Subestaciones UNIDAD I

Notas de Subestaciones Eléctricas de Potencia

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UNIDAD 1 Conceptos fundamentales para el diseño de las subestaciones

eléctricas


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1.1 Generalidades.

1.1.1 Un poco de historia. El uso de la electricidad como fuente de energía, para la calefacción, el alumbrado, el accionamiento de los motores y los equipos electrónicos es un rasgo tan característico de la vida moderna que lo vemos de una manera muy natural. No obstante, ha habido que esperar hasta el comienzo del siglo XX para lograr una plena comprensión de la naturaleza de la electricidad. Los fenómenos eléctricos se conocen desde tiempos remotos. Los antiguos griegos sabían que un trozo de ámbar frotado tenía la capacidad de atraer pequeños trozos de paja o papiro. Generalmente se considera que los sistemas de energía eléctrica se inician en 1882 con las instalaciones de Tomas Alba Edison en Nueva York, aunque existían algunas instalaciones de alumbrado utilizando lámparas de arco eléctrico. En un principio el suministro de energía eléctrica se hizo mediante corriente continua a baja tensión, utilizando el generador de corriente continua (dínamo) desarrollado en 1869 por Zénobe Théopilus Gramme. Inicialmente la carga estaba constituida por lámparas incandescentes de filamento de carbón; hacia 1884 se empezaron a utilizar motores de corriente continua, también desarrollados por el, ya que en 1873, demostró que su dínamo de corriente directa, también trabajaba como motor, permitiendo el uso industrial de la energía eléctrica. Los primeros sistemas de generación y distribución fueron en corriente continua a potencial constante y estos eran de dos hilos a baja tensión utilizando un generador de corriente continua (Figura 1.1). Conforme fue pasando el tiempo se utilizaron motores de corriente continua y la carga fue aumentando obligando a que se desarrollara el sistema de tres hilos. Figura 1.2

R R

-

+

R R

-

R R

-

+

+

Figura 1.1 Sistema de dos hilos Figura 1.2 Sistema de tres hilos

El uso de sistemas de corriente continua a baja tensión limitaba la distancia a la que podía transmitirse la energía eléctrica con una caída de tensión aceptable, por lo que demostraremos que es conveniente transportar la energía eléctrica a tensiones mayores.

Demostraremos que si la tensión de transmisión se hace n veces mayor, el peso del conductor necesario para transmitir una potencia determinada, con pérdidas también determinadas, se reduce en n

2 veces.

Consideraremos un sistema de corriente continua de dos hilos, como se muestra en la siguiente figura.

Conceptos Fundamentales para el Diseño de Subestaciones Eléctricas

- 2 -

-

+R/2

V

I

R/2

Figura 1.3

Se trata de transportar la Potencia P1 a la tensión V1 con intensidad I1 siendo R1 la resistencia de los conductores, entonces:

P1 = V1 I1 si aumentamos la tensión n veces V1 tenemos lo sig:

V2 = nV1 la potencia es la misma P1 = P2 y V1 I1 = V2 I2 entonces V1 I1 = I2 n V1

despejando I2 tenemos que: I2 = (I1 / n)

Y esto quiere decir que si aumentamos la tensión n veces, la corriente disminuye inversamente

proporcional en n veces.

Las perdidas por efecto Joule en los dos conductores de la línea van a ser iguales P1 = I12 R1 P2 = I2

2 R2

por lo que substituimos el valor de I2 encontrado, en las expresiones anteriores y tenemos:

I12 R1 = I2

2 R2 I12 R1 = (I1

2 / n2) R2 entonces: R1 = (R2 / n2)

Esto quiere decir que al aumentar la tensión n veces el peso y el volumen del conductor varia en razón

inversa del cuadrado de la tensión o también lo podemos escribir como sigue:

R2 = n2 R1

Por lo que podemos concluir que si la transmisión de la energía eléctrica se hace a tensiones mayores se reduce la corriente que circulará por el conductor para la misma carga y esto implica utilizar conductores más delgados y poder transmitir la energía eléctrica a mayores distancias o en otras palabras la sección del conductor será menor si se aumenta la tensión a igualdad de potencia transmitida, distancia y perdidas.

Se considera a Marcel Deprez como el precursor de la transmisión de energía eléctrica a alta tensión. En un informe presentado a la Academia de Ciencias de París en 1881, enunció la tesis de que elevando la tensión se puede transmitir una energía eléctrica de cualquier potencia a una gran distancia, con pérdidas mínimas. Al año siguiente realizó el experimento de transmitir con corriente continua una potencia de 1.5KW a una tensión de 2000 voltios, a una distancia de 57 Km.

La corriente continua fue desplazada por la corriente alterna al inventarse el transformador en 1883 por Gaulard y Gibbs ya que la inducción electromagnética solo se produce con un flujo variable y esta variación del flujo es esencial en todo transformador y este nuevo aparato hizo posible la elevación eficiente y económica de la tensión, pudiéndose entonces generar, transmitir y distribuir grandes cantidades de energía eléctrica a grandes distancias.

Apuntes de Subestaciones Eléctricas de Potencia

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Los primeros sistemas de corriente alterna fueron monofásicos. En 1884 Gaulard realizó una transmisión de corriente alterna monofásica de 40 Km. de longitud en la región de Turín Italia, en 1886 se puso en servicio en Estados Unidos un sistema de corriente alterna monofásico, usando transformadores con tensión primaria de 500 voltios y tensión secundaria de 100 voltios, en 1887 entró en servicio un sistema de transmisión y distribución con corriente alterna en la ciudad de Lucerna Suiza, y en 1888 en Londres. En 1883 Tesla inventó las corrientes polifásicas, en 1886 desarrolló un motor polifásico de inducción y en 1887 patentó en Estados Unidos un sistema de transmisión trifásico

El sistema de corriente alterna trifásica se desarrolló rápidamente y es actualmente de empleo general ya que tiene entre otras ventajas sobre el monofásico que la potencia total suministrada es constante siempre que el sistema trifásico sea equilibrado, mientras que en el monofásico es pulsante, además que para una misma potencia un generador o motor monofásico es más grande y por lo tanto más caro que el correspondiente trifásico.

A partir de la introducción de la transmisión con corriente alterna trifásica a finales del siglo XIX, la cantidad de energía transmitida, la longitud de las líneas y la tensión de transmisión han aumentado constantemente.

La primera línea de transmisión trifásica se construyó en 1891 en Alemania, con una longitud de 180 Km y una tensión de 12,000 voltios.

En 1896 se instaló una línea de 25 KV en Estados Unidos.

En 1903 entró en servicio una línea de 60 KV entre la planta hidroeléctrica de Necaxa y la ciudad de México, lo que constituyó en aquel momento la tensión más elevada en el mundo.

En 1913 las tensiones de transmisión subieron a 150 KV, en 1923 a 220 KV y en 1935 a 287 KV en Estados Unidos. En 1952 entró en servicio en Suecia un sistema de 400 KV, en 1953 uno de 500 KV en la Unión Soviética y en 1955 una línea de 735 KV en Canadá. La tensión más alta actualmente en servicio es de 800 KV.

1.1.2 Sistemas monofásicos y trifásicos. A continuación vamos a comparar, desde el punto de vista del costo de los conductores, un sistema monofásico de dos hilos con un sistema trifásico de 3 hilos y un sistema monofásico de tres hilos con un sistema trifásico de cuatro hilos, suponiendo que se transmite la misma potencia, con las mismas pérdidas, a la misma distancia y con la misma tensión a tierra.

