

externo

Tipo de

Interruptores

Según el sitio de

intalación

Según el medio de

interrupción

Según el mecanismo

de operación

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Seccionador. Son dispositivos mecánicos para aislar o efectuar cortes visibles entre los diferentes elementos que componen la subestación (Foto 9). Estos equipos permiten efectuar varias formas de conexión entre las líneas, barrajes u equipos, dando al esquema de la subestación la característica más importante.

Los seccionadores a diferencia de los interruptores deben de operar sin carga y su apertura es visible. Foto 9. Seccionador de rotación central

Fuente:Eltrotec.Equipos de alta tensión[en liena][consultado 2 de junio de 2012]Dsiponible en internet:http://www.eltrotec.com.pe/?p=81 En elEsquema 4, se presenta la clasificación de los seccionadores de acuerdo a su función construcción y mecanismo de operación.

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Esquema 4. Clasificación de los seccionadores

Transformadores de medición. Los transformadores de medición tienen como función alimentar instrumentos demedida, indicadores, registradores, integradores, relés de protección oaparatos análogos.

Seccionador de maniobra.

Seccionador de tierra.

Seccionador de operación en carga.

Seccionador de puesta a tierra rápida.

Seccionador de apertura central.

Seccionador de doble apertura o rotación central.

Seccionador de apertura vertical.

Seccionador tipo pantógrafo y semipantógrafo.

Motorizado.

Seccionador de Línea: Se ubica en la bahía de línea.

Secciondor de barra:Se ubica entre la barra y el interruptor

de barra.

Seccionador de puesta a

tierra:

Se ubica unicamente en en la bahía de

línea acompañando al seccionador de

línea.

Seccionador de acople o

derivación:

Se ubica en las bahía de acople o

derivación.

Seccionador de medio

diametro:

Se ubica en configuraciones de doble

barra con interruptor y medio, en

ambos lados del interruptor de medio

diametro.

Tipo de

Seccionadores

Según su ubicación:

Según su construcción

Según su mecanismo de

operación:Manual.

Según su función:

43

Según la magnitud en juego se clasifican en transformadores de tensión y de corriente:

Transformador de tensión. Son equipos que tienenla capacidad de reducir la tensión a niveles bajos para alimentar los equipos de medición y control (Foto 10).

Existen dos tipos de transformadores: Capacitivos: Por su capacidad de filtrar y sintonizar frecuencias, son aptos para

teleprotección y no es apropiado para esquemas de protección, debido a que no detecta con rapidez los cambios de tensión.

Inductivos: Por su rápida respuesta son utilizados en esquemas de protección. Foto 10. Transformador de tensión

Fuente:El salón virtual de la Industria [en linea][consultado 2 de junio de 2012]Disponible en internet: http://www.directindustry.es/fabricante-industrial/transformador-tension-73040.html

44

Principales características de los transformadores de tensión son: Tensión primaria: Se emplea la tensión inmediata superior al sistema que se

conectará. Tensión secundaria: Generalmente es de 120 V. Carga: Son la cantidad de dispositivos conectados al t.t. Precisión: Es el % de error que un transformador introduce en la medida de

una tensión.

Transformador de corriente

Estos equipos transforman los niveles altos de corriente a valores pequeños para alimentar a 5A los equipos de medición y control. Estos equipos presentan una corriente secundaria cuyomódulo es prácticamente proporcional a la corriente primaria y que difiere enfase en un ángulo próximo a cero (Foto 11). Existen diferentes tipos: Transformadores de corriente para medición. Transformadores de corriente para protección. Transformadores de corriente para protección y medida. Las principales características son: Corriente primaria: Se emplea la corriente normalizada superior a la corriente

circulante en este circuito. Carga en el secundario: Suma de la impedancia total en el secundario que será

la suma de los dispositivos y alimentadores. Precisión: Está determinada por el límite superior del error de corriente,

expresado en %, para la corriente primaria asignada y la carga de precisión asignada.

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Foto 11. Transformador de corriente

Fuente: Transformadores tipo combinado, transformadores e corriente voltaje[en línea][consultado 2 de junio de 2012]Disponible en internet:http://es.jcmiras.net/jcm2/pid-73/

Descargadores. Los descargadores son los equipos destinado a proteger los equipos contrasobretensiones transitorias elevadas y a limitar la duración y frecuentemente laamplitud de la corriente subsiguiente (Foto 12).

Foto 12. Descargadores de sobretensión

Fuente: Ingeniería especializada en Sistematización y mantenimiento[en línea][consultado 2 de junio de 2012]Disponible en internet:http://www.inessman.com/productos_tyco.php

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En el Esquema 5,se clasifican los pararrayos según IEC 60099-4(2001) de acuerdo a las corrientes nominales de descarga. Esquema 5. Clasificación de pararrayos

5.2.8. Tipo de configuraciones. La configuración es el orden que se les da a los equipos electromecánicos que constituyen el patio de conexiones y que pertenecen a un mismo nivel de tensión de una subestación, efectuado de tal forma que su operación permita dar a la subestación diferentes grados de confiabilidad, seguridad y flexibilidad de manejo, transformación y distribución de energía. En el Esquema 6, se describen los tipos de configuraciones las cuales se dividen básicamente en dos tendencias en la europea o conexión de barra y la americana de conexión de interruptores. Cada tendencia deriva diversos tipos de configuraciones.

    Estación: Pararrayos de 10.000 a

20.000 A

    Intermedio o distribución: Pararrayos de 5.000A

    Secundarios:

Pararrayos desde 1.500ª

hasta corrientes menores

que 5.000A.

Clasificación de

pararrayos

47

Esquema 6. Tipo de configuraciones

Barra sencilla.Esta configuración cuenta con un solo barraje al cual se conectan todos los circuitos mediante un interruptor (Figura 1). Entre sus ventajas están que es económica, simple, fácil de proteger, ocupa poco espacio y como desventajas es poco confiable, segura y flexible, características que hacen que no se empleen para en subestaciones principales y de alta tensión.

Barraje sencillo con división de barras

Barraje simple con by-pass

Barraje simple con by-pass de línea

Barraje simple con transferencia

Barraje doble con by-pass

Barraje doble con seccionador de transferencia

Barraje doble con transferencia

Juego de barras

triple

Barraje en anillo

Interruptor y medio

Doble barra con

doble interruptor

Anillo cruzado

Barraje en malla

Interruptor y tres cuartos

Pirámide

Doble transferencia

Americana

Barraje sencillo o

simple

Barraje doble

Interruptores

Tendencias

Europea

Otras configuraciones

Barras

48

Figura 1 Barra sencilla

El depender de una sola barra principal puede ocasionar paradas graves en el caso de un fallo en el interruptor o en la barra. Se debe dejar sin tensión la subestación para la ampliación de la barra. Aunque el sistema de relés de protección es relativamente sencillo, la disposición de simple barra se considera que carece de flexibilidad y que está expuesta a parada total. Barra principal más transferencia: Esta configuración consiste en adicionar

un barraje auxiliar y un interruptor a la barra sencilla con el objetivo de mejorar la confiabilidad y la flexibilidad a la configuración anterior. Esta configuración permite realizar el mantenimiento de un interruptor sustituyendo sus funciones por el interruptor de transferencia y así no desenergizar ese circuito (Figura 2).

Figura 2. Barra principal y barra de transferencia

La desventaja de esta configuración radica en si en alguna ocasión se requiere hacer mantenimiento en la barra principal, no queda ningún interruptor de circuito

49

para proteger los circuitos de alimentación. Cualquier fallo de interruptor o de la barra principal dejaría fuera de servicio a la subestación. Aunque esta disposición es de bajo costo, soluciona bastantelos problemas de la barra simple. Aun así, no llega a los altos grados de seguridad de servicio y flexibilidad requeridos actualmente por el Sistema Eléctrico. Este tipo de barraje se utiliza en subestaciones intermedias de transmisión o subtransmisión por tener mayor flexibilidad en operación y continuidad del servicio. Doble barra. En laFigura 3 se muestra la configuración de barra doble, la cual

está conformada por dos barras sencillas conectada por un interruptor de acoplamiento de barras, este permite transferir un circuito de una barra a la otra manteniendo latensión mediante el accionamiento de los seccionadores de barras cuando está cerrado. El funcionamientonormal de esta topología es con el interruptor de acoplamiento abierto.

Figura 3. Barra doble

Esta configuración no se le explota su flexibilidad pues se usa una de las barras como simple barra de reserva y/o de transferencia, no compensándose así la alta inversión. La seguridad del servicio de la configuración doble barra es baja y por ello esta disposición no se emplea normalmente en subestaciones importantes.

50

Doble barra más seccionador de by-pass.Esta configuración es una doble barra conectada con un seccionador by-pass en las posiciones de línea o de transformador, que puede alimentarse en cualquiera de las dos (Figura 4).

Figura 4 Doble barra más seccionador by-pass.

Esta configuración es la que requiere mayor número de equipo por campo, presenta así mismo posibilidad de operación incorrecta durante las maniobras. En esta configuración, como en doble barraje, comúnmente se usa una de las barras como simple barra de reserva y/o de transferencia. Doble barra más barra de transferencia. Este tipo configuración dispone de

dos barras principales y una de transferencia, equivalente a conjugar la barra simple con transferencia y el doble barraje, lo cual aumenta la confiabilidad y flexibilidad del sistema (Figura 5).

Figura 5 Doble barra más barra de transferencia

51

El módulo de acoplamiento sirve para unir eléctricamente la barra de transferencia con cualquiera de las otras dos barras. Este tipo de configuración presenta el inconveniente de que las maniobras y la lógica de protección son complicadas. Anillo. Esta configuración no tiene barrajes como tal, la conexión de los circuito se realiza sobre un anillo conformado por interruptores como se muestra en la Figura 6.

El espacio físico requerido para este esquema, es mayor que el de barra simple, razón por la que no es común en subestaciones de tensiones muy elevadas. Figura 6 Anillo

Es una configuración es económica, segura y confiable por permitir continuidad del servicio por falla o durante mantenimiento de un interruptor, ya que cada circuito está asociado a dos interruptores, pero sin flexibilidad. Para garantizar la seguridad y la confiablidad es necesario operar todos los interruptores cerrados, por lo tanto, bajo el punto de vista de flexibilidad, esta configuración es similar a la barra sencilla. Interruptor y medio. La disposición de interruptor y medio llamado a veces de triple conexión, tiene tres interruptores (llamado diámetro) en serie entre dos barrajes principales. Dos circuitos están conectados entre los tres interruptores, y a cada uno le corresponde un interruptor más parte del otro que comparten. De aquí el nombre de interruptor y medio. Tiene como ventajas permitir hacer mantenimiento en cualquier interruptor o barraje sin salir de servicio y sin alterar el sistema de protección. Es altamente confiable y seguro tanto por falla en los interruptores, como en los circuitos y en las barras.

