UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR COORDINACIÓN DE INGENIERÍA ELÉCTRICA DESARROLLO DE CÓMPUTOS MÉTRICOS CON EQUIPOS DE ALTA TENSIÓN PARA SUBESTACIONES NODAL 115 TD POR MARIA ALEJANDRA DE SARIO PEROTTI INFORME FINAL DE PASANTÍA PRESENTADO ANTE LA ILUSTRE UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR COMO REQUISITO PARCIAL PARA OPTAR AL TÍTULO DE INGENIERO ELECTRICISTA Sartenejas, Octubre de 2008
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UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR
COORDINACIÓN DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
DESARROLLO DE CÓMPUTOS MÉTRICOS CON EQUIPOS DE ALTA TENSIÓN PARA SUBESTACIONES NODAL 115 TD
POR
MARIA ALEJANDRA DE SARIO PEROTTI
INFORME FINAL DE PASANTÍA
PRESENTADO ANTE LA ILUSTRE UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR
COMO REQUISITO PARCIAL PARA OPTAR AL TÍTULO DE
INGENIERO ELECTRICISTA
Sartenejas, Octubre de 2008
UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR
COORDINACIÓN DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
DESARROLLO DE CÓMPUTOS MÉTRICOS CON EQUIPOS DE ALTA TENSIÓN PARA SUBESTACIONES NODAL 115 TD
POR
MARIA ALEJANDRA DE SARIO PEROTTI
TUTOR ACADÉMICO: PROF. JUAN CARLOS RODRÍGUEZ
TUTOR INDUSTRIAL: ING. BAUTIMARY REYES
INFORME FINAL DE PASANTÍA
PRESENTADO ANTE LA ILUSTRE UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR
COMO REQUISITO PARCIAL PARA OPTAR AL TÍTULO DE
INGENIERO ELECTRICISTA
Sartenejas, Octubre de 2008
iv
DESARROLLO DE CÓMPUTOS MÉTRICOS CON EQUIPOS DE ALTA TENSIÓN PARA SUBESTACIONES NODAL 115 TD
POR
MARIA ALEJANDRA DE SARIO PEROTTI
RESUMEN
El presente trabajo de pasantía consistió en la elaboración de una estructura de cómputos
métricos estandarizada para los equipos de alta tensión que componen a una subestación Nodal 115 TD
normalizada por CADAFE. Dicha estructura se desarrolló sobre la plataforma de Excel. La condición de
diseño establecida fue la posibilidad de ser escalable a distintos alcances de proyectos que contemplen la
construcción de este tipo de subestaciones, por lo que se buscó la dependencia de estos equipos con
respecto a variables de entrada fáciles de manejar por el usuario, como lo son el número de salidas de
línea para cada nivel de tensión, entre otras.
Para poder efectuar el desarrollo de esta estructura, fue necesario revisar los criterios de diseño
general de subestaciones como son las configuraciones de conexión entre barras e interruptores, las
distancias mínimas de aislamiento que se deben respetar entre las conexiones, las características
generales de los equipos de alta tensión y el dimensionamiento de la malla de tierra asociada. Por su
parte, también se realizaron comparaciones entre los planos de proyectos recientes ejecutados por
Siemens y los planos modelo adjuntos a las especificaciones técnicas de CADAFE, con el fin de confirmar
la aplicación de las normas estudiadas y detectar cambios (o tendencias actuales) que no se hayan
actualizado en esta norma, vigente desde el año 1980.
v
AGRADECIMIENTOS
En primer lugar debo agradecerle a Dios por mantenerme con vida y salud y así poder alcanzar
todas las metas que me he propuesto.
A mis familiares más cercanos: Rosa, Blanca Nieves, Giovanna y Argenis quienes me han ofrecido
su apoyo incondicional a lo largo de mi vida y me formaron como una persona integral con valores
morales muy sólidos.
A mi tutor académico, el Prof. Juan Carlos Rodríguez, quien siempre estuvo a la disposición para
atender mis inquietudes y además de pronunciar las palabras adecuadas para calmar los nervios en los
momentos más críticos.
A mi tutora industrial, la Ing. Bautimary Reyes, por toda la ayuda que me ofreció a lo largo de la
pasantía, además de haberme ofrecido su amistad.
A mi novio Néstor Hernández que siempre estuvo a mi lado apoyándome y ayudándome con
todos los recursos que tuvo a su disposición, no solo en el proceso de pasantía, sino desde el inicio de la
carrera.
A mis amigos Karen Rosa, Giancarlos Cataldo y Luis Marval quienes me ayudaron a resolver
problemas siempre que se los solicité.
Finalmente, a los ingenieros del departamento de Alta Tensión en Siemens que de alguna forma u
otra colaboraron conmigo contestando a mis constantes preguntas.
vi
DEDICATORIA
A las mujeres a quienes les debo todo lo que soy: Rosa, Blanca Nieves y
Giovanna.
vii
ÍNDICE GENERAL
RESUMEN........................................................................................................................................... iv
AGRADECIMIENTOS ............................................................................................................................ v
DEDICATORIA .................................................................................................................................... vi
ÍNDICE GENERAL .............................................................................................................................. vii
ÍNDICE DE FIGURAS ......................................................................................................................... xiv
ÍNDICE DE TABLAS ........................................................................................................................... xvi
LISTA DE SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS ............................................................................................ xviii
De esta manera, la carga es alimentada por dos de los transformadores y el tercero se coloca de
reserva.
11
3.3.4 Llegada de transformador de potencia a barras
Este tramo se especificó solo para las tensiones de 34,5 KV y 13,8 KV con el fin de abarcar todos
los equipos que se necesitan para la conexión entre las salidas en baja tensión de los transformadores de
potencia y las barras correspondientes a estas tensiones.
En los diagramas unifilares de las figuras A.6 y A.7 (Apéndice A2) se aprecia la demarcación de
este tramo para los niveles de tensión 34,5 KV y 13,8 KV denotado con la letra “d)”.
3.3.5 Barra principal
Este tramo está representado por el tendido de la barra principal y todos los equipos de medición
asociados a la misma.
En los diagramas unifilares de las figuras A.5,A.6, A.7 (Apéndice A2) se aprecia la demarcación de
este tramo para los tres niveles de tensión denotado con la letra “e)”.
Es posible aplicar seccionamiento de la barra principal en 34,5 KV y 13,8 KV (como se observa en
las figuras A.6, A.7 (Apéndice A2) bajo la denotación “g)”) dependiendo del número de transformadores
que alimenten a las cargas asociadas, con el fin de brindar mayor flexibilidad y confiabilidad.