Figura 1.4 Sistema monofásico de dos hilos Figura 1.5 Sistema monofásico de tres hilos


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Figura 1.6 Sistema trifásico de tres hilos Figura 1.7 Sistema trifásico de cuatro hilos Sea P = potencia real transmitida; p = pérdidas por efecto Joule; v = tensión a tierra I1, I2, I3, I4 = corrientes que circulan por los conductores como se muestra en las figuras R1 = resistencia de cada conductor, sistema de una fase, dos hilos R2 = resistencia de cada conductor, sistema de una fase, tres hilos R3 = resistencia de cada conductor, sistema de tres fases, tres hilos R4 = resistencia de cada conductor, sistema de tres fases cuatro hilos.

Se supone que la carga conectada esta equilibrada y que el factor de potencia es el mismo para todos los casos.

Para el caso del sistema monofásico de dos hilos:

P = VI1 cos

I1 = ((P/(V cos

p = 2 R1 I21 = ((2 R1 P

2) / (V

2 cos

2

Para el caso del sistema trifásico de tres hilos:

P = 3VI3 cos

I3 = ((P/(3V cos

p = 3 R3 I2

3 = ((3 R1 P2) / (9V

2 cos

2

Igualando las pérdidas en los dos casos anteriores:

((2 R1 P2) / (V

2 cos

2 ((3 R1 P

2) / (9V

2 cos

2 R3R1


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Para la misma longitud y la misma resistividad, el área de la sección recta de los conductores es inversamente proporcional a la resistencia y el peso y por lo tanto el costo de los conductores es directamente proporcional al área.

Si llamamos C1 al peso de cada conductor del sistema monofásico de dos hilos y C3 al peso de cada conductor del sistema de tres hilos:

C3C1 y como en el primer caso hay dos conductores y en segundo tres tenemos que: 3C3 /2 C1 = 3x1 /2x 6 = 3 / 12 = 1 / 4

O sea que, el peso total de los conductores del sistema trifásico es la cuarta parte del peso de los conductores del sistema monofásico.

Se comparará ahora el costo de los conductores de un sistema monofásico de tres hilos con un sistema trifásico de cuatro hilos. Las secciones del tercer hilo del sistema monofásico y del cuarto hilo del sistema trifásico son, respectivamente, la mitad de la sección de los conductores de fase correspondientes.

Si las cargas están equilibradas no circulará ninguna corriente por los neutros.

Para el caso del sistema monofásico de tres hilos se tiene:

P = 2VI2 cos

I2 = ((P/(2V cos

p = 2 R2 I2

2 = ((2 R2 P2) / (4V

2 cos

2

Para el caso del sistema trifásico de cuatro hilos, si no circula corriente por el neutro se tendrá la misma expresión para las pérdidas que la hallada para el sistema trifásico de tres hilos:

p = ((3 R1 P2) / (9V

2 cos

2 igualando las perdidas

((2 R2 P2) / (4V

2 cos

2 ((3 R1 P

2) / (9V

2 cos

2 R4R2

Si C2 es el peso de un conductor de fase del sistema monofásico de tres hilos y C4 al peso de un conductor de fase del sistema trifásico de cuatro hilos:

C4 / C2 = 2/3

Tomando en cuenta la existencia del conductor neutro en ambos sistemas, cuya sección es la mitad de la sección de los conductores de fase:

3.5xC4 / 2.5xC2 = 2x3.5/3x2.5 = 7/7.5

Entonces vemos que el sistema trifásico de cuatro hilos resulta algo mas económico considerando solamente los conductores.

Actualmente se usan sistemas de corriente monofásicos únicamente en algunos sistemas de distribución, pero en todos los casos estos sistemas se alimentan desde sistemas trifásicos.

Por lo que hace a los sistemas trifásicos, se usan tres conductores siempre que el desequilibrio entre las potencias de las tres fases es pequeño, que es el caso en las aplicaciones de transmisión. En los sistemas de distribución se usa frecuentemente el cuarto hilo, especialmente en los circuitos de baja tensión.


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1.1.3 Los sistemas eléctricos de potencia básicamente están constituidos por tres grandes grupos:

a) Sistemas de generación b) Sistemas de transmisión c) Sistemas de distribución

El nombre de estos sistemas obedece a la actividad que realizan, estando relacionada con el nivel de tensión en el que opera cada uno de ellos. Los niveles de tensión en cada uno de los sistemas son diferentes y existe un elemento que hace variar el valor de la tensión entre un sistema y otro, este elemento es el transformador que forma parte de la estación o subestación eléctrica.

Figura 1.8

En las instalaciones de corriente alterna destinadas al suministro de energía eléctrica, se encuentran los centros de transformación, cuya misión es la de elevar la tensión de los generadores en las centrales de producción con la finalidad de transportar la energía eléctrica en condiciones económicas.

También podemos distinguir a otras estaciones transformadoras por el servicio encomendado, unas disminuyen el valor de la tensión de los niveles de transmisión a los niveles de subtransmisión y otras de los niveles de subtransmisión a niveles de distribución en media tensión.

Para brindar el servicio de energía eléctrica a los usuarios en sus casas – habitación y en los pequeños comercios con pequeñas potencias, se necesita reducir nuevamente la tensión de niveles de distribución


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en media tensión a niveles de baja tensión por lo que las compañías suministradoras emplean otro transformador instalado en sus circuitos creando los circuitos de baja tensión.

La primera de las reducciones de tensión indicadas se obtendrá en una estación transformadora alimentada por la línea de transporte. De estos centros de transformación partirán las líneas que distribuyen la energía y a los cuales se conectan los primarios de otros transformadores.

Como podemos comprender en esta estación, no solamente se realiza la transformación de la energía, sino que de ella parten además varias líneas de la misma tensión y que a su vez alimentan otras estaciones transformadoras.

Figura 1.9

Generación

Subestación de Potencia

Líneas de Transmisión

Subestación de Potencia Líneas de Subtransmisión

Líneas de Media Tensión

Subestaciones

de Distribución

Transformadores

de Distribución

Transformadores

de Distribución

Circuitos de Baja Tensión


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En los centros donde se realiza la función de transformar y distribuir la energía eléctrica se le denominó también subestaciones. Este nombre no responde a una expresión definida de la labor que realizan y quiere significar que en ellas tiene lugar la transformación intermedia para llegar a la necesaria correspondiente de trabajo de la red de distribución. El prefijo pone también de manifiesto que las subestaciones son de menor importancia que la de la central que la alimenta.

Podemos observar que no existe una función diferente entre las estaciones de transformación y las estaciones transformadoras y de distribución en cuanto a la labor especifica que realizan, por lo que en la actualidad a todas las instalaciones que tienen la función de transformar o transformar y distribuir la energía eléctrica se les conoce como subestaciones.

Las subestaciones reciben su nombre dependiendo de la clasificación de estas, como se verá en la sección 1.3 y el termino de potencia nos hace pensar en transformadores de gran capacidad y grandes tensiones, de acuerdo a normas se han clasificado, en de potencia a los mayores de 500 KVA y de distribución a los menores de esta capacidad. Para los sistemas de transmisión y subtransmisión se ha considerado de potencia a todos aquellos mayores a 10,000 KVA.