52

Figura 7 Interruptor y medio

Al operar con las dos barras energizadas y todos los interruptores cerrados hace que al igual que en la configuración del anillo no sea flexible. La disposición de interruptor y medio (Figura 7) es más cara que las otras, excepto para el caso del esquema doble interruptor doble barra. Sin embargo, es superior en flexibilidad, regularidad y seguridad. Los sistemas de relés de protección son más complejos si se comparan con las otras disposiciones. 5.3. APLICATIVO ACCES Microsoft Access es un sistema de gestión de bases de datos relacionales para los sistemas operativos Microsoft Windows, desarrollado por Microsoft y orientado a ser usado en un entorno personal o en pequeñas organizaciones. Es un componente de la suite ofimática Microsoft Office. Permite crear formularios, ficheros de bases de datos relacionales que pueden ser fácilmente gestionadas por una interfaz gráfica simple. También tiene un entorno gráfico para ver las relaciones entre las diferentes tablas de la base de datos. Además, estas bases de datos pueden ser consultadas por otros programas. Este programa permite manipular los datos en forma de tablas (formadas por filas y columnas), crear relaciones entre tablas, consultas, formularios para introducir datos e informes para presentar la información. 25. Expresiones Trabajar con bases de datos y objetos de bases de datos puede ser complicado para el usuario novel. La información que se proporciona a continuación está pensada para ayudarle a familiarizarse con los componentes que integran Microsoft Access.

53

Bases de datos: definición y funcionamiento

Una base de datos es una recopilación de información relativa a un asunto o propósito particular, si la base de datos no está almacenada en un equipo, o sólo están instaladas partes de la misma, puede que deba hacer un seguimiento de información procedente de varias fuentes en orden a coordinar y organizar la base de datos. 5.4. MARCO LEGAL Normativa Colombiana

En Colombia el diseño y construcción de subestaciones eléctricas está regulado por:

El Reglamento Técnico de instalaciones eléctricas “RETIE”.

Norma técnica colombiana. NTC 2050 (1998). Código Eléctrico Colombiano.

Ley 143 de julio 11 de 1994. Régimen para la generación, interconexión, transmisión, distribución y comercialización de electricidad.

Resolución CREG 025 de 1995. Requisitos técnicos para subestaciones Anexo CC2 del código de redes.

54

6. METODOLOGÍA DE LA INVESTIGACION A continuación, se describe la metodología seguida para el desarrollo de este proyecto, basado en el manual de procedimiento de DD-GERS(Diseño de Subestaciones) y siguiendo los lineamientos del Código de redes, la NTC 2050 y el RETIE. En losEsquema 7, Esquema 8 y Esquema 9, se resumende manera global los pasos que se emplearon parala elaboración de los diseño de subestaciones. Y posteriormente se describen los cálculos que se citaron para el aplicativo en el numeral 1.2. Esquema 7. Diagrama de flujo general

55

Esquema 8Información de entrada

INFO

RM

AC

IÓN

Localización general

Características

generales del sitio

Estudios topográficos.

Estudios Geotécnicos.

Estudios sísmicos.

Resistividad de terreno.

Flujos de carga

Cortocircuito

SobretensionesEstudios del sistema

Datos Generales

Altura, humedad,

temperatura, Precipitación

pluvial, Nivel de descargas

atmosféricas, etc.

Características

Ambientales

Línea

Transformación

Datos de Entrada Ampliación

Nueva

Línea

Transformación

Número de bahías

Bahías futuras

Tipo de subestación

Tensión de diseño

56

Esquema 9 Diagrama de flujo para los diseños de una subestación

6.1. COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO De acuerdo con (Martínez) los equipos e instalaciones eléctricas son sometidos a sobretensiones que pueden afectar su aislamiento y provocar una falla o un daño. Estas sobretensiones se originan como consecuencia de una falla, una maniobra o una descarga atmosférica. Es necesario determinar tanto el nivel de aislamiento que se debe seleccionar para los distintos componentes de un sistema como los medios o dispositivos de protección que es necesario instalar. Todo esto se debe realizar conociendo el comportamiento de los distintos aislamientos frente a todo tipo de sobretensiones. Y por razones similares, la selección y ubicación de los

Dimensionamiento de aisladores

Dimensionamiento de

conductores

Dimensionamiento de

cárcamos

Barraje

Interconexión de

equipos

Selección de

conectores

Sistema de iluminación exterior e

interior

Control, medida y

protección

Disposición fisica

Sistema de puesta a tierra

Equipos de

protección Reles de protección

Selección de equiposCoordinación de

aislamiento

Transformador

Interruptores

Seccionadores

Pararrayos

Transformadores de corriente

t.c.

Transformadores de Tensión

t.t.

Equipos de medida

Equipos de potencia

Sistema de apantallamiento

Distancias de

seguridad

DIM

EN

SIO

NA

MIE

NT

O D

E S

UB

ES

TA

CIÓ

N Selección de

configuración

Digrama unifilar

57

distintos medios de protección sólo se podrá realizar de forma adecuada si se conoce su comportamiento frente a las distintas sobretensiones. La Coordinación de aislamiento la podemos definir tal como aconseja la norma (IEC 60071-2, 1996-12)es la selección de la rigidez dieléctrica de los equipos en relación con las tensiones que pueden aparecer en el sistema en el cual se hallan instalados, teniendo en cuenta las condiciones ambientales de servicio y las características de los dispositivos de protección disponibles. Siguiendo las recomendaciones de la norma (IEC 60071-2, 1996-12), a continuación se establecerá los procedimientos para la selección de los niveles de aislamientoy coordinación de aislamientos de las subestaciones de alta tensión. 6.1.1 Sobretensiones. Para adquirir protección ante tales eventos es necesario definir, las sobretensiones que puedan causarlos. Estos esfuerzos, clasificados de esta manera, tienen diferentes orígenes Cuadro6.

Tensiones permanentes de frecuencia industrial:

Son tensiones de frecuencia industrial que son originadas por la explotación de la red en condiciones normales y al ser tensiones permanentes su duración puede corresponder al tiempo de vida del equipo. Se considera que su valor es igual al de la tensión más elevada de la red (Us), que a su vez, para niveles de altatensión corresponde a la tensión más elevada para equipos (Um).

Sobretensiones temporales: La tensión soportada de coordinación para la tensión permanente a frecuencia industrial es igual a la tensión más elevada fase-fase de la red y esta tensión, dividida por √3 para aislamientos fase-tierra Cuadro 4con una duración igual a la vida en servicio.

58

Cuadro 4. Sobretensiones temporales

Sobretensión transitoria.De corta duración de unos pocos milisegundos o

menos, oscilatoria o no, por lo general altamente amortiguada. Estas se dividen en:

Sobretensiones de frente lento. pueden ser originadas por faltas, maniobras o

descargas directas de rayo sobre los conductores de líneas aéreas (Cuadro 5). Cuadro 5. Sobretensiones de frente lento

Sobretensiones de frente rápido: pueden ser originadas por maniobras, descargas de rayo o faltas.

Sobretensiones de frente muy rápido: pueden ser originadas por faltas o

maniobras en las celdas de aislamiento en gas de las subestaciones (GIS).

Falla Fase - tierra

Fase-Tierra Fase - Tierra Fase - Fase

Urp (kV)=(1.5 Us) / √3 Urp (kV)=(1.4 Us ) / √3 Urp (kV)=(1.4 Us)

Urp (kV)

Rechazo de carga

Urp ( Sobretensiones temporales sugeridas por norma IEC

600071-2)

Uet (kV) Upt (kV)

Fase-tierra Fase-Fase

Uet =(1.25 Ue2- 0.25 p.u.) Uet =(1.25 Up2- 0.43 p.u.)

Los valores calculados a partir de Ue2=1.9 p.u. fase-tierra y

Up2=2.9 fase-fase según lo sugerid por IEC 60071-2 en su

anexo H.

Uet - Upt (Sobretensiones de frente lento que afectan

a todos los equipos)

59

Sobretensiones combinadas: pueden tener cualquiera de los orígenes anteriormente mencionados. Se producen entre fases de una red (sobretensión entre fases) o en la misma fase entre partes separadas de una red (sobretensión longitudinal).

Cuadro6. Tipos y formas de tensiones y sobretensiones2.

Los niveles de aislamiento se pueden describir mediante el nivel de aislamiento normalizado (conjunto de tensiones soportadas normalizadas asociadas a la tensión más elevada en régimen permanente, Um, a la que será sometido el equipo eléctrico). A las tensiones de la gama I (1 kV ≤ Um ≤ 245 kV) se asocian la tensión soportada normalizada de corta duración a frecuencia industrial, medida en kV eficaces, y la tensión soportada normalizada a impulsos tipo rayo, medida en kV cresta (Cuadro 7).

2Ramirez. Op.Cit. pág., 64

60

A las tensiones de la gama II (245 kV<Um) se asocian la tensión soportada normalizada a impulsos tipo maniobra y la tensión soportada normalizada a impulsos tipo rayo, ambas medidas en kV cresta. Cuadro 7. Niveles de aislamiento normalizados para tensiones asignadas del rango I3

Cuadro8. Niveles de aislamiento normalizados para tensiones asignadas del rango II4

3.Norma técnicacolombiana 3274 de 2003 4Ibid.

61

6.1.2 Características de los dispositivos de protección contra las sobretensiones. Los dispositivos de protección contra sobretensionesse basan en: limitar las sobretensiones que se puedan originar y prevenir la apariciónde sobretensiones.

62

El dispositivo más empleado en la limitación de sobretensiones, tanto de origen interno (originadas por maniobras) como de origen externo (causadas por el rayo), es el pararrayos. Existen dos (2) tipos de pararrayos: Pararrayos de SiC Pararrayos de ZnO

El pararrayos más utilizado en la actualidad es el de óxidos metálicos, que se comporta como una resistencia no lineal, cuyo valor es muy elevado cuando la tensión entre sus bornes terminales es inferior a la tensión residual, pero que se reduce drásticamente cuando la tensión entre terminales tiende a superar el valor residual. Dimensionamiento del pararrayos Tensión nominal.

Método general:

(1)

Dónde: KT= 0.8; Para sistemas con neutro efectivamente aterrizados. KT = 1.0; Para sistemas con neutro aislado.

Método calculo pararrayos de ZnO:

Tensión continúa de Operación (COV):

(2)

Sobre tensión temporal (TOV): (3) Dónde: Ke= 1.4; Para sistemas sólidamente aterrizados. Ke = 1.73; Para sistemas aislados.

63

La tensión nominal del pararrayos VNP, se elige al de mayor valor entre VP0 y VPt

, (4)

(5)

Dónde: K0= 0.8; Factor de diseño. Kt = Capacidad del pararrayos contra tensiones temporales depende de la

duración de la sobretensión.

o Kt = 1.15; Para 1 segundo o Kt = 1.10; Para 10 segundo. o Kt = 0.95; Para 2 horas.

Se elige el mayor entre VP0 y VPt, con un margen de seguridad del: 0% para tensiones menores a 100 kV y 5% para tensiones mayores a 100kV.