3.3.6 Barra de transferencia
Este tramo representa al tendido de la barra de transferencia. En los diagramas unifilares de las
figuras A.5,A.6, A.7 (Apéndice A2) se aprecia la demarcación de este tramo para los tres niveles de
tensión, denotado con la letra “f)”.
12
3.3.7 Tramo de transferencia
El tramo de transferencia está conformado por el juego de interruptor y seccionadores necesarios
para poder realizar la transferencia de carga desde la barra principal a la barra de transferencia.
En los diagramas unifilares de las figuras A.5,A.6, A.7 (Apéndice A2) se aprecia la demarcación de
este tramo para los tres niveles de tensión denotada con la letra “h””.
3.3.8 Servicios auxiliares
Es necesario establecer un tramo destinado a los servicios auxiliares debido a que comprenden un
número considerable de equipos.
Las especificaciones técnicas CADAFE para la Nodal 115 TD [3] establecen que los servicios
auxiliares deben colocarse al nivel de tensión de 13,8 KV, sin embargo, es posible colocarlos en 34,5 KV si
no se dispone del anterior nivel de tensión en la subestación.
En el diagrama unifilar de la figura A.7 (Apéndice A2) se aprecia la demarcación de este tramo
para el nivel de tensión 13,8 KV denotado con la letra “i)”.
13
CAPÍTULO 4. DISTANCIAS DE AISLAMIENTO
Al diseñar subestaciones se debe tener en cuenta que la disposición física de equipos y barras
deben regirse por las normas de seguridad que contemplan la separación entre los distintos elementos
energizados presentes en la misma. Esta separación es lo que se conoce como las distancias mínimas, las
cuales garantizan la soportabilidad dieléctrica de las subestaciones ante impulsos de tensión atmosféricos,
maniobra o sobretensiones a frecuencia industrial. La correcta implementación de estas distancias no solo
garantiza una interacción segura entre los equipos y entre estos y la tierra, sino que también establece
previsiones para la circulación del personal operativo en la subestación sin que estos corran peligro de
sufrir accidentes por descargas eléctricas.
En las subestaciones de tipo exterior el material dieléctrico está representado por el aire. Como
no es posible hacer pruebas de soportabilidad en las subestaciones completas se han diseñado criterios
de evaluación de las distancias críticas en el aire a tener en consideración para la ubicación de los
distintos elementos. La norma IEC 60071-1 [4] define niveles de aislamiento normalizado para
instalaciones eléctricas, dividiendo en dos grupos a los posibles casos de aislamiento:
• Rango I: Incluye a todos los equipos cuya tensión máxima es menor a 300KV, cuyo peor caso
de aislamiento se presenta ante tensiones de impulso atmosférico y de frecuencia industrial
de corta duración.
• Rango II: Incluye a todos los equipos cuya tensión máxima es mayor o igual a 300KV, cuyo
peor caso de aislamiento presenta ante tensiones de impulso atmosférico y de maniobra.
El enfoque del presente estudio se basa enteramente en el Rango I, debido a que las tensiones
de interés son 13,8 KV/34,5 KV/115 KV. De esta manera se presenta a continuación la tabla III que
relaciona las tensiones máximas de operación de los equipos con distintos niveles de aislamiento al
impulso atmosférico (BIL) y las distancias mínimas que aseguran la soportabilidad dieléctrica del medio
aislante (aire). Cabe destacar que estos valores están referidos a condiciones ambientales normalizadas.
14
Tabla III. Relaciones de aislamientos normalizados [1]
Tensión máxima del equipo (KVrms)
Tensión de soportabilidad normalizada al impulso atmosférico (BIL) (KVp)
Distancia mínima: Punta-estructura (mm)
17,5 75 120
95 160
24
95
125 220
145 270
36
145
170 320
200 380
123 450 900
550 1100
4.1 Distancias de seguridad
Contempla dos argumentos para su determinación:
• Valor básico
• Una zona de seguridad que será definida de acuerdo al tipo de maniobra a realizar en la
subestación, tanto por el personal operativo como por maquinarias.
4.1.1 Valor básico:
Está determinada por la separación que se debe considerar entre las partes energizadas de los
equipos y sus bases para evitar flameos ante condiciones de falla. Los valores tomados como referencia
para determinar estas distancias se basan en los correspondientes al aislamiento fase-tierra para el nivel
de tensión respectivo, mostrados en la tabla III, más un factor de seguridad que puede rondar entre el
5% y 10% adicional [1], el cual toma en cuenta las diferencias entre fabricantes y el montaje de los
equipos. En el cálculo no se está tomando en cuenta la corrección por condiciones ambientales
15
4.1.2 Zona de seguridad:
La demarcación de esta zona está influenciada por actividades como el movimiento de vehículos y
movimientos del personal. De esta manera es importante definir las dimensiones tanto de los vehículos
como del personal que pueden transitar por la subestación con seguridad garantizada. A modo de
referencia, se presenta en el apéndice A3 (Figura A.8) las dimensiones promedio de un operador en
distintas posiciones que representan los casos más críticos a tomar en consideración para el diseño.
a) Movimiento del personal:
Esta condición asegura la libre circulación del personal operativo por el patio de la subestación sin
considerar barreras o cercas protectoras de las partes energizadas de los equipos. Con estas premisas, la
zona de seguridad recomendada en estos casos es de 2,25 m, distancia que toma en cuenta las
dimensiones de un operador con los brazos extendidos verticalmente (ver figura A.8 b) en el apéndice
A3). La aplicación de estas distancias se puede observar en la figura 4.1.
Figura 4.1 Aplicación real de la distancia de seguridad por circulación de personal [1]
Operador
16
b) Movimiento de vehículos:
Esta condición asegura la libre circulación y trabajos de mantenimiento realizados por grúas o
vehículos de gran tamaño. Para determinar la zona de seguridad asociada a estos casos se debe
considerar el ancho del vehículo más 0,7 m adicionales para holgura en el manejo del mismo.
En la figura 4.2 se observan varios cortes que recogen los casos más comunes a tener en cuenta
para el dimensionamiento de las distancias mínimas cuando se tienen pistas vehiculares involucradas.
Figura 4.2 Distancias de seguridad para la circulación de vehículos [1]
Con el fin de observar paso a paso la metodología de cálculo descrita en la sección 4.1.1 y 4.1.2,
se desarrolló la tabla A.2 presentada en el apéndice A3.