Las tensiones de generación que se produce en los sistemas de corriente alterna trifásicos son del orden de: 13.2, 13.8, 15, 18, 20, 23 y 25 KV, el transformador de la subestación en la planta de generación eleva esta tensión a valores hasta de 800 KV para la transmisión. Por lo anterior expuesto vemos que el transformador es el elemento principal en una subestación y su uso reviste de una enorme importancia dentro de las instalaciones eléctricas. Como hemos indicado anteriormente una subestación eleva la tensión en las plantas generadoras para que el transporte de la energía eléctrica sea económico, reduciendo esta tensión con otras subestaciones en los centros de consumo, entonces una subestación eléctrica es un conjunto de máquinas, aparatos y circuitos que tienen la función de modificar los parámetros de la potencia eléctrica (tensión y corriente) a la misma frecuencia y tener un medio de interconexión entre las diferentes líneas del sistema. De acuerdo a lo anterior las principales funciones que se realizan en las subestaciones son las siguientes:

Cambio de los niveles de tensión y corriente mediante transformadores.

Conexión o desconexión de partes del sistema eléctrico mediante la operación de interruptores. Para que se realicen estas funciones se necesitan dispositivos operados manualmente o en forma automática y para proporcionar una protección al sistema eléctrico y al personal las subestaciones incluyen los sistemas de protección correspondientes.

1.1.5 Tensiones en el sistema eléctrico nacional La tensión en una instalación eléctrica, no permanece constante, sino que varía de acuerdo con las condiciones de operación del sistema eléctrico, esta variación de tensión debe mantenerse dentro de los límites establecidos por las características del aislamiento de los equipos, para evitar que el aislamiento se deteriore. Por esta razón, los equipos de las subestaciones se construyen para una determinada tensión nominal y para una tensión máxima de servicio. De acuerdo a la norma oficial mexicana, la tensión nominal es el valor asignado al circuito o sistema para la denominación de su clase de tensión, la tensión real al cual funciona el circuito varía dentro de una banda que permite un funcionamiento satisfactorio del equipo, más menos 10%. La tendencia actual sobre la variación de la tensión en la república mexicana es que sea de mas menos 5%. Las tensiones utilizadas en los sistemas eléctricos en México se pueden agrupar de acuerdo a lo indicado en las tablas 1.1 y 1.2,


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Tabla 1.1 Tensiones utilizadas por Comisión Federal De Electricidad

SISTEMA TENSIÓN EN KV OBSERVACIONES

Baja Tensión 0.120, 0.127, 0.220, 0.240 Circuitos de B. T.

Media Tensión 13.8, 23, 34.5 Líneas de Distribución

Alta Tensión 69, 85, 115, 138, 161, 230 Líneas de subtransmisión y Transmisión

Extra Alta Tensión 400 Líneas de Transmisión

Nota: Las tensiones de 85, 138 y 161 KV se encuentran restringidas. Tabla 1.2 Límites de las tensiones nominales preferentes utilizadas por Comisión Federal de Electricidad.

TENSIÓN NOMINAL VOLTS

TIPO DE SISTEMA

TENSIÓN DE SERVICIO MINIMA VOLTS

TENSIÓN DE SERVICIO MÁXIMA VOLTS

ACOMETIDAS Y CIRCUITOS SECUNDARIOS

120 / 240 1 Fase 3 Hilos

108 / 216 132 / 264

240 / 120 3 Fases 4 Hilos

216 / 108 264 / 132

220Y / 127 3 Fases 4 Hilos

198Y /114 242Y / 140

CIRCUITOS DE DISTRIBUCIÓN

13,800 3 Fases

3 o 4 Hilos 12,420 15,180

23,000 3 Fases

3 o 4 Hilos 20,700 25,300

34,500 3 Fases

3 o 4 Hilos 31,050 37,950

LINEAS DE SUBTRANSMISION

69,000 3 Fases 3 Hilos

62,100 72,500


103,500 123,000

LINEAS DE TRANSMISION


No se especifica 245,000


No se especifica 420,000


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Figura 1.10 Sistema Eléctrico Nacional


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Figura 1.11 Diagrama de Potencia Zona Oaxaca


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Figura 1.12 Vista aérea de la Subestación Oaxaca Potencia


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Figura 1.13 Croquis de ubicación de las instalaciones de la

subestación Oaxaca – Potencia

Caseta

de

control

Oficinas

Sección Bcos. de

transformación.

Sección 115 KV.

Sección 230 KV.

Caseta

planta emerg.

Bode

ga

Transf 's. serv. prop.

Loca

l

cuad

rillla

s

AccesoCaseta

vig.

N

Estac

iona

mien

to


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1.1.6 Frecuencia de Servicio. Al inicio de la industria eléctrica, la construcción de los equipos eléctricos se realizaba para las características de tensión y de frecuencia que se ajustaban mejor a las necesidades de cada caso particular. De esta forma los constructores de transformadores preferían frecuencias elevadas; la principal ventaja de estas frecuencias elevadas es que los transformadores requieren menos hierro y menos cobre y son por esto mas ligeros y menos caros, al construirse con menores cantidades de hierro daba como consecuencia menores pérdidas en el núcleo y por lo tanto mejor rendimiento; por el contrario los constructores de máquinas eléctricas giratorias preferían frecuencias bajas, lo que significaba menores velocidades rotóricas y por lo tanto menores esfuerzos mecánicos. La caída de tensión en las líneas de transmisión varía casi en razón directa de la frecuencia, de manera que con bajas frecuencias se obtiene una mejor regulación de la tensión en toda la red. Después se comprendió la necesidad de unificar los diferentes criterios y de esta forma, en Europa se adopto la frecuencia de 50 hz. , mientras que en Estados Unidos se prefirió la de 60 Hz. De forma general se puede decir que los generadores y los transformadores resultan algo más económicos si se construyen para la frecuencia de 60 Hz. Por el contrario las líneas de transmisión operan mejor a 50 Hz. Ya que la reactancia es proporcional a la frecuencia de servicio, de tal forma que una línea de 60 Hz. Equivale a tener una longitud eléctrica superior en un 20 % a la misma línea funcionando a 50 Hz. En México esta reglamentado que la frecuencia de servicio sea de 60 Hz. 1.2 Conceptos generales de diseño de subestaciones eléctricas. El diseño de las subestaciones eléctricas está condicionado en cierto modo a las exigencias de su operación y a la acción de su realización, pero también por otra parte al desarrollo que pueda tener a futuro la red a la que se encuentra conectada, en función del continuo aumento de la demanda de energía eléctrica. Tomando en cuenta estos factores es común que en el proyecto de las subestaciones eléctricas se hagan las previsiones necesarias para ampliaciones futuras de manera tal que un proyecto y construcción para una subestación eléctrica se pueda hacer por etapas. Podemos indicar que para el diseño de las subestaciones eléctricas es necesario mencionar los puntos siguientes:

a) Localización de la subestación. El punto de partida para localizar el sitio donde se deberá encontrar una subestación, se deriva de un estudio de planeación, a partir del cual se localiza con la mayor aproximación, el centro de carga de la región que se necesita alimentar.

Una vez localizado el terreno se debe efectuar un estudio para que no exista dificultad en la llegada de los circuitos de alimentación a la subestación. Las alimentaciones podrán efectuarse por medio de líneas de transmisión, o bien si no hay espacio disponible para su tendido, por medio de cables subterráneos de alta tensión. Localizado el terreno se procede a la obtención de los datos climatológicos de la región:

a. Temperatura máxima y mínima b. Velocidad máxima del viento c. Altura sobre el nivel del mar d. Nivel isoceráunico e. Nivel sísmico f. Nivel pluviométrico g. Grado de contaminación


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

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

Si la alimentación proviene de un arreglo en anillo, la tensión queda obligada por la misma del anillo.