(6)

Corriente de descarga. La corriente nominal del pararrayos se puede obtener

de la siguiente forma:

, (7)

(8)

6.1.3. Procedimiento coordinación de aislamiento. El procedimiento propuesto en la norma (IEC 60071-2, 1996-12) consiste en seleccionar el nivel de aislamiento normalizado y determinar las distancias en el aire a partir de las tensiones (o sobretensiones) representativas y de los factores que influyen en la soportabilidad del aislamiento. Existen dos (2) métodos de coordinación de aislamiento de sobretensiones transitorias: determinista y estadístico. La aplicación de uno u otro método dependerá de la información disponible sobre el sistema o instalación a estudiar y de la información que es posible estimar sobre las tensiones representativas.

64

Las sobretensiones que se originan en una red eléctrica de alta tensión, fundamentalmente las causadas por maniobras y por descargas atmosféricas, tienen carácter estadístico, y se suelen caracterizar, como ya se ha dicho, mediante una función de densidad probabilidad. 6.1.3.1 Método determinista5. Se aplica normalmente cuando no se dispone de información obtenida de ensayos, de los posibles tasas de fallo del equipo que pueden esperarse en servicio.Con el método determinista: Cuando el aislamiento se caracteriza por su tensión soportada convencional

prevista (Pw= 100%), el valor de soportabilidad.

Se selecciona igual a la tensión soportada de coordinación, obtenida multiplicando la sobretensión representativa (un máximo previsto) por un factor de coordinación Kc, que tiene en cuenta los efectos de las incertidumbres en las hipótesis para estos dos valores (la tensión soportada prevista y la sobretensión representativa).

Cuando, del mismo modo que para aislamiento externo, el aislamiento se caracteriza por la tensión soportada estadística (Pw= 90%), Kc debe tener en cuenta también la diferencia entre esta tensión y la tensión soportada prevista.

6.1.3.2. Método estadístico. Mencionando la norma (IEC 60071-2, 1996-12) el método estadístico se basa en la frecuencia de ocurrencia de un origen específico, la distribución de probabilidad de sobretensión relativa a este origen y la probabilidad de descarga del aislamiento. Alternativamente, el riesgo de fallo puede ser determinado combinando sobretensión y cálculos de probabilidad de descarga simultáneamente, descarga por descarga, tomando en consideración la naturaleza estadística de las sobretensiones y descargas por procedimientos adecuados, por ejemplo, empleando los métodos de Monte Carlo. Por repetición de los cálculos para distintos tipos de aislamientos y para diferentes estados de la red, puede obtenerse la proporción de fallos totales (tasa de indisponibilidad) del sistema debido a fallos del aislamiento. Por tanto, la aplicación de la coordinación estadística del aislamiento aporta la posibilidad de estimar directamente la frecuencia de fallo como función de los factores seleccionados en el diseño del sistema. En principio, incluso la

5International Standar.IEC 60071-2

65

optimización del aislamiento sería posible, si los costes de los cortes pudieran relacionarse con los distintos tipos de fallos. 6.1.3.3. Procedimiento general. En la Cuadro 9, se describen los pasos para realizar en el procedimiento de coordinación de aislamiento propuesto por la (IEC 60071-2, 1996-12)], los cuales se describen a continuación: Estimar de la tensión representativaen los equipos o en la subestación, teniendo en cuenta los niveles de protección proporcionados por los dispositivos de protección instalados y el valor máximo de la tensión de operación:

Para instalaciones de gama I se analizan las sobretensiones temporales y las

de origen atmosférico.

Para instalaciones de gama II se analizan las sobretensiones de frente lento y las de origen atmosférico.

Determinar la tensión soportada de coordinación, que es la tensión soportada

que cumple los criterios de diseño en las condiciones de servicio en que funcionarán los equipos o la instalación. La selección de la tensión soportada de coordinación se basa, por tanto, en la tasa de riesgo aceptada y su cálculo se realizará multiplicando la tensión representativa por el factor de coordinación, Kc, cuyovalor depende del tipo de aislamiento (autorregenerable, no autorregenerable) ydel método de coordinación de aislamiento (determinista, estadístico) que esposible aplicar.

La tensión soportada de coordinación se convierte en la tensión soportada

especificada o requerida, que es la tensión normalizada de ensayo que el aislamientodebe soportar para asegurar que cumplirá con el criterio de diseño. La tensiónsoportada especificada se obtiene multiplicando la tensión soportada de coordinaciónpor un factor de seguridad, Ks, que compensa las diferencias entre lascondiciones reales de servicio y las de ensayo a tensiones soportadas normalizadas.En el caso de aislamiento externo también se aplicará un factor de correcciónatmosférico, Ka, que tenga en cuenta las diferencias entre las condicionesambientales de servicio y las normalizadas.

Seleccionar el conjunto de tensiones soportadas normalizadas que satisfacenlas tensiones soportadas especificadas. La tensión soportada normalizada es latensión aplicada en un ensayo de tensión normalizado, y su selección permite justificar que el aislamiento aguantará las tensiones soportadas especificadas que fueron estimadas en el paso anterior. La tensión

66

soportada normalizada puede elegirse para la misma forma de onda normalizada que la tensión soportada especificada (continua, tipo maniobra, tipo rayo) o para una forma de onda distinta mediante la aplicación del factor de conversión de ensayo, Kt.

Finalmente, se selecciona el nivel de aislamiento normalizado, es decir el nivel de aislamiento asignado cuyas tensiones soportadas normalizadas están asociadas a la tensión de operación más elevada según la clasificación de la (IEC 60071-2, 1996-12).

Cuadro 9. Procedimiento Coordinación de aislamiento.

Fuente:MARTINEZ VELASCO; Juan A. Coordinación de aislamiento. Documento en PDF [ene

linea][consultado 2 de junio de 2012]Disponible en internet: internbethttp://novella.mhhe.com/sites/dl/free/8448166973/572353/cap01_muestra_Martinez_9788448166977.pdf

6.2. DISTANCIAS DE SEGURIDAD Los principales factores a considerar en el dimensionamiento de una subestación son las distancias mínimas en el aire para garantizar un nivel de aislamiento adecuado y las distancias de seguridadpara las labores de revisión y

67

mantenimiento sin peligro alguno para el personal.A continuación se determinaran cada una de ellas: 6.2.1 Calculo de distancias mínimas en aire.La gran mayoría de subestaciones en Colombia son de tipo intemperie por lo que el medio aislante que se emplea es la distancia del aire. Por tal razón es necesario determinar de forma correcta las distancias a través del aire, ya sea entre fase-fase o fase-tierra. Teniendo en cuenta la definición de distancias mínimas en el aire, la soportabilidad ante los impulsos de tensión de sobretensiones transitorias de frente rápido (Impulso atmosférico) o BIL, debe ser mayor o igual que (≥) que los valores señalados en la norma (IEC 60071-2, 1996-12) define los niveles de aislamiento normalizados a las tensiones de soportabilidad asignadas de impulso atmosférico y de frecuencia industrial de corta duración para instalaciones eléctricas cuyos equipos está sometidos a una Um< 300 kV (Rango I). En el rango I, las distancias de aire fase-tierra y fase-fase aplicables en servicio se determinan según el BIL calculado en la coordinación de aislamiento. Los cuadros 11 y

Cuadro12 presentan los valores establecidos en la recomendación de (IEC 60071-2, 1996-12) para las separaciones mínimas en aire fase-tierra y fase-fase para los diferentes valores de los niveles normalizados de aislamiento al impulso tipo rayo y al impulso tipo maniobra.

68

Cuadro10. correlaciona entre las tensiones soportadas a impulso tipo maniobra y las distancias en el aire mínimas fase-tierra. (IEC 60071-2, 1996-12)

Cuadro 11. Correlación entre las tensiones soportadas a impulso tipo maniobra normalizadas y las distancias en el aire mínimas entre fases. (IEC 60071-2, 1996-12).

69

Cuadro12. Correlación entre las tensiones soportadas a impulso tipo rayo normalizadas y las distancias en el aire mínimas.(IEC 60071-2, 1996-12)

70

6.2.2. Cálculo distancias de seguridad. Las distancias mínimas de seguridad son aquellos espacios que se deben conservar en las subestaciones para que el personal pueda circular y efectuar maniobras sin que exista riesgo para sus vidas.

71

Para determinar las distancias de seguridad se hace con base a los criterios establecidos en el Comité No. 23 de la CIGRE6. Distancias desde tierra (tensión, altura de bases, altura del personal, etc.) Distancia a vehículos altura típica de los vehículos usados en las

subestaciones. Distancia de cerco o muros, etc.

La distancia de seguridad es la suma de los siguientes valores: Un valor básico el cual determina una “zona de guarda” alrededor de las

partes energizadas y se relaciona con el nivel de aislamiento (BIL). Un valor que se determina como “zona de seguridad” que es donde se

encuentra el personal y la maquinaria. La Figura8, se muestra las zonas de guarda, de seguridad y el área del valor básico. Figura8. Áreas de seguridad

Cálculo del valor básico:Las distancias mínimas de seguridad se pueden expresar con las siguientes relaciones:

D = d + 0.9 (9)

H = d + 2.25 (10)

6PARIZY, Allodi, BLKKER, Delis, HOMBERGER y Kulik:”The effecy of safety regulations on the

desing of substations” CIGRÉ Comite de studio 23, Electra No. 19, 1971 noviembre, pp-79-102.

72

Dónde: D: es la distancia horizontal en metros que se debe respetar en todas las zonas

de circulación. H: es la distancia vertical en metros que debe respetarse en todas las zonas de

circulación. Nunca debe ser menor de 3 metros. d: es la distancia mínima de fase a tierra correspondiente al BIL de la zona.

La distancia mínima para movimiento de vehículos será:

D = (d+0.7) + 0.9 (11) H = (d+0.7) + 2.25 (12)

La distancia mínima para movimiento de personal será:

D = (d+1.75) + 0.9 (13) H = (d+1.25) + 2.25 (14)

Los valores que se incrementan al valor básico son las dimensiones en función de los diferentes movimientos de los operadores y se ilustra en la Figura 1. Figura 9. Dimensiones medidas de un operador

6.2.3. Distancias para el dimensionamiento de subestaciones.Las distancias en una subestación están determinadas por la configuración, la disposición física y el nivel de tensión y el cálculo de estas dimensiones está condicionado por lo siguiente:

73

Ancho de barras Ancho de campo Altura de campo Longitud de campo.

Ancho de barras. Las barras de una subestación pueden ser del tipo rígido (tubular) o flexible (Cables).

Barras del tipo rígido. Entre conductores del mismo barraje, la distancia mínima a aplicar será la distancia fase-fase más un 10% de factor de seguridad. Para los conductores exteriores del barraje rígido, la distancia adyacente a estructura a conservar será la distancia mínima fase-tierra más un 10% de factor de seguridad. Si la adyacencia es con otro barraje rígido horizontal, la distancia adyacente entre barrajes a conservar será la distancia mínima fase-fase más un 25% de factor de seguridad. (Cuadro13).