4.2 Pautas generales para el dimensionamiento de subestaciones
El dimensionamiento de subestaciones conlleva a considerar aspectos operativos que no
dependen de su configuración. Aunque están basados en los cálculos de distancias mínimas y de
seguridad, contemplan otros detalles como facilidad de mantenimiento y estética. Estas condiciones son:
17
4.2.1 Ancho de barras
Las consideraciones a tomar en cuenta para este cálculo se basan en el tipo de barraje utilizado,
bien sea rígido o flexible como se muestra a continuación:
a) Barraje rígido:
• Distancia entre fases: distancia mínima en aire fase-fase (distancia punta-estructura en la
tabla III) más un 5% o 10%.
• Distancia vertical: distancia mínima fase-tierra (distancia punta-estructura en la tabla III).
• Distancia entre barraje adyacentes: distancia mínima en aire fase-fase (tabla III) más un
25% para las fases más cercanas.
Los criterios mencionados se reflejan en la figura 4.3.
Figura 4.3 Distancias mínimas entre fases [1]
18
b) Barraje flexible:
La distancia entre fases se calcula considerando que se cumple la distancia mínima en aire entre
fases ante desplazamientos en el conductor, cuyo peor caso está representado por la condición de corto
circuito. Una manera conservadora de calcular esta distancia fue propuesta por Remde y Neumstocklin
(1985) [1], la cual permite determinar el rango de movimiento del conductor bajo esta condición en
función de la flecha máxima y plantea lo siguiente:
)(2min mYkaa += [1] (4.1)
)(º*40*2,1 mYosenYk = [1] (4.2)
Donde:
mina : Distancia mínima en aire fase-fase (tabla III).
Yk: Máximo desplazamiento horizontal del conductor que contempla un ángulo máximo de
deflexión igual a 40º y un 20% adicional de holgura en el cálculo considerando posibles imprevistos.
Yo: Flecha máxima estática.
La figura 4.4 ejemplifica los planteamientos antes mencionados.
Figura 4.4 Esquema ilustrativo del cálculo de distancia entre fases.
19
De esta manera, la distancia mínima entre fases queda definida de la siguiente manera en función
de la flecha máxima:
)(543,1min mYoaa += (4.3)
4.2.2 Altura de campo
La determinación de esta sección depende de tres niveles de conexiones según se requiera en la
subestación, los cuales son:
a) Primer nivel:
Conformado por las conexiones entre los equipos de patio y cuya altura está determinada por los
criterios de diseño mencionados en la sección 4.1.
b) Segundo nivel:
Comprende las conexiones de las barras y las conexiones de seccionadores tipo pantógrafo. En el
caso de la altura de los barrajes, estos deben separarse de las conexiones entre los equipos en al menos
la distancia mínima entre fases. En cuanto a las conexiones flexibles, se debe agregar a la especificación
anterior la longitud de flecha máxima. Por otro lado se debe tener en cuenta las conexiones entre las
fases de las barras y los seccionadores de campo, siendo el caso más crítico la conexión con la fase más
lejana que en algunos casos amerita el uso de aisladores de soporte para no violar las distancias
anteriormente mencionadas.
20
c) Tercer nivel:
Constituido por los pórticos de salida de línea y el recorrido del cable de guarda. La distancia a
considerar entre el nivel de salida de línea y los barrajes es la distancia fase-fase (ver tabla III) más la
flecha máxima de la salida de línea. La altura del cable de guarda depende del diseño de apantallamiento
previamente realizado. En la figura 4.5 se ejemplifican cada uno de los niveles explicados anteriormente.
Figura 4.5 Resumen de las distancias mínimas verticales [1]
Es importante destacar que a las distancias mínimas descritas para altura de campo se les debe
aplicar un factor de seguridad de 10% ante iguales tensiones y de 25% para tensiones distintas [1].
4.3 Verificación de distancias en la subestación normalizada Nodal 115 TD de
CADAFE
Los criterios anteriormente explicados en las secciones 4.1 y 4.2 son aplicables a cualquier tipo de
subestación y en este caso se aplicarán para la verificación de las distancias mínimas especificadas en las
21
normas propuestas por la empresa CADAFE para el diseño de subestaciones. En las tablas sucesivas se
muestran las distancias calculadas bajo los criterios de la norma IEC 60071-1 [4] en contraste con las
distancias mínimas recomendadas para la subestación Nodal 115 TD [5].
4.3.1 Distancias mínimas entre fases adyacentes de conductores flexibles
Esta categoría comprende a las distancias entre fases adyacentes de barrajes y salidas de línea.
Los cálculos correspondientes a este tipo de conexiones se realizaron según la metodología descrita en la
sección 4.2.1 b) (Ecuación 4.3), la cual se muestran en la tabla IV.
Para determinar los parámetros requeridos en el análisis se tomaron en cuenta las siguientes
consideraciones:
• Vanos máximos de 30 m para 115 KV, 8 m para 34,5 KV y 5 m para 13,8 KV, establecidos
tomando como referencia las dimensiones propuestas en los planos de la norma de
especificaciones técnicas para subestaciones Nodal 115 TD [5].
• Flechas máximas de 2% para vanos menores a 20 m (casos 13,8 KV y 34,5 KV según
apartado anterior) y de 3 % para vanos mayores a 21 m pero menores a 80 m (caso 115 KV)
basado en las premisas propuestas en la guía de cálculo de juegos de barra propuesta por
CADAFE [5].
• Conductores de aluminio trenzado del tipo Orchid 636 MCM para las barras y Tulip 336,4
MCM para las salidas de línea, según las especificaciones técnicas de CADAFE [3].
En la figura A.10 del apéndice A3 se muestra el despliegue electromecánico del tramo de salida
de línea para 115 KV que servirá de referencia en los cálculos.
22
Tabla IV. Cálculo de distancias mínimas horizontales entre fases adyacentes.
Tensión de operación
(KVrms) (1)
Tensión máxima (KVrms)
(2)
BIL (KVp) (3)
Distancia mínima Punta-estructura (m):
amin** (4)
Distancia mínima
(m): a** (5)
Distancia mínima
CADAFE (m) (6)
Diferencia (m)
(7)=(6)-(5)
13,8 17,5 110 0,19 0,3 0,6 0,3 34,5 36 200 0,38 0,6 1,0 0,4 115 123 550 1,10 2,5 2,5 0,0 ** Estos valores están referenciados a los cálculos presentados en la sección 4.2.1 b)
En la tabla V se verifica para todas las tensiones que las distancias mínimas recomendadas en las
normas CADAFE [5] son superiores a las distancias mínimas calculadas, cumpliendo así con los criterios
de seguridad definidos en la sección 4.2.1 b).