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

c) Capacidad. La capacidad de una subestación se fija, considerando la demanda actual de la zona

en KVA, mas el incremento en el crecimiento, obtenido por extrapolación, durante los siguientes diez años, previendo el espacio necesario para futuras ampliaciones.

d) Líneas de transmisión. Bajo este concepto se consideran las líneas aéreas y los cables

subterráneos con los siguientes datos:

Información topográfica sobre la localización de los remates de todos los circuitos de potencia y distribución que penetran en la subestación.

Tipo de torres utilizadas, tensiones mecánicas y calibre de los conductores.

e) Arreglo. Como arreglo de la subestación entendemos que debe de indicarse si es una subestación con un solo juego de barras colectoras, de interruptor y medio etc.

f) Capacidad de corto circuito. Deberá diseñarse también para soportar físicamente los esfuerzos

producidos por fuerzas debidas a las corrientes de corto circuito ya que, aunque no es deseable, sabemos que estas fallas pueden presentarse.

g) Tiempo de falla. Tiempo máximo de liberación, cuando se produce una falla y al operar las

protecciones esta queda eliminada o aislada.

h) Resistividad del terreno. Es importante conocer este dato ya que es de suma importancia en el diseño de la red de tierras que tiene como finalidad brindar seguridad al personal que transita dentro de la subestación.

1.3 Clasificación de las subestaciones.

Las subestaciones se pueden clasificar de varias formas, en estas notas se hará de la siguiente manera:

De acuerdo a su función en:

a) Subestaciones elevadoras.- Tienen como propósito elevar la tensión para poder transmitir la

energía eléctrica, por lo general estas se encuentran adyacentes a las plantas generadoras. b) Subestaciones reductoras.- Tienen como propósito reducir la tensión de los niveles de

transmisión a los niveles de subtransmisión o de distribución, como es el caso de las compañías suministradoras de energía eléctrica, o de los niveles de transmisión o subtransmisión a los niveles de distribución o utilización, como es el caso de las subestaciones industriales.

Subestaciones reductoras primarias.- Tienen como propósito reducir la tensión de transmisión a los niveles de subtransmisión o de distribución.

Subestaciones reductoras secundarias.- Estas subestaciones se encuentran alimentadas normalmente por tensiones de subtransmisión y salidas con niveles de tensión de distribución.


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c) Subestaciones de Interconexión.- Se utilizan en las instalaciones de maniobras para realizar la interconexión del sistema eléctrico o contribuyendo a mejorar la continuidad y confiabilidad del servicio. Únicamente son nodos de entrada y salida sin elementos de transformación y son utilizadas como interconexión de líneas, derivaciones, conexión y desconexión de compensación reactiva y capacitiva, entre otras.

De acuerdo a su construcción se clasifican como:

a) Tipo Exterior:

Abiertas.- Estas subestaciones se construyen en terrenos expuestos a la intemperie y requieren de un diseño y elementos capaces de soportar el funcionamiento bajo condiciones atmosféricas adversas (lluvia, viento, nieve e inclemencias atmosféricas diversas) por lo general se usan en los sistemas de alta y extra – alta tensión.

Compactas.- Este tipo se utiliza para tensiones hasta de 34.5 KV ya que además de la seguridad lograda, su instalación, maniobras y operación se facilita grandemente.

b) Tipo interior:

Abiertas.- Este tipo de subestaciones se usaba hace algunos años, en la actualidad ya no se diseñan ni se construyen. Una de sus desventajas era que se necesitaba un local especial para ella, existiendo además un alto riesgo para las personas que estuvieran en este local.

Compactas.- Esta es la mas común por su flexibilidad y facilidad de maniobra, instalación, operación y seguridad, puede estar instalada en lugares reducidos.

c) Blindadas o unitarias en hexafloruro de azufre.- Se emplean en tensiones superiores a 69KV

y vienen a ser equivalentes a subestaciones compactas y los aparatos y máquinas se encuentran totalmente blindados. Su precio las hace poco accesibles, en la mayoría de los casos a pesar de sus ventajas se recomienda en áreas de alta contaminación y atmósfera corrosiva o en plantas químicas, fabricas con desechos contaminantes, lugares peligrosos, etc.

d) Pedestal o tipo Jardín.- Son subestaciones de distribución que se utilizan generalmente en

redes subterráneas de distribución. Su diseño es similar a la compacta que busca combinar con la fabricación del transformador diseños compactos y de presentación agradable.

e) Tipo azotea.- Se utiliza mucho en la provincia de la republica mexicana y aunque viene a

resolver problemas de local, tiene inconvenientes en el aspecto de seguridad. Las acometidas aéreas aumentan el peligro por la cercanía a muros y soportes, además la maniobra de subir y bajar el transformador de la azotea implica gastos mayores y mayor peligro.

De acuerdo al arreglo de barras:

a) Barra sencilla y transferencia.- Este arreglo es el más sencillo ya que consta de una sola barra con una cuchilla de transferencia puenteando de la barra a la salida del alimentador

b) Barra sencilla y barra de transferencia.- Este arreglo está conformado por una sola barra de operación a la cual están conectados todos los alimentadores y un interruptor de transferencia que alimenta a través de la barra de transferencia y de su cuchilla al alimentador por sustituir

c) Barra anilladas.- Este arreglo está conformado por barras en serie conectadas por interruptores en forma de anillo, saliendo de cada barra un alimentador

d) Barra seccionada con barra de transferencia.- Es un arreglo similar al del inciso b), solo que con la barra seccionada en cada alimentador con la finalidad que en el momento de desenergizar el alimentador libre también la sección de barra correspondiente.


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e) Barra principal y de transferencia(o barra 2).- Es un arreglo conformado por dos barras que pueden operar como barra No. 1 y barra No. 2 o ésta última como barra de transferencia.

f) Doble barra y doble interruptor.- Es un arreglo conformado por dos barras que operan como barra No. 1 y barra No. 2, cada una con su propio interruptor para un solo alimentador.

g) Doble barra con interruptor y medio.- Es un arreglo conformado por dos barras enlazadas por tres interruptores en serie, tomando los dos alimentadores en las partes medias, compartiendo así el interruptor central.

h) Doble barra principal y barra de transferencia.- Es un arreglo conformado por tres barras; 1 y 2 unidas por un interruptor de amarre y otra barra de transferencia, permitiendo repartir la carga a barra 1 ó 2, así también permite transferir la carga a una sola barra para mantenimiento de la otra.

Los arreglos mencionados en los incisos a) al d), se utilizan por lo general en subestaciones de distribución y los de los incisos e) al h) son los mas usuales en México en subestaciones de potencia con niveles de tensión de 115 KV, 230 KV y 400 KV.

1.4 Diagramas y simbología normalizadas. 1.4.1 Simbología


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1.4.2 Diagramas de conexiones.

El diagrama unifilar de una subestación eléctrica es el resultado de conectar en forma simbólica y a través de un solo hilo todo el equipo mayor que forma parte de la instalación, considerando la secuencia de operación de cada uno de los circuitos. El diseño de una instalación eléctrica tiene su origen en el diagrama unifilar correspondiente, que resulta del estudio de las necesidades de carga de la zona en el presente y con proyección a un futuro de mediano plazo.

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

El diagrama de conexiones que se adopte, determina en gran parte el costo de la instalación. Este depende de la cantidad de equipo considerado en el diagrama, lo que a su vez repercute en la adquisición de mayor área de terreno y finalmente en un costo mayor.

En la realización de un mismo diagrama de conexiones, se pueden adoptar diferentes disposiciones constructivas, que presentan variaciones de la superficie ocupada, en función del tipo de barras, del tipo de estructuras, de la mayor o menor sencillez de la instalación, del aspecto de la instalación, etc., mismas que también repercuten en el costo final de la subestación.