Cuadro13. Calculo para el ancho mínimo de barra con Barraje rígido

Barras del tipo flexible. Entre conductores del mismo barraje, se tiene en cuenta el desplazamiento de los conductores ante cortocircuitos, la distancia mínima a aplicar está en función de la distancia fase-fase más un factor dado por la flecha máxima estática la cual por lo general es del 3% de la longitud del barraje.

Es común en diseño representar la separación entre fases (a) así: bfinal = bmin + 0,0463 * L (15) Dónde: bfinal: Distancia fase-fase final (m) bmin: Distancia fase-fase según IEC (m). L: Longitud barraje (m)

Nivel de

tensión (kV)BIL (kV)

Valor

básico [m]

Factor de

seguridad

(10%) [m]

Distancia entre

conductores del

mismo barraje

(m)

Ancho

mínimo de

barra (m)

Factor de

seguridad

(25%) [m]

Distancia entre

conductores de

barrajes adyacentes

(m)

Ancho

mínimo de

barra (m)

(*) Para tensiones menores a 300 kV, la distancia minima IEC fase-fase es la misma fase-tierra.

Distancia mínima según IEC [m] * Conductores del mismo barraje Conductores entre barrajes adyacentes

74

Cuadro 14. Calculo para el ancho mínimo de barra con Barraje flexible

Ancho de campo. Ancho de campo se define como la distancia entre ejes de columnas que conforman el pórtico de entrada de líneas (Cuadro 14).

Está determinado por la configuración y las dimensiones de los equipos y barrajes a implementarse en la subestación.Son determinantes para dimensionar el ancho de campo: Dimensiones de los equipos (seccionadores e interruptores). La separación entre fases de los barrajes superiores y templas. El desplazamiento de los conductores ante cortocircuito de las conexiones

largas entre equipos. Cuadro 14. Ancho de campo

Altura del campo. La altura del campo está determinada por el tipo de conductor a usar y el número de niveles de conexión requerida para la configuración de la subestación (Cuadro 15).

En subestaciones se pueden presentar hasta dos (2) niveles de barraje:

Nivel de

tensión (kV)BIL (kV)

Valor

básico [m]

Longitud

barra (m)

L

Factor de

seguridad

(0,0463*L) [m]

Distancia entre

conductores del

mismo barraje

(m)

Ancho

mínimo de

barra (m)

Longitud

barra (m)

Factor de

seguridad

(0,0463*L) [m]

Distancia entre

conductores de

barrajes adyacentes

(m)

Ancho

mínimo de

barra (m)

(*) Para tensiones menores a 300 kV, la distancia minima IEC fase-fase es la misma fase-tierra.

Distancia mínima según IEC [m] 1 Conductores del mismo barraje Conductores entre barrajes adyacentes

Total equipo Brazo

Medidas y distancias

Equipo

Nivel de

tensión

(kV)

Ancho mínimo

de campo (**)

(m)

(*) Este largo incluye la longitud máxima permitida a la caja de comando. Marca: Lago. Seccionador tripolar de apertura central con mando

eléctrico y manual. Con cuchilla de puesta a tierra de mando eléctrico. Modelo: SLAT-2C/132. Um: 145 kV, Un: 132 kV, In: 1250 A, Isc: 31,5 kA, BIL:

650 kV, SIL: 275 kV.

(**) Distancia a inicio de columna (no a eje).

Ancho (m) Valor básico

(b)Largo (*) (m)

75

Nivel 1: Está constituido por la distancia mínima de seguridad de suelo a

estructura de soporte más la distancia entre la estructura de soporte y el punto de conexión más alto del equipo (longitud de la cadena de aislamiento del equipo), más la altura desde el punto de conexión más alto del equipo constituida por una separación de al menos la distancia fase-fase y cable-cable ya que se debe tener en cuenta la flecha máxima estática y la dinámica del cable por efecto de fenómenos de corto circuito (Barraje No. 1).

Nivel 2: Barraje No. 2 (Cruzado). Esta es opcional y depende si la topología de

la subestación lo requiere. Esto es típico de topología de barra doble. Esta altura debe está por encima del barraje No.1, una separación de al menos la distancia fase-fase y cable-cable. Como en el nivel anterior, en la distancia fase-fase se debe tener en cuenta la flecha máxima estática.

Nuevamente, los equipos críticos que determinan el alto de campo son el seccionador y el interruptor. Cuadro 15. Altura de los pórticos.

Longitud del campo. Está supeditada a la configuración de la subestación y las distancias entre equipos. No está determinada por la distancia mínima de seguridad, sino por la accesibilidad al equipo desde cualquier punto por el personal de instalación y mantenimiento. 6.3. SELECCIÓN DE CONDUCTOR7 A continuación, se describe la metodología para seleccionar la capacidad, tamaño y características de los conductores y barras. 6.3.1 Corriente nominal. Para seleccionar los conductores que se van a instalar en la subestación, es necesario calcular la corriente nominal del sistema, esta se obtiene mediante la siguiente ecuación:

7(Ramirez, 1991)

Nivel 2

Distancia mínima de

seguridad de suelo a

estructura de soporte (m)

longitud de la cadena

de aislamiento del

equipo (m)

Valor básico 1

(b)

L - Longitud

barra (m)

Factor de seguridad

(0,0463*L) [m]

Altura mínima

requerida Nivel 1 (m)

Altura mínima requerida

Nivel 2 (m)

Nivel 1

Nivel de tensión

(kV)Equipo

76

LV

PI

*3

(16) Dónde: P: Potencia aparente en voltamperes de la carga VL: Tensión entre fases en voltios. I: Corriente nominal A. 6.3.2. Barraje de campo. Para la selección de los conductores para las acometidas y barrajes se debe multiplicar a la corriente nominal por un factor de demanda de 1.25 para asegurar que soporte las máximas corrientes del sistema.

25.1*Im Inax (17) 6.3.3. Calculo de temperatura de los conductores. Para seleccionar un conductor con la capacidad de corriente que cumpla con las necesidades de la subestación, se debe tener en cuenta los siguientes factores: Corriente de la carga Temperatura ambiente Velocidad del viento Radiación solar. Es necesario determinar la temperatura límite de los conductores para garantizar que: No se excede la temperatura límite de diseño de los cables, establecida de

acuerdo con las normas internacionales, con el objeto de no alterar las propiedades mecánicas del material.

Las flechas de los conductores conserven las distancias eléctricas de seguridad, de tal forma que no produzca flameos durante condiciones de cortocircuito, viento y en condiciones de máxima temperatura.

6.3.3.1. Aumento de temperatura condiciones estables. Se deben tener en cuenta dos aspectos, el eléctrico y el meteorológico para el cálculo de la temperatura de los conductores, ya que los parámetros meteorológicos influencian el estado térmico del conductor. Éste está afectado principalmente por la velocidad de viento, su dirección y turbulencia, la temperatura ambiente y la radiación solar. Para él cálculo de la temperatura en el conductor se recurre a un balance de energía, balance que sólo es posible si se trabaja con la premisa que la corriente de carga es la misma, tanto para corriente alterna como corriente directa a igual temperatura del conductor. Éste balance está dado por:

77

(18)

(19)

Dónde: Qg : calor ganado Qp : calor perdido Pj : calentamiento por efecto Joule Pm : calentamiento por efecto magnético Ps : calentamiento solar Pi : calentamiento por efecto corona Pc : enfriamiento por convección Pr : enfriamiento por radiación Pw : enfriamiento por evaporación El calentamiento por efecto corona es únicamente significativo con gradientes superficiales de tensión elevados, los cuales se presentan durante lluvias y alto viento que es cuando el enfriamiento por convección y evaporación es elevado. Para casos prácticos el calentamiento por efecto corona se considera nulo (Pi=0). El calentamiento por efectos magnéticos es debido a la presencia de flujos magnéticos los cuales producen calentamiento debido a la generación de corrientes de Eddy, histéresis y viscosidad magnética; este fenómeno solo ocurre en corriente alterna y puede considerarse no significativo (Pm=0). Debido a que el enfriamiento por evaporación no es alterado significativamente por el vapor de agua presente en el aire o con las gotas de agua, este se considera no significativo (Pw=0). Con las anteriores premisas, la ecuación de balance de energía se convierte en:

rcsj PPPP (20)

A continuación se da una breve descripción de la forma de calcular cada uno de estos términos. 6.3.3.2. Calentamiento por efecto Joule (Pj). El calentamiento por efecto Joule (debido a la resistencia del conductor), está dado por la siguiente relación:

W/m(21)

pg QQ

wrcismj PPPPPPP

2012 TavRIkP CDjj

78

Dónde:

: Coeficiente de temperatura de la resistencia, K-1

Tav :Temperatura media superficial en el conductor, C (con Tav=Ts)

RCD :Resistencia del conductor, /m I : Corriente a través del conductor, A; para efectos de análisis de máxima soportabilidad del conductor, se toma como criterio las siguientes premisas kj: factor de efecto piel, kj=1.0123 Calentamiento solar (Ps): Para el cálculo del calentamiento solar se emplea la

formula siguiente: P S DS S

W/m(22)

Dónde:

s: coeficiente de absorción de la superficie del conductor, que varía entre 0.27 para conductores nuevos de aluminio trenzado y 0.95 para conductores desgastados en un ambiente industrial. Para otro tipo de propósitos el valor de 0.5 puede ser utilizado. S: radiación solar, W/m2, valor obtenible de los mapas de brillo y radiación solar de la zona de instalación de la subestación. Para el caso de la subestación BP+BT 115 kV se ha tomado un valor de radicación solar de 687.5 W/m2(Ver figura No.2 5.5 kWh/m2 –día y una duración de brillo solar de 8 horas). D: diámetro exterior del conductor, m 6.3.3.3. Enfriamiento por convección (Pc). Para realizar el cálculo del enfriamiento por convección se utilizan ciertas constantes, que permiten calcular la transferencia de calor por convección. El enfriamiento por convección está dado por la siguiente expresión:

NuTTPc aSf

W/m(23)

Dónde:

f = conductividad térmica del aire, W/mK

Ta = temperatura ambiente, C

Ts = temperatura superficial del conductor, C Nu = número de Nusselt

Para determinar los valores de f y Nu se deben emplear las siguientes relaciones:

79

f fT 2 42 10 7 2 102 5, ,

W/mK(24)

aSf TTT 5,0

C(25)

Siendo Tf la temperatura de capa.

neRBNu 190 (26)

Donde los valores de las constantes B1 y n dependen del número de Reynolds y la rugosidad de la superficie del conductor, la cual está dada por:

dD

dRf

22

(27)

DR r

e

v

(28)

r

o

ó

r

he ( , . )1 16 10 4

m2/s (30)

(29)

fT 85 105,91032,1 m2/s

(31)

Dónde: d : diámetro de un hilo del conductor, m D : diámetro del conductor, m Re : número de Reynolds

r : densidad relativa del aire

: densidad del aire en el sitio

o : densidad del aire a nivel del mar v : velocidad del viento, m/s (para subestaciones nuevas v=0.61 m/s)

: Viscosidad cinemática, m2/s h : altura sobre el nivel del mar, m

: Ángulo de ataque del viento, m/s En la Cuadro 16se detallan los valores de las constantes asociadas al número de Nussel. Cuadro 16. Constantes

80

El viento juega un papel importante en el cálculo del enfriamiento por convección, por lo cual se pueden realizar algunas correcciones en el valor del número de Nusselt, las cuales son función del ángulo de impacto del viento. Considerando las condiciones más desfavorables para un viento de baja velocidad (V<0.61 m/s) puede tomarse un factor de corrección del número de Nusselt de 0.55, así:

NuNucorregido 55,0

(32)

O en su defecto recurrir a las siguientes relaciones para el cálculo del número de Nusselt.