Cabe destacar que el tendido de barras a 34,5 KV y 13,8 KV se realiza con conductores rígidos
según lo establecen las especificaciones técnicas de CADAFE [3].
4.3.2 Distancias mínimas a tierra
En las próximas tablas (desde la V a la X) se verifican las distancias entre los distintos niveles de
conexiones con respecto a la superficie del terreno, con el fin de evitar descargas a tierra y garantizando
la seguridad de los trabajadores de la subestación. Los resultados mostrados se calcularon en base a las
pautas mencionadas en la sección 4.2.2.
a) 1º nivel: Conexiones entre equipos
Las tablas V y VI recogen las alturas mínimas que deben tener las partes energizadas de los
equipos con respecto a tierra y la comparación con las alturas propuestas en las normas de CADAFE [5].
23
Tabla V. Cálculo de distancias mínimas verticales para el 1º nivel
Tal y como se viene presentando desde la tabla V, la tabla X contempla la recomendación de la
norma IEC 60071-1 [4] para distancias mínimas inferiores a 3 m que se justifica en el tercer nivel debido
a su relación con los valores obtenidos en el segundo y primer nivel (según lo especificado en la sección
4.2.2 c))
Se observa en ambas tablas (IX y X), que las distancias recomendadas por CADAFE cumplen y
superan los valores obtenidos en el cálculo previamente explicado.
26
Por otro lado, la altura establecida en la norma de distancias de seguridad [5] es inferior a la que
se puede observar en plano electromecánico presentado en la figura A.9 del apéndice A3. Sin embargo, la
diferencia se produce por la disposición de las conexiones en ese tipo de pórtico.
4.3.3 Distancias mínimas ante paso de vehículos
En esta sección se considera el cálculo referente a las distancias mínimas horizontales entre
objetos contemplando el paso vehicular y los resultados se muestran en la tabla XI.
Tabla XI. Distancias mínimas horizontales entre objetos contemplando paso vehicular
Tensión de operación (KVrms) (1)
Valor básico (m) (4)
Tolerancia de manejo
(m) (5)
Ancho vehículo (m) (6)
Distancia mínima con paso vehicular (m) (7)=2*(4)+(5)+(6)
Distancia mínima con paso vehicular (m)
CADFE (9)
115 1,21 0,7 1,8 4,92 4,8*** *** Valor observado directamente en el plano A002 TD complementario a la norma de especificaciones técnicas para subestaciones Nodal 115 TD [3].
En la tabla XI se observa la comparación entre el cálculo sugerido en la sección 4.2.2 b) y el
ancho observado en los planos de la norma CADAFE, resultando una distancia inferior a la obtenida en los
cálculos del presente trabajo. Esto puede deberse a la consideración de un menor factor de tolerancia por
el manejo del vehículo o un vehículo más pequeño.
Por otra parte las dimensiones del vehículo presentadas en la tabla XI corresponden a un camión
350 marca Ford Super Duty [6].
El ejemplo propuesto por la norma puede observarse en la figura A.10 del apéndice A3.
27
CAPÍTULO 5. EQUIPOS DE ALTA TENSIÓN
El siguiente paso después de seleccionar la configuración de subestación más conveniente a
implementar en un proyecto, es precisamente el estudio de los equipos que se necesitan para llevarla a
cabo, así como su ubicación estratégica en el área destinada para ello.
Por otro lado, es posible que se presenten inconvenientes a la hora de manipular planos y
diagramas unifilares asociados al proyecto, debido a que se debe tener conocimiento previo de los
símbolos utilizados para designar a los equipos. Aunque cada configuración conlleva al uso particular de
determinados equipos conectados de una forma específica, es necesario identificar estas tendencias para
aprovechar la información suministrada por los planos.
Es por ello que para poder construir la estructura de cómputos métricos requerida en este trabajo
de grado, se requiere el conocimiento de los tipos y clasificaciones más resaltantes en cuanto a equipos
de alta tensión existentes en el mercado, así como las especificaciones técnicas más importantes a
conocer para determinar su presencia en este tipo de subestación en particular. La descripción detallada
de los equipos se muestra en el apéndice A4.
Teniendo como referencia los equipos requeridos en una subestación del tipo Nodal 115 TD, es
posible proceder a identificarlos la ubicación dentro de la misma y las cantidades necesarias para su
correcta operación.
5.1 Identificación de equipos en la subestación Nodal 115 TD
Para llevar a cabo este estudio se hace necesario recurrir al seccionamiento descrito en el capítulo
3, por lo que en las secciones siguientes se presentará el despliegue de equipos por cada tramo y nivel de
tensión.
28
5.1.1 Salida de línea 115 KV
El esquema por disposición de equipos para este tramo corresponde al mostrado en la figura 5.1.
Figura 5.1 Esquema de Salida de línea 115 KV
En la figura 5.1 se observan dos pórticos de barra que alojan a la barra principal (BP) y a la barra
de transferencia (BT), cumpliendo con la premisa fundamental de esta configuración.
Se identifica además, la secuencia de seccionador-interruptor-seccionadores que interconecta a
estos dos barrajes para permitir la transferencia de energía. De esta manera los seccionadores de barra
asociados a cada una de ellas se encargarán de conectar a las salidas de línea con el barraje que este
operativo en un momento determinado. Por su parte el seccionador de línea permite realizar manteniendo
sobre la misma cuando se cierra la cuchilla de puesta tierra.
Las trampas de onda utilizadas en este tramo son de tipo banda ancha, y su ancho según las
especificaciones técnicas de CADAFE [3] es de 50 a 500 KHz. Al igual, la sintonización se debe diseñar
para que se tenga 1 mH de inductancia a 100 KHz.
29
Los interruptores establecidos por CADAFE para 115 KV [3] deben ser del tipo tanque vivo con
medio de interrupción en aceite (Específicamente del tipo pequeño volumen de aceite) SF6 y aire
comprimido. El nivel de tensión manejado en este caso permite que los interruptores sean trifásicos.
Los seccionadores (de barra y de línea) deben ser de tipo exterior con montaje horizontal y
apertura lateral. La operación trifásica se logra con el acople de tres unidades monofásicas.
Dentro de los equipos de medición presentes en el tramo de salida de línea se encuentran los
transformadores de corriente y los transformadores de tensión capacitivos. La norma de especificaciones
técnicas para subestaciones Nodal 115 TD establece el uso de un transformador de corriente por cada
fase de salida de línea y un transformador de tensión capacitivo conectado a una fase de la misma.