Los criterios que pueden utilizarse para hacer la selección del diagrama unifilar mas adecuado, son los siguientes:

a) Continuidad del servicio b) Flexibilidad de operación .

c) Facilidad para dar mantenimiento a los equipos d) Cantidad y costo del equipo eléctrico a) Continuidad del servicio.- Desde este punto de vista, es indispensable, que una falla trifásica en un punto de la red que alimenta la subestación sea liberada en un tiempo mínimo, si hablamos de tensiones de 230 Kv el tiempo de liberación de la falla deberá ser menor a 15 ciclos, o sea menos de 0.3 segundos, para evitar que se produzca el fenómeno de inestabilidad entre los generadores del sistema y como consecuencia una interrupción total. Por otra parte la desconexión de la sección del sistema de 230 Kv afectada por la falla no debe provocar la desconexión por sobrecarga de otras secciones y en esta forma, por un proceso en cascada, la interrupción total del sistema. Para satisfacer la primera condición, o sea la desconexión de cualquier falla en la red de 230 Kv en menos de 15 ciclos, es necesario que cada elemento de la red (líneas, transformadores y barras colectoras) queden protegidos de tal forma que esta protección sea rápida, selectiva y confiable. b) y c) Flexibilidad de operación y de mantenimiento.- Si comparamos los diagramas 1 y 2 que muestra respectivamente los arreglos con un solo juego de barras colectoras y con dos juegos de barras colectoras: uno principal y otro auxiliar resulta evidente que el segundo arreglo tiene por objeto permitir sustituir cualquiera de los interruptores por el interruptor comodín, para poder dar mantenimiento o hacer la reparación de cualquier interruptor sin tener que desconectar ninguna línea ni ningún transformador. El arreglo con tres juegos de barras; dos principales y uno auxiliar, permite además de sustituir cualquier interruptor por el comodín, tener las líneas y los transformadores repartidos entre los dos juegos de barras colectoras principales y protegiendo cada uno de estos juegos con una protección diferencial independiente y evitar que en caso de una falla en las barras se desconecte toda la subestación. Hay que hacer notar que el arreglo con doble juego de barras colectoras tiene una gran flexibilidad, ya que puede utilizarse como un arreglo con barras principales y barras auxiliares con interruptor comodín, o como un arreglo con doble juego de barras con interruptor de amarre.


- 22

-

Los arreglos antes citados, con interruptor comodín logran la flexibilidad en el mantenimiento de los interruptores a costa de una complicación considerable de la instalación y de las maniobras de operación. Por lo que hace al arreglo de interruptor y medio, es evidente como se muestra en el diagrama que puede desconectarse cualquier interruptor, para revisión o reparación, sin interrumpir ninguna línea, ni ningún transformador. d) Cantidad de equipo eléctrico necesario.- Para este punto se debe de hacer una comparación entre los siguientes arreglos:

Un solo juego de barras colectoras Doble juego de barras colectoras Doble juego de barras colectoras principales y un juego de barras colectoras auxiliares. Interruptor y medio.

Tabla 1.3 Comparación entre cuatro diagramas de conexiones para una subestación de 230 Kv . con dos circuitos de 230 Kv y dos transformadores de 230 Kv / 85 Kv

CANTIDAD DE EQUIPO NECESARIO COSTO %

INTERRUP TORES

CUCHILLAS JGOS DE T.C.

JGOS DE T.P.

UN JUEGO DE BARRAS COLECTORAS

4 7 4 1 100

DOBLE JUEGO DE BARRAS COLECTORAS

5 12 5 2 138

DOBLE JUEGO DE BARRAS COLECTORAS PRINCIPALES Y

UN JUEGO DE BARRAS AUXILIARES

6 22 6 2 188

INTERRUPTOR Y MEDIO

6 12 6 2 157

Como puede verse el costo del equipo de alta tensión necesario para el arreglo con interruptor y medio es inferior al del equipo necesario para el arreglo de doble juego de barras colectoras principales y un juego de barras auxiliares; si se tiene en cuenta que, ademas, el arreglo de interruptor y medio es superior desde el punto de vista de la continuidad del servicio y permite la misma flexibilidad en la revisión de los interruptores que el otro arreglo mencionado. Por lo que hace al arreglo con doble juego de barras colectoras, este resulta más económico que el de interruptor y medio y la economía se acentúa al aumentar el número de líneas y de transformadores. Sin embargo debe recordarse que en caso de una falla en las barras colectoras se desconecta la mitad de las líneas y de los transformadores y que para revisar un interruptor es necesario desconectar la línea o el transformador correspondiente. En base a lo anterior, a continuación se describen los diagramas de conexiones más utilizados en subestaciones, siguiendo un orden creciente de complejidad.


- 23 - - - 23 - -

a) Un solo juego de barras colectoras b) Un solo juego de barras colectoras seccionadas

Figura 1.17 Diagrama con un solo juego de barras colectoras

Figura 1.17 a):

Es el arreglo mas sencillo. En condiciones normales de operación, todas las líneas y bancos de transformadores están conectados al único juego de barras.

Con este arreglo en caso de operar la protección diferencial de barras, ésta desconecta todos los interruptores, quedando la subestación completamente desenergizada, no tiene flexibilidad.

El mantenimiento debe hacerse en vivo o disparar toda la subestación.

Es el arreglo que utiliza menor cantidad de equipo y por lo tanto el mas económico. Figura 1.17 b):

Es el arreglo mas sencillo al igual que el diagrama a), todas las líneas y bancos de transformadores están conectados a la barra.

Al tener un juego de cuchillas seccionadoras en la barra y presentarse una falla en estas queda fuera de servicio toda la subestación. Entonces se abren las cuchillas mencionadas, se deja fuera la parte dañada y así puede trabajar la mitad de la instalación que no sufrió daño, existe mayor flexibilidad que en el diagrama anterior.

El mantenimiento de los interruptores se dificulta porque hay que dejar fuera de servicio parte de la instalación.

Es el arreglo que utiliza menor cantidad de equipo y por lo tanto es el más económico, igual que el diagrama a).


- 24

-

Figura 1.18 Diagrama con un juego de barras principales y de transferencia

Este arreglo es ligeramente mas complejo que el diagrama anterior (Figura 1.17)

Al tener barra de transferencia se puede retirar de servicio cualquier interruptor para darle mantenimiento, cargando el circuito a otro interruptor

En caso de falla del interruptor que tiene dos circuitos, se dejará sin energía a los mismos.

Figura 1.19 Diagrama de conexiones con un juego de barras colectoras y de transferencia

Es una alternativa del de la figura 1.17, en la cual las barras de transferencia se utilizan, para sustituir, a través del interruptor comodín cualquier interruptor que necesite mantenimiento.

Las barras de transferencia se utilizan para sustituir, a través del interruptor comodín cualquier interruptor.

En caso de falla de la barra principal el arreglo esta sujeto a las mismas limitaciones, que al arreglo de un solo juego de barras colectoras.


- 25 - - - 25 - -

Figura 1.20 a) Diagrama con doble juego de barras a base de cuchillas

Este diagrama sería el que sigue en cuanto a complejidad y a flexibilidad por lo que este tipo de

arreglo sería mas costoso que los anteriores y consideraremos una variante.

Este esquema representa el siguiente paso en ganar flexibilidad a bajo costo

Permite dar mantenimiento a las barras

Reduce la duración de las salidas por falla de la barra, pero no permite el mantenimiento de interruptores.