08,1

68,0

42,0

240

1

2

1

m

B

A

(33)

90,0

58,0

42,0

9024

1

2

1

m

B

A

(34)

1(2190

msenBANuNu

(35)

Cuando se tenga que el viento fluye paralelamente al conductor, el valor de

número de Nusselt se obtiene como Nu=0.42*Nu=90

Desde Hasta

Superficies totalmente

trenzadas102 2.65x103 0.641 0.471

Conductores trenzados con

Rf 0,05>2.65x103 5x104 0.178 0.633

Conductores trenzados con

Rf > 0,05>2.65x103 5x104 0.048 0.8

ReB1 nSuperficie

81

Enfriamiento por radiación (Pr). Es suficientemente preciso obtener está perdida partir de la siguiente relación:

44273273 aSBr TTDP W/m (36)

Dónde:

: Emisividad solar la cual depende del material; valor 0.27 para conductores nuevos y 0,95 conductores desgastados, el valor recomendado es de 0.5

B: Constante de Stefan – Boltzmann, 5.6697.10-8 W/m2/K4 En la ecuación de balance de energía se deben remplazar todos los términos indicados anteriormente y de ahí recurrir a iteraciones variando el valor de Ts, hasta obtener que Qg = Qp, situación en la que se tendrá la temperatura superficial del conductor. 6.4. DIMENSIONAMIENTO DE CÁRCAMOS Según (GERS, 1985) en su capítulo cárcamos estos, se emplean para la distribución de los cables para la interconexión entre los equipos de patio y las celdas ubicadas en el edificio de control. Los cárcamos son empleados en las subestaciones tipo exterior para el fácil manejo de los conductores, son de concreto y se encuentran bajo tierra. Los cárcamos deben: Resistir las fuerzas a las que se verán sometidos durante toda su vida útil, el

porcentaje de ocupación deberá prever las futuras ampliaciones. Incluirán sistemas para evacuación del agua. Estarán provistos de tapas fácilmente manejables, reforzadas con hierro y

antideslizantes. Tendrán bandejas o soportes horizontales o verticales, debidamente

localizados y asegurados, en los cuales se instalarán los cables para evitar su contacto con el suelo.

Para el cálculo de las dimensiones de los cárcamos se deben tener en cuenta las necesidades de cable de los equipos asociados a cada una de las bahías. Cuando se determina el conjunto de cables que van por un cárcamo se calcula el espacio horizontal que ocupan los conductores al ser dispuestos en una sola capa. Así se obtiene el ancho efectivo de los cables en cada cárcamo.

82

Para iniciar se listan los cables que típicamente se requieren por cada equipo de acuerdo a su configuración, con esta información determinaremos el ancho del cárcamo. 6.4.1. Estimación de cables. A continuación se determinará las cantidades de cable multiconductor requeridas para el control y la protección de los diversos equipos de una subestación de alta tensión. Esta estimación se hace teniendo en cuenta los equipos típicos de cada configuración, el esquema de protección (unifilar) y las señales requeridas para interface con el edificio de control. Para el dimensionamiento de los cárcamos se consideraron cuatro (4) tipos de cables 4 x 10, 2 x 12, 4 x 12 y 8 x 12. Con la información técnica de ellos se calcula el ancho del cárcamo. 6.4.2. Cálculo del ancho efectivo de los conductores. El ancho de los cárcamos lo obtenemos con la ocupación de los conductores en una sola capa y se realiza a cada una de las bahías de acuerdo con su configuración. En la

Cuadro17,se muestra un valor estimado de cables que se requieren aproximadamente por equipo, hay que aclarar que estos valores cambian de acuerdo al tipo de configuración.

83

Cuadro17. Estimación de cables por equipos

84

Se considera un cable 2 x 10 para calefacción por cada dos (2) interruptores. Y otro para el mecanismo de operación y calefacción por cada tres (3) seccionadores. 6.4.3. Clasificación de cárcamos. Los cárcamos los podemos clasificar en 4 tipos de acuerdo a su tamaño como lo muestra la ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia.. Cuadro 18. Tipos de cárcamos

Equipo Cantidad Cable #xAWG Descripción

1 8x12 Control y señalización

1 8x12 Sistema de control digital

2 4x12 Disparo bobinas de apertura

1 4x10 Alimentación motor compresor DC

1 2x12 Alimentación Ser Aux AC

1 8x12 Control y señalización

1 8x12 Sistema de control digital

1 4x10 Alimentación motor DC

1 2x12 Alimentación Ser Aux AC

1 4x10 Medición corriente

1 8x12 Alarmas

1 4x12 Alarmas

1 4x12 Alimentación A.C ventiladores

1 4x12 Control ventiladores

1 4x12 Indicación de temperatura

2 8x12 Indicación de posición de tap Analoga

1 4x12 Indicación de posición de tap Digital

1 2x12 Indicación de posición de tap

1 4x12 Indicación del cambiador de tap (OLTC)

1 4x12 Control de cambio de taps

3 4x10 Señales de corriente de la protección diferencial

1 4x10 Telemedida

1 4x12 Disparos protecciónes

1 2x12 Operación paralela

1 2x12 Medición de tensión

1 4x12 Alimentación cambiador de TAPs

2 4x12 Nucleo proteccion y medida

2 2x12 Posicición MCB

4 4x10 Protección y medida (línea)

2 4x10 Protección (transformador)

3 4x10 Protección y medida (acople)

Interruptor

Seccionadores

Transformador de

potencia

Trafo Tension

Trafo corriente

85

6.5. TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTO De acuerdo con (Modulo II) los equipos de medida y los relés de protección no pueden soportar, por lo general, ni elevadas tensiones ni elevadas corrientes, ya que de lo contrario se encarecería sobremanera su construcción. Por otra parte es conveniente evitar la presencia de elevadas tensiones en aquellos dispositivos que van a estar al alcance de las personas. Existen dos tipos de transformadores: Transformadores de corrientes (t.c.) Transformadores de tensión (t.t.)

Los transformadores de corriente se conectan en serie con la línea, mientras que los de tensión se conectan en paralelo, entre dos fases o entre fase y neutro. La Cuadro19 tomada de (Modulo II) nos muestra las funciones de cada tipo de transformador.

Cuadro19. Funciones de los transformadores

Tipo Tamaño (m)% de

seguridadDescripción

1 0.3 0

Este tipo de cárcamo se emplea para llegar

hasta la base de cada equipo tales como

t.c., t.t., interruptores y seccionadores

2 0.6 20Este tipo de cárcamo se utiliza para una

bahía completa.

3 1.0 20

Este tipo de cárcamos se emplea para

recoger todos los conductores con no mas

2 capas y llevarlos al edificio de control.

4 1.4 20

Este tipo de cárcamos se emplea para

recoger todos los conductores con varias

bandejas de 0.8 cm y separadas 0.5 cm y

llevarlos al edificio de control.

86

6.5.1 Transformadores de tensión (t.t.). Acorde con (IEC 60044-2, 2003-02)le transformador de tensión es un transformador de instrumento en el que la tensión del secundario, en condiciones normales de uso, essustancialmente proporcional a la tensión primaria y difiere en fase de ella por un ángulo quees aproximadamente cero para una dirección apropiada de las conexiones. La metodología empleada para este capítulo fue siguiendo los lineamientos de la (IEC 60044-2, 2003-02) y de (Ramirez, 1991). Los transformadores de tensión (t.t.) se clasifican en: Transformadores de tensión inductivos. Transformadores de tensión capacitivos.

6.5.2. Selección de un transformador de tensión. Para decidir qué tipo de transformador emplear se deberá considerar los siguientes factores: Costo del transformador. Necesidad de un emplear un PLC para los esquemas de protección y control.

En tensiones menores a 72.5 kV no se requiere de PLC y el costo de un t.t. inductivo es menor al capacitivo, haciendo esto que se emplee en este nivel de tensión los t.t. inductivos.

Tensión Corriente

Norma IEC 60044 - 2 60044 - 1

tensión Constante Variable

Corriente Variable Constante

La carga se determina por: Corriente Tensión

Causa del errorCaída de tensión en

serie

Corriente derivada

en paralelo

La carga secundaria aumenta a la línea Z2 disminuye Z2 aumenta

Conexión de los aparatos a la línea En paralelo En serie

Conexión de los aparatos al secundario En paralelo En serie

Tipo de construcción del secundariotensiones de 100, 110,

100 /√3, 110/√3 V. Corrientes 5 ó 1 A

TransformadorConcepto

87

Para las tensiones entre 72.5 y 145 kV si utilizan los PLC. Es común ver que en las subestaciones empleen t.t. capacitivos en las líneas de transmisión (se emplean PLC) y t.t. inductivos en las barras, por ser más económicos. Y para las tensiones mayores a 145 kV se emplea los t.t. capacitivos, ya que los factores mencionados anteriormente le favorecen a este equipo. Para las tensiones de 245 los t.t. inductivos son más costosos que los capacitivos. Características técnicas de los t.t.

Valor de las tensiones asignadas

Tensión primaria asignada: De acuerdo con (IEC 60044-2, 2003-02)es igual a la tensión asignada al sistema.

Tensión secundaria asignada:

Potencia

100 V Y 110 V

200 V para circuitos secundarios largosSegún la IEC:

120 V para sistemas de distribución (Um ≤ 34.5 kV)

115 V para sistemas de transmisión (Um > 34.5 kV)

230 V para circuitos secundarios largos

Según ANSI

10 VA

15 VA

25 VA 13 W VA

30 VA 25 X VA

50 VA 35 M VA

75 VA 75 Y VA

100 VA 200 Z VA

150 VA 400 ZZ VA

200 VA

300 VA

400 VA

500 VA

Son VA referidos del primario al secundario sin exceder los límites

del calentamiento.

Potencia

térmica límite

Según IEC

Según ANSI

Potencia de

presición

88

Clase de precisión

De acuerdo a su destino o utilización: Transformadores de tensión para medida: La norma (IEC 60044-2, 2003-02)

especifica que la precisión debe mantenersecuando la tensión que se aplica en el arrollamiento primario se encuentre comprendida enun rango que va del 80 al 120 % de la tensión primaria nominal, asimismo también debemantenerse dicha precisión cuando la carga conectada al secundario del transformador esté comprendida entre el 25y el 100 % de la carga nominal y con un factor de potencia de0,8 inductivo.