El transformador de tensión capacitivo se debe prever de una a conexión al equipo de onda
portadora el cual contempla el uso de una trampa de alta frecuencia completando así el circuito RLC
necesario para llevar a cabo las comunicaciones entre subestaciones. En caso de no poseer suficientes
transformadores de tensión capacitivos para completar la conexión a la trampa de onda, se pueden
agregar condensadores de acoplamiento en su lugar.
La salida de los transformadores de corriente debe ser de 5 A para todos los casos.
Las conexiones bajantes de las barras a los equipos de patio, como el seccionador de barra, se
pueden hacer directamente con conductores flexibles o con apoyos intermedios sobre aisladores soporte.
Para evitar esfuerzos excesivos sobre las estructuras, las especificaciones técnicas de la
subestación Nodal 115 TD de CADAFE [3] recomiendan realizar el recorrido con conductores flexibles
partiendo de la barra hasta un aislador soporte y a partir de ahí conectarse al seccionador por medio de
un conductor rígido, tal y como se puede observar en la figura 5.1.
Cabe destacar que este último tipo de conexión se realiza solo para las fases más lejanas al
seccionador, y para el caso de la norma presentado en la figura 5.1, sólo dos fases necesitan el apoyo
sobre aisladores soporte.
30
Las cadenas de aisladores de amarre se ubican a los extremos de cada fase de salida de línea,
como se observa en la figura 5.1 con un determinado número de platos aisladores que dependen del nivel
de tensión, las condiciones ambientales, y la distancia de fuga del plato aislador. Las especificaciones
técnicas de CADAFE [3] recomiendan el uso de 11 platos tipo Standard” de 254 x 146 mm en 115 KV.
Por su parte las cadenas de orientación se colocan para evitar la oscilación de los conductores
bajantes y cuellos de comunicación entre las cadenas de aisladores. Las especificaciones técnicas de
CADAFE [3] recomiendan el uso de 9 discos aisladores tipo Standard.
Siguiendo los pasos descritos en la sección A4.8 del apéndice A4, se muestra en la tabla XII el
cálculo por grado de contaminación para cadenas de aisladores de suspensión, correspondiente a 115 KV
nominales (126,5 KV como tensión máxima considerando un 10% sobre la tensión nominal),
considerando el tipo de aislador recomendado por CADAFE (tipo Standard de 254 x 146 mm) cuya
distancia de fuga es igual a 292 mm [20].
Tabla XII. Aisladores tipo “Standard” requeridos a 115 KV a cada nivel de contaminación
Distancia de fuga de cada disco aislador 292 mm
Niveles de contaminación Distancia de fuga requerida a 115 KV (mm)
N° mínimo de aisladores recomendados
Ligera 2024 7
Media 2530 9
Alta 3162 11
Muy alta 3921 14
En la tabla XII se observa que la cantidad de aisladores para el nivel de contaminación medio,
coincide con las recomendadas por CADAFE.
Los aisladores soporte también requieren un estudio de distancia de fuga y para ello se puede
tomar en cuenta las referencias presentadas en la tabla XII. La distancia de fuga recomendada en las
31
especificaciones técnicas de CADAFE [3] es de 2500 mm a 115 KV que cumple con el nivel de
contaminación medio.
En resumen, los equipos requeridos por cada salida de línea se citan a continuación:
• 2 seccionadores de barra (SB) tripolares (1 por cada barra).
• 1 seccionador de línea (SL) tripolar.
• 1 interruptor trifásico de potencia (IP).
• 3 transformadores de corriente (TC) (1 por cada fase).
• 1 transformador de tensión capacitivo (TTC) como mínimo requisito.
• 1 condensador de acoplamiento si solo se emplea un transformador de tensión capacitivo
para complementar el circuito con la trampa de onda restante.
• 2 trampas de onda (TO).
• 4 aisladores soporte (AS) (1 por fase de barra sin contemplar la fase más cercana al
seccionador).
• 6 cadenas de aisladores de amarre (CA) (1 por cada fase, contemplando las cadenas para la
conexión a la torre terminal).
• 3 cadenas de aisladores de orientación (CO) (1 por cada fase).
5.1.2 Salida de línea a transformador de potencia 115 KV
Este tramo tiene mucha similitud con el tramo de salida de línea. El esquema de disposición física
se muestra en la figura 5.2.
32
Figura 5.2 Esquema de salida de línea a transformador 115 KV
Las características correspondientes a los equipos nombrados se mantienen en este tramo tal y
como se explicaron para el tramo de salida de línea. Básicamente lo que cambia es la orientación de las
conexiones aéreas y la ausencia de los equipos de comunicaciones.
De esta manera, los equipos requeridos por cada salida de línea a transformador se citan a
continuación:
• 2 seccionadores de barra (SB) tripolares.
• 1 seccionador de línea (SL) tripolar.
• 1 interruptor trifásico de potencia (IP).
• 3 transformadores de corriente (TC).
• 4 aisladores soporte (AS) (1 por fase de barra sin contemplar la fase más cercana al
seccionador).
33
• 6 cadenas de aisladores de amarre (CA) (1 por cada fase, contemplando los dos extremos de
la conexión aérea.
• 3 cadenas de aisladores de orientación (CO) (1 por cada fase).
5.1.3 Llegada a transformador de potencia 115 KV
El esquema de disposición física para este tramo se muestra en la figura 5.3
Figura 5.3 Esquema de llegada a transformador de potencia 115 KV
34
El pararrayos protege al transformador contra las sobretensiones que pueden restarle vida útil al
mismo o incluso producir daños permanentes. La normativa de CADAFE no establece preferencias en
cuanto al uso de pararrayos de oxido de zinc o carburo de silicio.
Los transformadores de potencia a usar deben estar en la capacidad de reducir la tensión de 115
KV a 34,5 KV o a 13,8 KV, que son las tensiones de operación normalizadas para la subestación Nodal 115
TD, incluyendo transformadores de corriente en los bushings. La conexión entre los devanados primario y
secundario debe ser en estrella con neutro accesible para ambos sin introducir ángulos de desfasaje entre
ellos (Grupo de conexión YYo).
Se debe disponer además de un arrollado terciario en conexión delta cuyas especificaciones se
deben definir dependiendo de la necesidad particular del proyecto.
Los sistemas de refrigeración recomendados por la norma de equipos de CADAFE [21]
corresponden a una combinación ONAN/ONAF/OFAF a regímenes de operación de 60/80/100 % de la
capacidad total. El número de transformadores debe satisfacer las demandas energéticas de la
subestación a cabalidad considerando estos requerimientos.