Figura 1.20b) Diagrama con doble juego de barras a base de cuchillas e interruptor.

En condiciones normales de operación, todas las líneas y bancos de transformadores se conectan a las barras principales. Con este diagrama se obtiene buena continuidad de servicio.

Los arreglos con interruptor comodín logran mayor flexibilidad de operación, aunque aumentan las maniobras en el equipo.

Este arreglo permite sustituir y dar mantenimiento a cualquier interruptor, por el comodín, sin alterar la operación de la subestación en lo referente a desconectar líneas o bancos de transformadores.


- 26

-

Con respecto a los casos anteriores, la cantidad de equipo es mayor, así como su costo.

Figura 1.21 Diagrama con doble juego de barras colectoras o barra partida

La mitad de las líneas y transformadores se conectan a un juego de barras y la otra mitad a otro juego

En este arreglo la continuidad no es buena, ya que por cada interruptor que necesite revisión se tiene que desconectar el transformador o línea correspondiente.

La subestación en condiciones normales, se opera con el interruptor de amarre y los dos juegos de cuchillas en posición de cerrado, de tal manera que, en caso de una falla en uno de los juegos de barras, el otro sigue operando, trabajando la subestación a media capacidad, mientras se efectúan las maniobras necesarias para librar las cuchillas de todos los circuitos de las barras dañadas dejando la subestación conectada al juego de barras en buen estado, mientras se reparan las barras afectadas.

Para dar mantenimiento a cada interruptor, se necesita desconectar el circuito correspondiente.

Este arreglo es mas caro que el de un solo juego de barras.


- 27 - - - 27 - -

Figura No. 1.22 Diagrama con doble juego de barras principales y uno de barras auxiliares

Cada juego de barras tiene su protección diferencial independiente para evitar, en caso de una falla de estas, la desconexión total de la subestación.

Los juegos de barras principales permiten que la mitad de las líneas y transformadores se conecten a un juego y la otra mitad al otro.

Las barras auxiliares sirven para que el interruptor comodín pueda sustituir la operación de cualquier interruptor de circuito.

Este arreglo permite dar mantenimiento a cualquier interruptor sustituyéndolo por el interruptor comodín, sin alterar la operación de la subestación.

La cantidad de interruptores es igual mas uno al caso anterior y las cuchillas aumentan en un 50%.

Figura 1.23 Diagrama en anillo sencillo


- 28

-

Figura 1.24 Diagrama en doble anillo


- 29 - - - 29 - -

Para las figuras 1.23 y 1.24 tenemos:

Permite perfecta continuidad de servicio, aún en el caso de que salga de servicio cualquier transformador de línea.

Al salir de servicio cualquier circuito por motivo de una falla, se abren los dos interruptores adyacentes, se cierran los interruptores de enlace y queda restablecido el servicio instantáneamente.

Si falla un transformador o una línea, la carga se pasa al otro transformador o línea, o se reparte entre los dos adyacentes.

Si el mantenimiento se efectúa en uno de los interruptores normalmente cerrado, al dejarlo desenergizado, el alimentador respectivo se transfiere al circuito vecino, previo cierre automático del interruptor de amarre.

Prácticamente requiere el mismo equipo que el primer caso de barra sencilla, con la ventaja de que se ahorra la protección de barras.

Figura 1.25 Diagrama con doble barra e interruptor y medio Figura 1.26 Diagrama con interruptor y medio


- 30

-

Para las figuras 1.25 y 1.26 tenemos:

En condiciones normales de operación, todos los interruptores están cerrados, cada juego de barras tienen su propia protección diferencial y en caso de falla de cualquier barra, ésta desconecta todos los interruptores que llevan energía al juego de barras afectado, sin dejar fuera de servicio ninguna línea o transformador.

Cada módulo consta de tres interruptores, cada uno de los cuales tiene dos juegos de transformadores de corriente, uno a cada lado y dos juegos de cuchillas, también uno a cada lado.

Los interruptores externos conectan a las barras del lado de la línea en un caso y del lado del banco en el otro caso. Entre los dos interruptores exteriores y el central se observa una conexión de línea o cable de un lado; y del otro una conexión a un transformador.

Reduce la prolongada salida de cualquier circuito debido a falla de interruptores.

Permite mantenimiento de interruptores sin afectar el servicio.

Figura 1.27 Diagrama con arreglo de doble interruptor

Es tan caro que solo se usa donde la continuidad del servicio es extremadamente necesaria.

Flexibilidad optima

Se puede efectuar la reparación de cualquier interruptor sin afectar la continuidad del servicio.

Se usa en plantas generadoras y en subestaciones alimentadoras de redes automáticas de distribución.


- 31 - - - 31 - -

Figura 1.28 Diagrama unifilar de la subestación Mariscala


- 32

-

Vo Bo: RDJG

ZONA OAXACA

OFICINA DE PROTECCIONES

ELAB: ING. FVE REV: ING. JBM

DIAGRAMA UNIFILAR DE PROTECCIONES

S.E. MITLA

DOC: DKBG0-001/02

FECHA: AGOSTO/2002

HOJA: 1 DE 1

Figura 1.29 Diagrama unifilar de la subestación Mitla


- 33 - - - 33 - -

Figura 1.27 Diagrama unifilar subestación Oaxaca uno

Figura 1.30 Diagrama unifilar de la subestación Oaxaca Uno

TODOS LOS NUMEROS LLEVAN ANTEPUESTO " OAX "

4048

72019

404140514071

4079

PRINCIPES

4070

4059

OAX. CENTRO

40784050

4049

MARQUEZADO

40584040

B1-13.8 KV

Icc1F=6146.28Icc3F=5743.34

42010

42018

42024

14.4 KV

2TP S

B.T. - 13.8 KV

42011

T112/16/20 MVA110/13.8 KV

7.68/10.22/12.74 %

42019

BUS-115KV

Icc3F=3461.2Icc1F=3505.4

B.P.

73341

72010

72011

73349

73340

T. O.

73348

A OAP

72029

Icc1F=6167.2Icc3F=5761.7

B2-13.8 KV

FABRICAS DE FRANCIA

4081

4089

4080

ZONA OAXACA


4061401140214031

40284038

4039

TECNOLOGICO

4030

4029

ZAACHILA

4020

DIAGRAMA UNIFILAR

S.E. OAXACA UNO(OAX)

REV: ING. JBMELAB: ING. JBT

DIVISION SURESTE

CFE

4060

PLAZA DEL VALLE

4019

TRIPLAY

40104018

4069

4068

T212/16/20 MVA110/13.8 KV

7.649/10.29/12.78 %

49122

49120

49121

42028

42020

42021

220/127 V

42034

45 KVA

TSP

42029

HOJA: 1 DE 1

4088

T. O.

7332173341

73320

73329

69000/115-69 V

3TP S72020

72021

73308

A OXP

jX(1)R(1)

jX(0)R(0)

3.2568 j18.1684

SEC(0) EQUIVALENTE

3.64488 j18.8334

IMPEDANCIAS EQUIVALENTES DEL SISTEMA EN EL BUS DE 115 KV

SEC(+) EQUIVALENTE


- 34

-

Figura 1.31 Diagrama de protecciones del transformador 1 de la subestación Oaxaca Uno