Las clases de precisión para medición son:

Según IEC 0,1 – 0,2 – 0,5 – 1,0 – 3,0 Según ANSI 0,3 – 0,6 – 1,2

Los límites de error de tensión y el desfase a la frecuencia asignada no debe exceder los valores de la Cuadro20 Cuadro20 Límites de error para transformadores de tensión para medición

10 VA

15 VA

25 VA 13 W VA

30 VA 25 X VA

50 VA 35 M VA

75 VA 75 Y VA

100 VA 200 Z VA

150 VA 400 ZZ VA

200 VA

300 VA

400 VA

500 VA

Son VA referidos del primario al secundario sin exceder los límites

del calentamiento.

Potencia

térmica límite

Según IEC

Según ANSI

Potencia de

presición

Clase de

presición

Error de

tensión (%)Desfase (min) Aplicación

0,1 +- 0,1 +- 5Transformadores de tensión de

laboratorio

0,2 +- 0,2 +-10 Medidas de presición

0,5 +-0,5 +-20 Medición comercial

1,0 +-1,0 +-40 Medición industrial

3,0 +-3,0 No especificada Instrumentación

89

Transformadores de tensión para protección:Los límites de error y desfase para los t.t. de protección por la (IEC 60044-2, 2003-02) se muestran en el Cuadro21.

Cuadro21. Límite de error para transformadores de tensión para protección

6.6. TRANSFORMADORES DE CORRIENTE (T.C.) Un transformador de corriente (t.c.) es un equipo quepresenta una corriente secundaria cuyo módulo es prácticamente proporcional a la corriente primaria y que difiere en fase en un ángulo próximo a cero.Los hay de distintas formas constructivas, con núcleo en la cabeza o con núcleo en la parte inferior (Parra, sin año). Se puede dividir en transformadores de medición y transformadores de protección, estos transformadores se diseñan para realizar ambas funciones y su corriente nominal por secundario puede ser de 1 ó 5 Amperios, es decir desarrollan dos tipos de funciones, transformar la corriente y aislar los instrumentos de protección y medición conectados a los circuitos de alta tensión. Los transformadores de corriente se pueden clasificar como se muestra enlaCuadro22(Ramirez, 1991).

Clase de

presición

Error de

tensión (%)Desfase (min)

3P +-3,0 +-120

6P +-6,0 +-240

90

Cuadro22. Clasificación de los t.c.

Selección de transformadores de corriente (t.c.).Según (Ramirez, 1991) para seleccionar los transformadores de corriente se debe considerar que este tiene su devanado primario conectado en serie con el circuito de alta tensión. En esta forma la corriente que circulara en el primario del t.c. está determinada por el circuito de potencia. Por lo anterior para selecciona un t.c. debemos definir las relaciones de transformación y la cargabilidadpara el transformador de corriente. Relación de transformación y cargabilidad: Para seleccionar la relación de

transformación de los núcleos de protección se debe tomar el mayor valor entre la corriente de sobrecarga – Límite operativo - y la corriente de saturación

– Límite térmico-.

Cuando las relaciones por corriente de saturación - Límite térmico (Isat-L.t) son mayores que la corriente de sobrecarga - Límite operativo (Isob -L.o), se evalúa la factibilidad de relaciones menores empleando el circuito equivalente Relé - Conductor. Para calcular la cargabilidad hay que tener en consideración tres (3) puntos específicos en el circuito de corriente:

Impedancia o cargabilidad del conductor de interconexión entre t.c.’s y el

esquema de protección C.M.P.(control, medida y protección). Impedancia o cargabilidad interna del t.c.. Impedancia o cargabilidad de equipos de C.M.P.

Tipo TPS

Tipo TPX

Tipo TPS

Tipo TPY

Tipo TPZ

Núcleos

linealizados o de

respuesta

transitoria

Clasificación transformadores de corriente

Con varios núcleos

Secundario de relación múltiple o multi - relación

Transformadores de corriente para medida

Núcleos convencionales clase P

Núcleos convencionales clase PR

Núcleos convencionales clase PX

Según su forma

constructiva

Transformadores de

corriente para protección

Según su utilización

91

La resistencia del conductor que interconecta los t.c.’s con los relés de protección, constituye la característica más importante puesto que tiene la mayor influencia sobre la cargabilidad de t.c.. Razón por la cual se tendrá especial cuidado en su selección la cual dependerá de la distancia y la regulación de tensión. La resistencia de un conductor (con un área de sección transversal constante) se puede calcular de la siguiente ecuación:

R ⁄ (37)

Dónde: ρ: Resistividad del material del conductor (típicamente dada a +20ºC) l: Longitud del conductor. A: Área de la sección transversal del conductor. La caída de tensión se determina usando el circuito equivalente t.c.-conductor-relé, por lo cual la caída de tensión estará ligada a la corriente circulante en el circuito y la distancia entre t.c. - equipo de C.M.P Una vez seleccionado el calibre de cable de interconexión, se procede a calcular su Impedancia o cargabilidad. Características técnicas de los t.c. de medida. Valores normalizados con las corrientes primarias asignadas: Transformadores con una sola relación de transformación:

En la Cuadro 23, se muestran los valores para las corrientes para transformadores con una o dos relaciones según lo estable la (IEEE Std C57.13, 2003).

10 A

12.5 A

15 A

20 A

25 A

30 A

40 A

50 A

60 A

75 A

Según la IEC:

o sus múltiplos o

sus sub-múltiplos

decimales.

92

Cuadro 23. Corriente asignada para transformadores de corriente con una o dos relaciones

Transformadores con múltiples relaciones de transformación:

En la Cuadro24, se muestran las relaciones para lostransformadoresde corriente multirrelacionadas según lo estable la (IEEE Std C57.13, 2003).

93

Cuadro24. Corriente asignada para transformadores de corriente multirrelación

94

Clase de precisión: Según la norma (IEC 60044-1, 2003-02) la clase de precisión normales para un t.c. son: 0,1 – 0,2 – 0,5 – 1 – 3 – 5.

Límite de error: De acuerdo con la norma (IEC 60044-1, 2003-02) para las clases de 0.1 - 0.2 - 0.5 y 1, el error actual y desplazamiento de fase a la frecuencia nominalno deberá exceder los valores dados en laCuadro25, cuando la carga secundaria es cualquier valor de25% a 100% de la carga nominal.

Cuadro25 Límite de error para transformadores de corriente para medida clasede precisión 0.1-0.2-0.5 Y 1.

Para las clases 0,2 S y 0,5 S el error actual y el desplazamiento de fase a la frecuencia nominalno deberá exceder los valores dados en el Cuadro26, cuando la carga secundaria es cualquier valor de25% y 100% de la carga nominal. Cuadro26 Límite de error para transformadores de corriente para medida clase de precisión 0.2 S y 0.5S

Para la clase 3 y 5, el error de corriente a la frecuencia nominal no deberá exceder los valores dados en la Cuadro 27cuando la carga secundaria es cualquier valor del 50% al 100% de la carga nominal.

95

Cuadro 27. Límite de error para transformadores de corriente para medida clases 3 y 5

Características técnicas de los t.c. de protección Factor límite de precisión8: Generalmente la corriente límite de precisión

asignada corresponde con el valor de la corriente de cortocircuito térmica asignada.

Los índices de exactitud de límite estándar son: 5 - 10 - 15 - 20 – 30.

Clase de precisión normales9: La clase de precisión normales para los t.c.

convencional se caracterizan por la letra “P” (indica protección) y son 5P y 10P.

Límite de errores para los t.c. convencionales para protección: De acuerdo con la norma (IEC 60044-1, 2003-02) no debe exceder los valores del Cuadro28 para la potencia de precisión, la frecuencia asignada, el error de corriente, el desplazamiento de fase y el error compuesto.

Cuadro28. Límite de errores para los t.c. convencionales para protección

96

97

7. MANUAL DEL USUARIO 7.1. QUE ES DISEAT? DISEAT, es una herramienta de cómputo desarrollada en Microsoft® Access programando en Visual Basic®, para el diseño de subestaciones eléctricas de alta tensión. Se empleó este aplicativo de Microsoft Access debido a que es un gestor de base de datos que permite introducir, almacenar, ordenar, manipular y analizar la información de manera significativa y así obtener información. Además, las bases de datos permiten organizar la información en tablas y relacionarlas de forma lógica con la idea de poder formular preguntas para obtener información. En una base de datos relacional la información es almacenada en varias tablas que se relacionan para presentar información y manipular datos de forma eficiente con el objetivo de simplificar la entrada de datos y minimizar la redundancia de los mismos. DISEAT fue creada para facilitar el dimensionamiento de algunos cálculos de subestaciones eléctricas de alta tensión, mediante siete (7) módulos de cálculo. 7.2. REQUERIMIENTOS DE SOFTWARE Y HARDWARE A continuación se presentan los requerimientos de Software y Hardware:

Requerimientos Software Microsoft Access 2010.

Requerimientos Hardware Procesador Pentium II 233 MHz o superior. Memoria RAM 64 MB (mínimo recomendado). 100 MB de espacio libre en disco duro. Resolución de pantalla de 1024 x 768 píxeles.

98

7.3. PÁGINA DE INICIO DE DISEAT DISEAT tiene una apariencia muy sencilla basada en barras de menús, botones de navegación y formularios de información, desde la cual se ejecutan los diferentes módulos implementados y algunas acciones inmediatas. A continuación se presenta la ventana principal de DISEAT, o "Página de Inicio de DISEAT".

En esta ventana se puede apreciar: Los módulos de cálculo que se desarrollaron en este programa DISEAT. El logo de GERS, el cual es la empresa que está implementando este

programa.

99

7.4. MÓDULOS DE DISEAT Los módulos de DISEAT tienen asociados unos botones de navegación y espacios en las cuales el usuario introduce la información de entrada y a través de las cuales DISEAT presenta resultados (datos de salida) en forma numérica. Los módulos que se desarrollaron en DISEAT se comentan a continuación: 7.4.1 Crear / parametrizar. En este módulo se despliegan seis (6) submenús los cuales corresponden a información del proyecto como son la ubicación de la subestación, los parámetros ambientales, nivel de tensión, tipos de bahías, equipos que conforman las bahías y la configuración de la subestación, cada submenú conlleva a un formulario donde se digita la información de entrada de la subestación.

Los submenús que se desarrollaron en este módulo son:

100

Crear nuevo:Se pulsa en el botón de “crear” el cual abre un formulario que

requiere se seleccione el país, la cuidad, código del cliente, nombre de la subestación, año, tipo de ingeniería, si es nueva o una ampliación y una casilla para observaciones adicionales, una vez digitalizado esta información se da clic en el botón “grabar”.

Es importante mencionar que cada submenú se deberá seleccionar el proyecto que se creó en estesubmenú para que le permita continuar ingresando la información correspondiente.