De esta manera, los equipos requeridos por cada llegada de transformador se citan a
continuación:
• 2 aisladores de soporte (AS) (1 por fase sin contemplar la fase más cercana al seccionador
rompearco)
• 3 seccionadores rompe arco (SRA) (1 por cada fase)
• 3 pararrayos (PR) (1 por cada fase)
• 1 transformador de potencia (TP) de relación 115/34,5 KV o 115/13,8 KV
• 1 seccionador de línea (SL) tripolar.
35
5.1.4 Barra principal 115 KV
El esquema de disposición física para este tramo se muestra en la figura 5.4
Figura 5.4 Esquema aéreo de barra principal 115 KV
La cantidad de aisladores necesarios para las cadenas se pueden calcular bajo los mismos
criterios explicados en la sección 5.1.1.
Los transformadores de tensión magnéticos deben tener una relación de conversión de
110115 /
3KV V , los cuales se colocan por ternas y a un extremo de la barra, como se observa en la figura
5.4, con el fin de registrar medidas relacionadas con la misma. Este caso no requiere que sean del tipo
capacitivo representando una opción más económica. La figura 5.5 muestra un corte donde se puede
observar la conexión de los transformadores de tensión.
Figura 5.5 Corte de observación para transformador de tensión magnético (vista D-D)
36
De esta manera, los equipos requeridos para la instalación de la barra principal se citan a
continuación:
• 6 cadenas de aisladores de amarre (CA) (3 por cada fase por los dos extremos)
• 3 x (Nº salidas de línea + Nº salidas de línea a transformador + Transferencia) / 2 cadenas
de aisladores de suspensión (CS)
• 3 transformadores de tensión inductivos (TTM) (1 por cada fase de barra)
5.1.5 Barra de transferencia 115 KV
El esquema de disposición física para este tramo se muestra en la figura 5.6.
Figura 5.6 Esquema de barra de transferencia 115 KV
Como se observa en la figura 5.6, las características de esta barra son iguales a la de la barra
principal con la diferencia de que no necesita de la instalación de transformadores de medida porque no
es una barra que esté operativa todo el tiempo.
Por lo tanto, los equipos requeridos para la instalación de la barra de transferencia se citan a
continuación:
• 6 cadenas de aisladores de amarre (CA) (3 por cada fase por los dos extremos)
37
• 3 x (Nº salidas de línea + Nº salidas de línea a transformador + transferencia) / 3 cadenas de
aisladores de suspensión (CS)
5.1.6 Tramo de transferencia 115 KV
El esquema de disposición física para este tramo se muestra en la figura 5.7.
Figura 5.7 Esquema de tramo de transferencia 115 KV
Este tramo está compuesto básicamente por el mismo arreglo de interruptores y seccionadores de
barra presentados en los tramos de salidas (secciones 5.1.1 y 5.1.2), con la diferencia de que el
interruptor presentado es precisamente el que se encarga de la conmutación para la conexión o
desconexión de cargas a la barra de transferencia (BT). En operación los seccionadores y el interruptor
permanecen abiertos hasta el momento en el que se requiere transferir una carga o salida de línea.
La disposición de los aisladores de soporte asociados a las barras permanece igual a la explicada
en las secciones 5.1.1 y 5.1.2, pero en este tramo se agregan otros aisladores de soporte que permiten
aliviar la carga mecánica a la conexión entre el seccionador de barra principal (BP) y el interruptor, tal y
como se observa en la figura 5.7, resaltado con un óvalo.
38
De esta manera, los equipos requeridos para la instalación de la barra de transferencia se citan a
continuación:
• 2 seccionadores de barra (SB) (1 por cada barra).
• 1 interruptores de potencia (IP).
• 7 aisladores soporte (AS) (2 por cada fase de barra y 3 para la conexión intermedia entre
seccionador de barra principal e interruptor).
En las secciones siguientes se describirán los tramos asociados a la tensión de 34,5 KV y para
facilitar la visualización de los equipos se presenta la figura 5.8 que permite observar varios tramos
simultáneamente así como la conexión entre ellos.
Figura 5.8 Vista del pórtico de 34,5 KV con demarcación de tramos
SL
LLT
39
5.1.7 Salida de línea 34,5 KV (SL)
La conexión entre los equipos observados en la figura 5.8 respeta el esquema descrito en el
diagrama unifilar asociado a la subestación Nodal 115 TD (Figura A.6 del apéndice A1).
Las especificaciones técnicas de CADAFE [3] establecen el uso de seccionadores tripolares (Línea
y barra) de tipo “apertura vertical”, instalados verticalmente y procurando que el recorrido de la cuchilla
sea también descendente.
En cuanto a las cadenas de aisladores, CADAFE en sus especificaciones técnicas [3] recomienda el
uso de 5 platos aisladores tipo “Standard” para las cadenas de amarre y 3 platos para las cadenas de
suspensión, sin embargo, el cálculo para la cantidad de discos requeridos se puede obtener de la misma
manera como se explica en la sección A4.8 del apéndice A4.
En la tabla XIII se especifica las líneas de fuga mínimas a cumplir de acuerdo a las
recomendaciones de la norma IEC 60071-1 [4].
Tabla XIII. Aisladores tipo “Standard” requeridos a 34,5 KV a cada nivel de contaminación
Distancia de fuga de cada disco aislador 292 mm
Niveles de contaminación Distancia de fuga requerida a 34,5 KV (mm)
N° mínimo de aisladores recomendados
Ligera 607 3
Media 759 3
Alta 949 4
Muy alta 1077 5
Se observa entonces que la cantidad de aisladores de suspensión recomendada por CADAFE
cumple exactamente con el nivel de contaminación medio.
40
El interruptor de potencia mostrado en la figura 5.8 corresponde a un interruptor tanque muerto.
Considerar este tipo de interruptor en 34,5 KV no es un criterio establecido por CADAFE, ya que en los
planos de las especificaciones técnicas [3] recomiendan el uso de tanque vivo. Sin embargo, las
tendencias actuales se orientan a utilizar este tipo de interruptores en media tensión, incluso cuando son
más costosos, debido al ahorro de espacio que implica su instalación. Adicional a esto, los interruptores
tanque muerto incluyen en muchos casos un transformador de corriente, que es necesario para la
medición de corriente en este tramo, implicando así un ahorro en materiales para su instalación exterior.