IMPEDANCIAS EQUIVALENTES DEL SISTEMA EN EL BUS DE 115 KV

4048

7201986 87

ION 8400

MED

79

50/51F/N

BP

BT

404140514071

600/5

4050

4059

OAX. CENTRO


PRINCIPES

4078

4079

600/5

4070

ION 8400

MED

79

50/51F/N

MARQUEZADO

ION 8400

MED

79

50/51F/N

4058

4049

4040

600/5

ACM-3720

T112/16/20 MVA110/13.8 KV

7.68/10.22/12.74 %

63

42010

42018

42011

1200/5

42019

51F/N

51NT

1200/5

MED

79

73341

72010

200/5

72011

51F

73348

73349

73340

21F/21N

67N

T. O.

A OAP

4031

ZONA OAXACA




TECNOLOGICO

ELAB: F.V.E

CFEDIVISION SURESTE

REV: ING. JBM

4030

ION 8400

MED

79

50/51F/N

4039

600/5

4038

HOJA: 1 DE 2

49122

A HOJA 2

49121 49120

SEC(0) EQUIVALENTE

SEC(+) EQUIVALENTE

R(0)

3.2568

R(1)

3.64488

jX(0)

j18.1684

j18.8334

jX(1)

BUS-115KV

Icc1F=3505.4Icc3F=3461.2

B1-13.8 KV

Icc1F=6146.28Icc3F=5743.34


- 35 - - - 35 - -

Figura 1.32 Diagrama de protecciones del transformador 2 de la subestación Oaxaca Uno

73308

200/5

1200/5

42029

42021

42020

T212/16/20 MVA

110/13.8 KV7.649/10.29/12.78 %

72029

72020

72021

8786

40114061

PLAZA DEL VALLE

4060


ION 8400

MED

79

50/51F/N

TRIPLAY

4069

4068

600/5

4019ION 8400

MED

79

50/51F/N

4010

600/5

DE HOJA 1

ACM-3720

63

51F/N

73321

51F

MED

79

73329

73320

21F/21N

67N

T. O.

A OXP

40814021



ZAACHILA

ELAB: F.V.E

CFEDIVISION SURESTE

ION 8400

MED

401879

50/51F/N

4029

4020

600/5

4028

FABRICAS DE FRANCIA

ZONA OAXACA


REV: ING. JBM HOJA: 2 DE 2

4089

4080

ION 8400

MED

79

50/51F/N

600/5

4088

42028

1200/5

51 NT

BUS-115KV

Icc1F=3505.4Icc3F=3461.2

Icc1F=6167.2Icc3F=5761.7

B2-13.8 KV


- 36

-

Figura 1.33 Diagrama unifilar subestación Oaxaca Dos

HOJA: 1 DE 1

DOC: DKBG0-001/02

FECHA: 20/MAY/2002

Vo Bo: RDJG

ZONA OAXACA


DIAGRAMA UNIFILAR

S.E. OAXACA DOS (OXD)

ELAB: ING. F.V.E

CFEDIVISION SURESTE

REV: ING. JBM

Icc3F=3489.1Icc1F=3501.7

Icc3F=7896.3Icc1F=8673.21

Icc3F=5057.85

Icc1F=5364.84Icc3F=2186.2Icc1F=2330.4


- 37 - - - 37 - -

Figura 1.34 Diagrama unifilar de la subestación Oaxaca Poniente

Icc1F=4989.45Icc3F=4732.84

ZONA OAXACA


DIAGRAMA UNIFILAR

S.E. OAXACA PONIENTE

ELAB: F.V.E REV: ING. J.B.M.

CFEDIVISION SURESTE

HOJA: 1 DE 1

Icc1F=5113.72Icc3F=4843.87

Icc3F=3621.6Icc1F=3910.6


- 38

-

1.4.3 Nomenclatura usada por CFE.

IDENTIFICACION DE LAS TENSIONES DE OPERACIÓN Las tensiones de operación se identificarán por la siguiente tabla de colores:

Tensión de Operación Color

De 0 a 13.2 Kv Naranja

De 13.2 a 44.0 Kv Blanco

De 60.0 a 115.0 Kv Morado Magneta

De 138.0 a 161.0 Kv Verde

230.0 Kv Amarillo

400.0 Kv Azul

Este código de colores se aplicará en tableros mímicos, dibujos unifilares y monitores de TV.

IDENTIFICACION DEL EQUIPO La identificación del equipo de una instalación determinada, se hará con cinco dígitos. Como

única excepción y sujeto a revisiones posteriores, los alimentadores de distribución (radiales) en 34.5 KV y tensiones inferiores conservarán la nomenclatura de cuatro dígitos en las instalaciones.

Por lo tanto van a existir dos tipos de identificación:

a. Cuando la tensión sea mayor de 34.5 Kv va a existir una nomenclatura de 5 dígitos. b. Cuando la tensión sea menor de 34.5 Kv va a existir una nomenclatura de 4 dígitos.

NOMENCLATURA DE 5 DIGITOS

El orden que ocuparán de acuerdo a su función los dígitos, se hará de izquierda a derecha. Primero -----------------Tensión de operación Segundo ---------------- Tipo de equipo Tercero y Cuarto -----Número asignado al equipo (las combinaciones que resulten) del 0 al 9 para el

tercer dígito, combinando del 0 al 9 del cuarto dígito. Quinto -------------------Tipo de dispositivo Tensión de operación. Esta definido por el primer caracter alfanumérico de acuerdo a lo siguiente:

Número Tensión en Kv Número Tensión en Kv

1 0.00 a 2.40 7 70.10 a 115.00

2 2.41 a 4.16 8 115.10 a 161.00

3 4.17 a 6.99 9 161.10 a 230.00

4 7.00 a 16.50 A 230.10 a 499.00

5 16.60 a 44.00 B 500.10 a 700.00

6 44.10 a 70.00


- 39 - - - 39 - -

Tipo de equipo. Está definido por el segundo carácter numérico de acuerdo a lo siguiente:

Número Equipo

1 Grupo generador – transformador(unidades generadoras)

2 Transformadores o auto transformadores

3 Líneas o alimentadores

4 Reactores

5 Capacitores(serie o paralelo)

6 Equipo especial

7 Esquema de interruptor de transferencia o comodín

8 Esquema de interruptor y medio

9 Esquema de interruptor de amarre de barras

0 Esquema de doble interruptor lado barra 2

Número asignado al equipo. El tercer y cuarto carácter definen el número económico del equipo

de que se trate y su combinación permite tener del 00 al 99, además es un número que lo establece el CENACE

Tipo de dispositivo. Para identificarlo se usa el quinto carácter numérico que especifica el tipo de

dispositivo de que se trata.

Número Dispositivo

0 Interruptor

1 Cuchillas a barra uno

2 Cuchillas a barra dos

3 Cuchillas adicionales

4 Cuchillas fusible

5 Interruptor en gabinete blindado(extracción)

6 Cuchillas de enlace entre alimentadores y/o barras

7 Cuchillas de puesta a tierra

8 Cuchillas de transferencia

9 Cuchillas lado equipo(líneas, transformador, generador, reactor, capacitor)

Las barras se identifican en la forma siguiente: B1 Tensión en KV B2 Tensión en KV BT Tensión en KV El siguiente equipo se identifica: U Unidad T Transformador (Todo equipo de transformación) AT Auto transformador R Reactor C Capacitor

Cuando se trata del grupo generador y transformador, se debe identificar con el mismo número; por ejemplo: Si el generador se identifica como U 10, el transformador también se identifica como T 10, como se ve en el ejemplo, no se usan guiones entre la letra y el número, sino un espacio.