El programa mostrará una advertencia si en los campos que solicita información alfabética se digitan datos numéricos de igual manera sucederá si ocurre lo contrario. Una vez diligenciado correctamente el formulario permitirá “grabar” y devolverlo a la pantalla del submenú y haciendo clic en “cerrar” se vuelve al menú principal.Lo anterior aplica para todos los submenús.

101

Parámetros ambientales: En este submenú como en todos para ingresar información se debe inicialmente seleccionar el proyecto digitado en el módulo 1.

102

Una vez seleccionado el proyecto se hace clic en el botón “crear” y este mostrara una pantalla donde se deberá diligenciar con la información solicitada, como son la: temperatura, humedad, velocidad del viento entre otros.

103

Una vez diligenciado se oprime en el botón “grabar” y luego cerrar para volver al menú de parametrizar/crear.

104

Nivel de tensión:En este módulo se digitara la información referente al nivel de tensión, el tipo de topología, el número total de bahías incluyendo las futurasy la corriente de cortocircuito.

También existe un cuadro de observaciones y los espacios para referenciar los planos de los diagramas unifilares que se empleen como referencia.

105

106

Crear bahías: La información que requiere este submenú es: el nivel de tensión de la topología, datos de bahía (transformación, línea, acople, etc.), clase (interior, exterior, etc), nombre que se asignará a la bahía, etapa de construcción, ubicación de la bahía y una casilla para observaciones.

107

Asignar equipos a las bahías: Para la asignación de equipos que se empleó en cada bahía este submenú, el cual mediante listados predeterminados se podrá seleccionar el tipo de bahías y los equipos asociados a ella.

108

Relación bahía equipos de multiconductores: Cuandoseingresa a este módulo es para seleccionar los cables multiconductores que se requieren para cada equipo, se deberá definir el tipo de bahía, tipo de equipo, el tipo de cable que se requiere, la cantidad de conductores que están asociados a cada equipo.

La información anterior se realiza mediante listas predeterminadas de equipos, conductores y tipo de bahías.

Para volver al menú de parametrizar simplemente se da clic en el botón “grabar” y en la siguiente “cerrar”.

109

7.4.2 Coordinación de aislamiento. En este módulo se desarrolla la selección de los niveles de aislamiento y coordinación de aislamiento de las subestaciones de alta tensión. Cuando se hace clic en el módulo de coordinación de aislamiento se muestran los submenús como son la parametrización, el cálculo de coordinación y la configuración de los datos.

110

Parametrización. En la parametrización se deben ingresar los datos de entrada para el cálculo de la coordinación como son: el nivel de contaminación, el nivel de tensión, el sistema de puesta a tierra y los parámetros de las sobretensiones.

111

112

Cálculo de coordinación de aislamiento. Una vez se haya ingresado toda la información requerida en la parametrizaciónse guarda y se va al módulo de cálculo de coordinación el cual se debe seleccionar el proyecto y el nivel de tensión, con esta información se desarrollan en cinco (5) hojas la coordinación de aislamiento.

Hoja 1/5

113

Hoja 2/5

114

Hoja 3/5

115

Hoja 4/5

Y en la quinta (5) hoja se resume la coordinación de aislamiento.

116

117

7.4.3 Distancias de seguridad. Para conocer las distancias de seguridad mínimas que debe cumplir una subestación se activara este módulo una vez hayamos calculado la coordinación de aislamiento, de lo contrario este módulo no permitirá realizar los cálculos de distancias. Este módulo al igual que los anteriores de debe inicialmente parametrizando y posteriormente se obtiene el resultado en el submenú de calcular.

118

Parametrizar.Como información básica para el cálculo de distancias mínimas de seguridad se requieren el nivel de tensión y las distancias básicas conforme con la norma, sin embargo este programa permite modificar esos campos si así se requieren.

119

Calculo distancias de seguridad. Cuando ya se diligencie toda la información en el ítem anterior se entra al cálculo de distancias el cual muestra

120

en un formulario las distancias mínimas que se deben cumplir en una subestación.

121

122

7.4.4 Conductores. Este módulo permite calcular el calibre del cable de potencia a emplear en el barraje y en la conexión entre equipos.

Para el cálculo de los conductores se debe ingresar datos como: el nivel de tensión, el tipo de contaminación, el sistema de puesta a tierra a emplear, entre otros datos.

123

124

7.4.5 Transformadores de instrumentación. Los transformadores de instrumentación son aquellos que empleamos para la parte de control y medida y conocemos como: transformadores de corriente (t.c.) y transformadores de tensión (t.t).

125

Transformadores de corriente y de tensión. Para el cálculo de los transformadores de corriente y de tensión están conformados de la misma manera de dos (2) submenús el primero para ingresar de datos básicos y en el segundo submenú muestra las características del transformador.

126

Ingresar datos básicos. La información para el dimensionamiento de los transformadores de corriente o de tensión son: márgenes de sobre carga, distancias entre el transformador de corrienteo de tensión y el equipo asociado, tipo de material, número de núcleos, corriente nominal secundaria y se debe detallar los núcleos lo cual se puede hacer mediante un botón de navegación, el cual permite seleccionar mediante una lista predeterminada.

127

128

Dimensionar t.c.Una vez se haya parametrizado cada uno de los transformadores en el submenú siguiente de cada transformador se presentala información almacenada en el submenú anterior, el detalle de núcleo y equipos asociados a él.

129

7.4.6 Cárcamos. Como se explicó al inicio, este software funciona con tablas relacionares lo cual evita que exista duplicidad de la información y de los servicios.

Para el dimensionamiento de los cárcamos se deberá seleccionar el grupo (número de bahías asociadas), el tipo de bahía, para dimensionar el tamaño de los cárcamos y adicionalmente se requiere que los módulos anteriores se encuentren desarrollados.

130

131

7.4.7 Parámetro general. Este último módulo se incluyó con la finalidad de que el usuario pueda agregar parámetros como los niveles de tensión, los tipo de topología, los tipos de bahías, las clases de bahías, la clase de equipos, los países, los multiconductoresaumentar los listados de información predeterminada en cada uno de los módulos anteriores.

132

8. CASO ANALIZADO Para demostrar el funcionamiento del aplicativo se ha decidido probar la herramienta con un caso real realizado en GERS y así poder analizar los resultados obtenidos teniendo como punto de partida y de referencia el diseño ya entregado.El caso se ha elegido por sus niveles de tensión como su topología, 8.1. DESCRIPCIÓN DEL CASO. La subestación, se localizará en la zona rural del Municipio de Acacias, en el departamento del Meta, será convencional tipo exterior en configuración Barra Principal Seccionada y Barra de Transferencia en 115 kV y Doble Barra Principal y Barra de Transferencia en 34.5kV. 8.2. CARACTERÍSTICAS DEL SISTEMA

Caracterísica del Sistema Medida Valor Valor

Tensión Nominal del sistema Un kV 115 34.5

Tensión Máxima de Operación, Um kV 123 36

Frecuencia Nominal (Hz) Hz 60 60

Nivel de contaminación ambiental (IEC

60815)Medio Medio

Distancia de fuga mínimo nominal mm/kV 20 20

Máxima corriente de cortocircuito kA 31.5 (1 s) 25 (1s)

Sistema de puesta a tierra Sólido Sólido

133

8.3. PARÁMETROS AMBIENTALES

Parametros Ambientales Medida Valor

Altura sobre el nivel del mar m 395

Temperatura

* Mínima 18.7

* Media 25.7

* Máxima 33.6

Humedad relativa

* Mínima 65

* Media 78

* Máxima 90

Nivel de Precipitación

* Máxima anual 634.2

* Media anual 213

Velocidad básica del viento

* Máxima 120

* Media 1.6

Densidad de descargas atmosfericas km - año 2

Presión atmosferica kPa 14.3

km./h

°C

%

mm/Año

134

8.4. CÁLCULO COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO El dimensionamiento para la coordinación de aislamiento se realizó bajo la norma IEC 60071-2 equivalente a la NTC 3389. Selección de los Pararrayos.En el presente caso tomaremos como base los descargadores de sobretensión típicos para este nivel de tensión, pararrayos de óxido metálico ZnO estandarizados para las condiciones normalizadas de aislamiento. (norma IEC 60099). En la ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia. se muestran los parámetros de diseño y en el cuadro 30 se muestra los resultados obtenidos para seleccionar el pararrayos. Cuadro 30. Parámetros de diseño

123

36

1.4

1.73

k0 Factor de diseño de parararrayo 0.8

1.15

1.10

0.95

1.00 para tensiones menores a 100 kV

1.05

Parametros de Diseño

Para sistemas solidamente

puestos a tierra

Para sistemas con neutro aislado

Su valor depende del fabricante

(valor normalmente encontrado)

para 1 segundo

Um Tensión nominal kV

para tensiones mayores a 100kV.

Capacidad del pararrayo (depende del

tiempo de duración de la sobre tensión

temporal)

Margen de seguridadfs

kt

para 2 horas

Factor de conexión a tierrake

para 10 segundos

135

Cuadro 31. Resultados del cálculo de pararrayos

Con los datos obtenidos de Ur y el MCOVtomaremoslas características de protección de los descargadores del fabricante de TRIDELTA, el pararrayos debe cumplir con las características de la ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia., las cuales se obtuvieron del fabricante TRIDELTA se muestra en la ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia..

115 (kV) 34.5 (kV)

COV Tensión continua de operación (2) 71.014 20.785

TOV Sobretensión temporal (3) 99.420 29.098

Vp0

Sobretensión continua afectado por el

factor de diseño(4) 88.768 25.981

Vpt

Sobretensión temporal afectado por la

capacidad del pararrayos.(5) 90.382 26.453

VP Tensión nominal del pararrayos 90.382 26.453

VNPTensión nominal del pararrayos con

factor de seguridad calculado(6) 94.901 27.776

Ur 96.000 30.000

MCOV 77.000 24.000

Variables Decripción Ecuación

Resultado

Maxima tensión continua de operación

Tensión nominal del pararrayos Normalizado

El mayor valor entre VP0

y VPt

CÁLCULO

136

Cuadro 32. Características del pararrayos.

Ur (kV) Uc (kV) Upl (kVp) Ups (kVp)

Calculado Seleccionado (10 kA, 8/20 µs) (1kA, 30/70 µs)

123 115 94.9 77.0 230.0 196

36 34.5 94.9 24.0 72.0 61.2

Ur (kV)

Seleccionado

96.0

P-DST-T (Parámetros de DST de Transformador)

Um (kV) Un (kV)

30.0

137

Cuadro 33. Características técnicas del pararrayos Marca TRIDELTA

Determinación De Las Tensiones Representativas (URP).Para las sobretensiones por falla de una fase a tierra se considera un factor k que cubre los valores más probables que se pueden encontrar en un sistema de transmisión y distribución (norma “IEC 60071–2 Insulationco-ordination. Part 1: Application guide 1996”). Para la sobretensión por rechazo de carga se considera un valor que está por encima de los valores encontrados por Efecto Ferranti en el estudio de la referencia.