Es importante destacar que si se va a implementar un interruptor de tipo tanque vivo, se debe
estudiar no solo la capacidad espacial de la instalación sino también será necesario incluir un
transformador de corriente exterior que permita la medición de corriente en la salida de línea.
Al igual que en 115 KV, los transformadores de corriente utilizados en 34, 5 KV deben tener una
salida de 5 A. Este criterio se puede extrapolar, al igual al nivel de tensión de 13,8 KV.
Las recomendaciones en cuanto al medio de interrupción de estos interruptores permiten el uso
de aceite (Pequeño o gran volumen de aceite), vacío o SF6.
De esta manera, los equipos requeridos por cada salida de línea se citan a continuación:
• 2 seccionadores de barra (SB) (Principal y transferencia)
• 1 seccionador de línea (SL)
• 1 interruptor de potencia trifásico (IP)
• 6 cadenas de aisladores de amarre (CA) (1 por cada fase incluyendo la conexión a la torre
terminal)
• 3 pararrayos (PR) (1 por cada fase)
41
5.1.8 Llegada de transformador de potencia a barra 34,5 KV (LLT)
La estructura de este tramo, tal y como se observa en la figura 5.8, es parecida al tramo de salida
de línea, las únicas diferencias se presentan en la ubicación de los equipos.
El seccionador de barra ocupa la posición que tenía el seccionador de línea en el tramo anterior,
permitiendo el completo aislamiento del interruptor en caso de mantenimiento.
El pararrayo protege al transformador de cualquier sobretensión que pueda provenir de la
conexión en 34,5 KV.
Los aisladores soporte en este tramo cumplen una función distinta que en el tramo de salida de
línea ya que se usan para encaminar el recorrido del conductor bajante proveniente del seccionador de
barra de transferencia.
Las copas terminales deben ser de tipo exterior y las especificaciones técnicas para equipos de
CADAFE [3] recomiendan que el material usado sea porcelana.
El presente tramo abarca las copas que se colocan a la salida del transformador de potencia en
baja tensión y las correspondientes a la llegada de estos cables a la conexión en barras. Cada conductor
debe contar con una copa terminal asociada. Es posible que se utilicen múltiples conductores por fase
para la conexión entre la salida del transformador y la barra de 34,5 KV, por lo tanto, el numero de copas
terminales debe ajustarse a cada caso.
De esta manera, los equipos requeridos por cada llegada se citan a continuación:
• 3 seccionadores de barra (SB) (Principal, transferencia, complemento)
• 1 interruptor de potencia trifásico (IP).
• 3 pararrayos (PR) (1 por cada fase)
• 3 aisladores soporte (AS).
42
• (3 x N° de conductores por fase x 3 fases) copas terminales (CT).
5.1.9 Barra principal 34,5 KV (BP)
En la figura 5.9 se observa una vista aérea de la barra principal.
Figura 5.9 Vista aérea del pórtico de barras en 34,5 KV
Los aisladores soporte que sostienen a las barras, en este caso rígidas, requieren al igual que las
cadenas de aisladores de un estudio de distancia de fuga, para el cual se puede tomar como referencia
las distancias mostradas en la tabla XIII. Por su parte las especificaciones técnicas de CADAFE [3]
recomiendan una distancia de fuga 85 cm (850 mm) que cumple con el nivel de contaminación medio.
Luz SA
A-A
43
En las barras de 34,5 KV se hacen seccionamientos o acoples con el fin de independizar los
circuitos alimentados por los transformadores de potencia y así brindarle flexibilidad al sistema. Los
acoples se realizan a través de conexiones determinadas entre la barra con seccionadores e interruptores.
Las especificaciones técnicas de CADAFE [4] establecen en sus planos (Figura A.6 del apéndice
A1) el uso de un seccionador colocado sobre una de las vigas de apoyo de barras para que sirva de
acople entre las secciones. Sin embargo, las tendencias actuales se orientan al uso de un interruptor para
llevar a cabo el seccionamiento acompañado por sus respectivos seccionadores como se observa en la
figura 5.10.
Figura 5.10 Vista frontal del acople
La medición en barras se realiza con transformadores de tensión magnéticos protegidos por
seccionadores fusible y colocados a los extremos de la barra dependiendo del número de acoples,
teniéndose al menos un punto de medición disponible. La cantidad de transformadores de tensión
recomendada por las especificaciones técnicas de CADAFE es de dos equipos conectados en delta abierta,
44
sin embargo, de nuevo las tendencias actuales se orientan a un criterio distinto, utilizando tres unidades
como se muestra en la figura 5.11.
Figura 5.11 Vista de los transformadores de tensión
Si se utilizan dos transformadores en conexión delta abierta, la relación de conversión será de
34,5 KV/ 110 V, pero si se utilizan tres unidades independientes, entonces la relación cambia a
11034,5 /
3KV V .
De esta manera, los equipos requeridos para la construcción de la barra principal bajo criterios
establecidos por CADAFE se citan a continuación:
• (1 x Nº de acoples) seccionadores (SB).
• (3 x N° de luces) aisladores soporte (AS), conociéndose como luz a las secciones
rectangulares conformadas por 4 vigas (2 transversales y 2 longitudinales paralelas de a
pares) desde una vista aérea del pórtico (ver figura 5.9).
45
• 2 x (1 + Nº de acoples) transformadores de tensión magnéticos (TTM).
• (1 + Nº de acoples) seccionadores fusible tripolares (SF).
Los equipos requeridos para la construcción de la barra principal según las tendencias actuales se
citan a continuación:
• (2 x Nº de acoples) seccionadores (SB).
• 1 interruptor de potencia trifásico (IP).
• (3 x ( N° de luces+1) + 3) aisladores soporte (AS). Se requieren 3 aisladores adicionales para
las conexiones del tendido en la barra principal con el acople, que no se hace en el caso
propuesto por norma.
• 3 x (1 + Nº de acoples) transformadores de tensión magnéticos (TTM).
• (1 + Nº de acoples) seccionadores fusible (SF).
5.1.10 Barra de transferencia 34,5 KV (BT)
La barra de transferencia comprende los mismos equipos que la barra principal pero sin incluir el
acople y los transformadores de tensión. De esta manera, los equipos que se requieren para su
construcción se nombran a continuación.
• (3 x N° de luces) + 3 aisladores soporte (AS).
46
5.1.11 Tramo de transferencia 34,5 KV (TT)
La constitución de este tramo se ajusta al esquema presentado para la configuración barra
principal y transferencia, por lo que los equipos que comprende mantienen las características explicadas
en las secciones anteriores para el nivel de tensión 34,5 KV.