- 40

-

Figura 1.35 Ejemplo de nomenclatura usada


- 41 - - - 41 - -




- 42

-

NOMENCLATURA DE 4 DIGITOS El orden que ocuparán de acuerdo a su función los dígitos, es de izquierda a derecha. Primero -------------------------- Tensión de operación Segundo y Tercero ---------- Número asignado al equipo (las combinaciones que resulten) del 0 al 9 para el segundo dígito, combinando del 0 al 9 del tercer dígito. Definen el número económico del equipo de que se trate y su combinación permite tener del 00 al 99. Cuarto ----------------------------- Tipo de dispositivo Como podemos ver son muy parecidos a los caracteres alfanuméricos de 5 dígitos, solo que en este caso va a ver una pequeña modificación teniendo la siguiente tabla:

Número Dispositivo

0 Interruptor

1 Cuchillas a barra uno

2 Restaurador

3 Cuchillas adicionales

4 Cuchillas fusible

5 Interruptor en gabinete blindado(extracción)

6 Cuchillas de enlace entre alimentadores y/o barras

7 Cuchillas de puesta a tierra

8 Cuchillas de transferencia

9 Cuchillas lado equipo(líneas, transformador, generador, reactor, capacitor)

1.4.4 Clasificación internacional de dispositivos.

En la operación se identifican los dispositivos con los siguientes números de la clasificación internacional de normas vigentes, o los números que corresponden en la clasificación que rija en el momento de aplicarse.

1. Elemento maestro. 2. Relevador de arranque o de cierre, con retardo 3. Relevador de comprobación o del bloqueo condicionado. 4. Contacto maestro. 5. Dispositivo de parada 6. Interruptor de arranque 7. Interruptor de ánodo. 8. Interruptor del circuito de control. 9. Dispositivo inversor. 10. Interruptor de secuencia de unidad. 11. Reservado para aplicación futura. 12. Dispositivo de sobre velocidad. 13. Dispositivo de velocidad sincronía. 14. Dispositivo de baja velocidad. 15. Dispositivo para comparar y conservar velocidad. 16. Reservado para aplicación futura. 17. Interruptor de descarga o derivador. 18. Dispositivo acelerador o desacelerador. 19. Contactor o relevador de transición de arranque a marcha.


- 43 - - - 43 - -

20. Válvula operada eléctricamente. 21. Relevador de distancia. 22. Interruptor igualador. 23. Dispositivo regulador de temperatura. 24. Reservado para aplicación futura. 25. Dispositivo de sincronización o de comprobación de sincronismo. 26. Dispositivo térmico de aparatos. 27. Relevador de bajo voltaje. 28. Detector de flama. 29. Contactor de desconexión. 30. Anunciador de alarma. 31. Dispositivo para excitación separada. 32. Relevador direccional de potencia. 33. Contacto de posición (de límite) 34. Dispositivo de secuencia maestro. 35. Dispositivo para operar escobillas o para poner en corto circuito anillos

colectores. 36. Dispositivo de voltaje o polarización. 37. Relevador de baja potencia o baja corriente. 38. Dispositivo de protección de chumacera. 39. Monitor de condición mecánica. 40. Relevador de campo. 41. Interruptor del campo. 42. Interruptor de marcha. 43. Dispositivo manual de transferencia o selección. 44. Relevador de secuencia de arranque de unidades. 45. Monitor de condición atmosférica. 46. Relevador de corriente de secuencia negativa o desequilibrio de fases. 47. Relevador de voltaje de secuencia de fases (voltaje) 48. Relevador de secuencia incompleta. 49. Relevador térmico de máquinas o transformadores. 50. Relevador instantáneo de sobre corriente o de velocidad de aumento de

corriente. 51. Relevador temporizado de sobre corriente alterna. 52. Interruptor de C.A. 53. Relevador de excitador o de generador de C.D. 54. Interruptor de alta velocidad para C.D. 55. Relevador de factor de potencia 56. Relevador de aplicación de campo. 57. Dispositivo para poner en corto circuito o a tierra. 58. Relevador de falla de rectificador. 59. Relevador de sobrevoltaje. 60. Relevador de desequilibrio de voltajes. 61. Relevador de desequilibrio de corrientes. 62. Relevador de paso o apertura con retardo. 63. Relevador de presión, de nivel o de flujo (de líquido o de gas) 64. Relevador para protección a tierra. 65. Regulador de velocidad. 66. Dispositivo contador o espaciador de operaciones o para ajustes de posición. 67. Relevador direccional de sobre corriente alterna. 68. Relevador de bloque. 69. Dispositivo permisivo de control. 70. Reóstato operado eléctricamente. 71. Interruptor de nivel. 72. Interruptor de C.D. 73. Contactor de resistencia de carga.


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74. Relevador de alarma. 75. Mecanismo cambiador de posición. 76. Relevador de sobre corriente directa. 77. Transmisor de pulsos. 78. Relevador de protección o medidor de fase entre voltajes o entre corrientes o

entre voltaje y corriente. 79. Relevador de recierre de C.A. 80. Interruptor de flujo. 81. Relevador de frecuencia. 82. Relevador de recierre de C.D. 83. Relevador automático de transferencia, o de selección. 84. Mecanismo de operación 85. Relevador receptor para onda portadora o para hilo piloto. 86. Relevador de bloqueo definitivo. 87. Relevador de protección diferencial. 88. Motor generador o motor auxiliar. 89. Cuchillas operadas eléctricamente. 90. Dispositivo de regulación. 91. Relevador direccional de voltaje. 92. Relevador direccional de voltaje y de potencia. 93. Contactor cambiador de campo. 94. Relevador de disparo o de disparo libre. . . 99. Se usaran únicamente para aplicaciones específicas en instalaciones donde ninguno de los números asignados del 1 al 94 resulten adecuados.

1.5 Características de la subestaciones eléctricas.

En el proyecto de las subestaciones eléctricas los parámetros eléctricos sobre los cuales se hace la

selección de las características constructivas y de los equipos y aparatos son básicamente cuatro:

Las tensiones a las que trabajará la instalación El nivel de aislamiento admisible en los aparatos por instalar. La corriente máxima que se prevé en servicio continuo La corriente de corto circuito.

En las subestaciones conectadas a las plantas generadoras se prevén generalmente dos sistemas,

uno que opera a las tensiones de generación y que transforma a las tensiones necesarias en los servicios auxiliares de la planta y el otro a las tensiones de transmisión usadas.

En las subestaciones receptoras secundarias se definen las tensiones de operación en el lado de la

transmisión para la tensión usada en las líneas y en el otro lado por los valores usados para la distribución.

Para el correcto funcionamiento de las instalaciones eléctricas es necesario garantizar que la tensión

suministrada a los usuarios esté dentro de las variaciones permitidas con relación a su valor nominal. Esto en necesario considerarlo en el proyecto de la subestación debido a que la caída de tensión a lo largo de la línea y el transformador son función de la carga y es necesario adoptar en el tiempo la tensión aplicada a las líneas que salen de la subestación. Para lograr este objetivo los transformadores de alta a media tensión deberán de instalarse con cambiador de derivaciones bajo carga. Por otro lado el rendimiento en la transmisión depende también del factor de potencia de la corriente por lo que es económicamente conveniente compensar la potencia reactiva para lo cual se debe considerar la


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posibilidad de usar en la instalación condensadores síncronos o bien condensadores estáticos en derivación.

Si la compensación de la potencia reactiva se hace con oportunidad en los puntos adecuados de la

red se obtiene una notable influencia sobre la forma de variación de la tensión y esto constituye un medio para la regulación o sea que la regulación de tensión y la compensación de la potencia reactiva tienen un efecto ínter independiente.

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Subestaciones UNIDAD I