138

Sobretensión temporal. Los valores considerados llevan a resultados conservativos. Las sobretensiones representativas están dadas por las siguientes relaciones:

Falla fase a tierra:

(38)

Rechazo de carga: (39)

En el cuadro 34 se ilustra los valores asociados a Urp. Cuadro29. Valores de Urp.

(*) Valores típicos IEC 60071-2. Para un sistema sólidamente puesto a tierra se considera que la máxima sobretensión eficaz no sobrepasa 1.40 veces la tensión máxima. Para sistemas aislados las sobretensiones alcanzan hasta 1.73 veces la tensión eficaz.

Determinación de las Sobretensiones De Frente Lento. Para este caso se estudiará las sobretensiones que afectan a todos los equipos debidos a las maniobras (conexión y reenganche) realizados en esta subestación. Para este caso se tomarán los valores recomendados por la IEC 60071 -2 anexo H. Ue2: 1.9 p.u. Up2: 2.9 p.u.

139

Con las siguientes relaciones se determinan las sobretensiones de maniobra fase- tierra (Uet) y las sobretensiones de maniobra fase – fase (Upt) y en la tabla Cuadro30 se observan los resultados. Uet: (40)

Upt:( ) (41)

Up :

(42)

Cuadro30. Valores de Uet y Upt

Tensiones De Coordinación (Ucw): Sobretensiones Temporales. De acuerdo con la IEC 60071-2 (anexo H) para esta clase de sobretensiones, la tensión soportada de coordinación es igual a la sobretensión temporal representativa, ya que el factor de coordinación Kc = 1 y está dada por las relaciones:

Fase tierra: (43)

Fase fase: (44)

140

En la Cuadro29,se definen os valores para Urpcon un valor para fase-tierra y un valor para fase-fase, con estos valores y el Kc definido en el apartado 3.3.1 de la IEC 60072- 1, calculamos Ucw los resultados se muestran en cuadro el c. Cuadro 31.Valores de Ucw-t

Sobretensiones De Frente Lento. Factor de coordinación determinístico, calculado de acuerdo con las sugerencias de la cláusula 3.3.2.1 de la norma IEC Coordinación de Aislamiento. Parte 1: Definiciones, principios y reglas, 1993. Ups: Nivel de protección al Impulso de Maniobra. Upl: Nivel de protección al Impulso Atmosférico. Urp: Fase – tierra: (Ups) para cualquier equipo. Urp: Fase – fase: (2Ups) para equipo de entrada. Urp: Fase – fase: (Upt) para cualquier equipo excepto en la entrada.

141

Cuadro32. Valores de Urp

En la Cuadro33, se ilustran los valores calculados del factor de coordinación determinístico de acuerdo con lo recomendado en la IEC 60071-2 (1996).

Cuadro33. Valores de Kcd.

142

Se reemplaza en las ecuaciones (43) y (44) los valores de Kcdde la Cuadro33 para obtener los valores de Ucw-f, como se muestran en los cuadros 39 Cuadro35. Cuadro 34. Valores Ucw-fl equipos ubicados en la entrada

Cuadro35. Valores Ucw-fl equipos ubicados después de la entrada

143

Sobretensión De Frente Rápido El cuadro 41, se consideran los parámetros de entrada. Cuadro 36. Parámetros de entrada.

144

Aplicando la formulación aplicada en la IEC 60071-2 se determina el aislamiento externo e interno.

Aislamiento externo:

(45)

Aislamiento interno:

(46)

Cuadro37. Valores Ucw-fr

145

Tensiones De Soportabilidad Requerida Factor de seguridad. Los principales factores de influencia y los modos de operación relacionados con los aislamientos eléctricos están indicados en el anexo B de la IEC 60505 (1999). Si no están especificados se deberán aplicar los siguientes factores relacionados en la Cuadro 38. Cuadro 38. Valores de Ks.

Factor de corrección por altura Ka. El factor de corrección Ka se basa en la dependencia de la presión atmosférica con la altitud, IEC 60721-2-3 (1987). Para instalaciones localizadas en altitudes hasta de 1000 m.s.n.m., el factor de corrección por altura será siempre correspondiente a la altura de 1000 m.s.n.m., dado que los equipos tienen aislamiento normalizado hasta ese punto(IEC 60694 (2002)). Este es el caso analizado, pues su altura sobre el nivel del mar es de 395 metros. El factor de corrección se calcula con la siguiente ecuación:

(

) (47)

Dónde: H = Altura sobre el nivel del mar, m

146

m = El valor del exponente m es como sigue: 1.0 para coordinación del aislamiento a impulsos tipo atmosféricos. De acuerdo con la Figura 10para coordinación de aislamiento a impulso tipo maniobra, en función de la tensión de coordinación soportada Ucw.

1.0 para tensiones de soportabilidad de corta duración a frecuencia industrial con

distancias mínimas en el aire y aisladores limpios.

Para aisladores contaminados, el valor del exponente m es tentativo. Para las pruebas de larga duración y, si es requerido, para la tensión de soportabilidad de corta duración a frecuencia industrial de aisladores con contaminación, m puede variar desde 0.5 para aisladores normales hasta 0.8 para diseño antiniebla.

Figura 10. Relación de m con la tensión de coordinación soportadaal impulso de maniobra Ucw.

Para tensiones a frecuencia industrial de corta duración, m = 1.0

147

Cuadro 39. Valores de m.

Los valores que se muestran en el cuadro 45. corresponden a los valores de Ka para aislamiento externo. Cuadro 40. Valores de Ka

148

Tensiones de soportabilidad requeridas.Los valores de tensiones de soportabilidad obtenidos después de ser considerada la corrección por altura, son:

Aislamiento externo: (48)

Aislamiento interno: (49) Cuadro41. Tensiones de soportabilidad requerida

Tensiones de Soportabilidad Normalizadas. Para equipos pertenecientes al rango I de tensiones (1kV<Um≤ 245 kV), el nivel de aislamiento es normalmente especificado por dos valores: la tensión de soportabilidad de corta duración a frecuencia industrial y la tensión de soportabilidad al impulso atmosférico. La tabla 2 de la Norma IEC 60071-1, da los factores de conversión que deben aplicarse a la tensión de soportabilidad a impulsos de frente lento para convertirla en tensiones a frecuencia industrial o a impulsos atmosféricos.

149

Conversión a tensión de soportabilidad de corta duración a frecuencia industrial (SDW) Factores de conversión dados por IEC 60071, aislamiento interno: Cuadro42. Factores de conversión SDW y LIW

Aislamiento SDW

Interno - Aislamiento inmerso en líquido - Aislamiento sólido

0.5 0.5

Aislamiento LIW

Interno - Aislamiento inmerso en líquido - Aislamiento sólido

1.10 1.00

Para aislamiento externo se tiene: SDW = 0.6 + Urw / 8500 para aislamiento externo fase – tierra (50)

SDW = 0.6 + Urw / 12700 para aislamiento externo fase – fase (51)

LIW = 1.3 para aislamiento externo fase – tierra LIW = 1.05 + Urw / 9000 para aislamiento externo fase – fase (52)

150

Cuadro43. Valores de soportabilidad requerida

Los factores de conversión para pruebas incluyen un factor de 1/√2 para convertir del valor pico al valor eficaz. Aplicando los anteriores factores, hallamos las tensiones de soportabilidad normalizadas SDW y LIW para las tensiones 115 kV y 34.5 kV y sus valores se muestran en las Cuadro 44Cuadro45

151

Cuadro 44. Urw – SIL requerido normalizadopara 115 kV

152

153

Cuadro45Urw – SIL requerido normalizado para 34.5 Kv

Resumen de los valores de soportabilidad requeridos. De los anteriores resultados extraemos la siguiente información sobre los valores de tensiones de soportabilidad requeridos para los niveles de 115 kV y 34.5 kV y se resumen en los Cuadro 46Cuadro47.

154

Cuadro 46. Resumen de tensiones de soportabilidad requerida 115 kV.

155

Cuadro47. Resumen de tensiones de soportabilidad requerida 34.5 kV.

Selección de aislamiento normalizado Los equipos que se requieren para esta subestación debe cumplir con los valores del nivel de aislamiento según se muestra en laCuadro 1. Niveles de tensión., Cuadro48. Valores de aislamiento normalizado. Cuadro48. Valores de aislamiento normalizado.

156

Cuadro 49. Niveles de aislamientos normalizados

157

9. CONCLUSIONES

Se elaboraron las rutinas complementarias, como son: Las distancias de seguridad, La coordinación de aislamiento, El dimensionamiento de cárcamos, El cálculo de conductores, El dimensionamiento de transformadores de corriente (t.c.) y El dimensionamiento de transformadores de tensión (t.t.), para el adecuado dimensionamiento de las subestaciones eléctricas tipo intemperie de alta tensión. Para la elaboración de las diferentes rutinas y el desarrollo de este documento fue necesario estudiar, investigar e implementar la Norma Técnica Colombiana, NTC 2050 y el Reglamento Técnico de instalaciones Eléctricas, RETIE, que son los documentos guía en Colombia para el diseño de subestaciones eléctricas. Se elaboraron los procedimientos en Microsoft Office Access claves del diseño de subestación eléctrica y que permiten ser automatizadas, es decir que no requieren de un análisis profundo del ingeniero diseñador empleando para ello la normatividad dispuesta en el RETIE y el Código Eléctrico Colombiano NTC 2050. Se elaboró el manual del usuario, empleando términos sencillos y claros que permiten a la persona interesada en emplear el aplicativo entenderlo fácilmente y ponerlo en práctica de forma rápida y segura, es decir con la certeza de que el resultado a obtener es válido y veraz. Se diseñó una aplicación informática en Microsoft Office Access que permite a los usuarios desarrollar el dimensionamiento de los principales conceptos del diseño de subestaciones eléctricas tipo intemperie de alta tensión (57.5 ≤ V ≤ 230 kV) basados en la normatividad vigente y con los principios empleados en ingeniería eléctrica para este campo. Dado lo complejo que es el diseño de subestaciones y que existen procesos que requieren de un análisis profundo del diseñador no fue posible integrar todos los procesos del diseño en este aplicativo, sin embargo el aplicativo permitirá agilizar el procedimiento el cual será empleado y actualizado en GERS.

158

10. RECOMENDACIONES El aplicativo debe ser empleado por ingenieros electricistas, quienes comprenden los términos y variables que se emplean, sin embargo estudiantes o ingenieros de otras carreras afines pueden emplearlo bajo la supervisión de un ingeniero electricista. Para próximos trabajos se pueden incluir en los diseños de subestaciones el cálculo del sistema de puesta a tierra, el sistema de protección contra rayos, el cálculo de servicios auxiliares y el sistema de control, medida, protección y comunicaciones, al igual que la fase de impresión. Con la comunicación que se da entre fases de programación, en un futuro se puede considerar unir la fase de diseño numérico con la de dibujo y proporcionar así una ayuda gráfica a los cálculos que se realizan.

159

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