Las figuras 5.8 y 5.9 sirven como referencia para observar la disposición de equipos de este
tramo, que guarda mucho parecido con el tramo de llegada de transformador pero sin incluir los
pararrayos y el seccionador complementario. Los equipos se citan a continuación.
• 2 seccionadores de barra (SB) (Principal, transferencia)
• 1 interruptor de potencia (IP).
• 3 aisladores soporte (AS) (Por fase, para encaminar el recorrido del conductor bajante
proveniente del seccionador de transferencia.)
5.1.12 Alimentación de servicios auxiliares (SA)
Este tramo contempla la provisión de transformadores que sirven de alimentación a los servicios
auxiliares de la subestación. En la figura 5.12 se observan los componentes de este tramo.
47
Figura 5.12 Vista en planta de la alimentación de servicios auxiliares (Corte A-A)
Los transformadores de servicios auxiliares se agrupan en bancos trifásicos conformadas por tres
unidades monofásicas cuya relación de conversión sea 34,5/0,208-0,120 KV ó 13,8/0,208-0,120 KV. Es
posible que el secundario tenga nivel de tensión de 480 V en los casos que se requieran. Dichos
transformadores serán del tipo distribución con los arrollados sumergidos en aceite.
La norma CADAFE en sus especificaciones técnicas [3] establece la presencia de este tramo a
13,8 KV exclusivamente, sin embargo, permite que el mismo se coloque en 34,5 KV para los casos en los
que no se disponga del nivel de tensión de 13,8 KV.
En resumen, los equipos requeridos por este tramo en 34,5 KV son los siguientes:
• 3 transformadores de servicios auxiliares (TSA) con relación 34,5/0,208-0,120 KV.
• 3 fusibles limitadores de alto poder de corte (F) (Por cada fase del primario).
SA
48
En las siguientes secciones se explicarán los tramos correspondientes al nivel de tensión de 13,8
KV, y para facilitar el análisis se presenta la figura 5.13 que muestra la vista del pórtico de 13, 8 KV.
Es importante destacar que el despliegue en patio recomendado por la norma CADAFE para las
subestaciones nodal 115 TD [3] es a través de celdas encapsuladas en aire para las llegadas de
transformador de potencia y la barra principal y las salidas junto con la barra de transferencia en
intemperie sobre pórticos tal y como se observa en la figura 5.13.
Figura 5.13 Vista del pórtico de barras en 13,8 KV
TT
SL
49
5.1.13 Salida de línea 13,8 KV (SL)
La distribución de equipos en este tramo comprende una parte en celdas y la otra parte en
intemperie, específicamente la transferencia y el tendido de salida de línea, como se observa en la figura
5.13.
La conexión entre estos equipos respeta el esquema descrito en el diagrama unifilar asociado a la
subestación Nodal 115 TD (Figura A.7 del apéndice A1).
Los seccionadores de línea y de barra de transferencia recomendados por CADAFE en las
especificaciones técnicas [3] deben ser de tipo “apertura vertical” e instalados verticalmente cuidando que
el recorrido de las cuchillas en la apertura sea descendente.
En cuanto a las cadenas de aisladores , CADAFE en sus especificaciones técnicas [3] recomienda
el uso de 3 platos aisladores tipo “Standard” para las cadenas de amarre y de suspensión, sin embargo, el
cálculo para la cantidad de discos requeridos se puede obtener siguiendo las recomendaciones de la
norma IEC 60071-1 [4], explicadas en la sección A4.8 del apéndice A4. En la tabla XIV se especifica la
cantidad de discos necesarios como requisito mínimo.
Tabla XIV. aisladores tipo “Standard” requeridos a 13,8 KV a cada nivel de contaminación
Distancia de fuga de cada disco aislador 292 mm
Niveles de contaminación Distancia de fuga requerida a 13,8 KV (mm)
N° mínimo de aisladores recomendados
Ligera 243 1
Media 304 2
Alta 380 2
Muy alta 471 2
50
En este caso las recomendaciones de CADAFE exceden el número de aisladores a utilizar, incluso
con respecto al nivel más alto de contaminación, pero esto se justifica debido a que se deben preservar
las distancias mínimas a las estructuras, que con dos aisladores o menos no se cumplen.
Las distancias de fuga a considerar para dimensionar a los aisladores soporte requeridos se
pueden obtener de la tabla XIV. Las especificaciones técnicas de CADAFE recomiendan 355 mm, valor que
cumple con las indicaciones del nivel de contaminación medio.
Al igual que en 34,5 KV, las salidas de 13,8 KV deben contar con la presencia de pararrayos por
cada fase de salida para así cumplir con el diseño mostrado en el unifilar asociado.
En cuanto a las copas terminales, estas deben ser de tipo exterior y para ello las especificaciones
técnicas de CADAFE establecen que el material usado sea porcelana.
Las celdas encapsuladas adecuadas para este tramo deben incluir básicamente interruptores de
tipo extraíble (de esta manera no requieren de seccionadores para aislarlos ante labores de
mantenimiento), transformadores de corriente y la posibilidad de alojar a la barra principal permitiendo la
conexión de la misma con las celdas aledañas.
De acuerdo a lo explicado anteriormente los equipos requeridos por cada salida de línea son:
• 6 cadenas de aisladores de amarre (CA) (1 por cada fase y considerando la conexión a la
torre terminal)
• 3 Pararrayos (PR) (1 por cada fase)
• 3 aisladores de soporte (AS) (Apoyo a la conexión entre el seccionador de transferencia y el
bajante de salida de línea, figura 5.13)
• 1 seccionador tripolar con puesta a tierra (SL).
• 1 seccionador tripolar de barra (SB)
51
• (N° de conductores por fase x 3 fases) copas terminales (CT) de tipo exterior.
• 1 celda de salida de línea con las características descritas anteriormente.
5.1.14 Llegada de transformador de potencia a barra 13,8 KV (LLT)
Este tramo tiene la particularidad de que se encuentra completamente encapsulado en la celda.
Los conductores de salida del transformador de potencia en baja tensión llegan a la celda y debido a que
esta debe estar preparada para alojar a los conductores de la barra principal, las conexiones a la misma
se realizan en el interior de la celda sin necesidad del despliegue en patio.
Es así como la celda debe estar compuesta por un interruptor de tipo extraíble, transformadores
de tensión con protección a través de fusibles y transformadores de corriente.
Este tramo comprende además las copas terminales de tipo exterior que se utilizan en la salida a
baja tensión del transformador de potencia, y las de tipo interior para la conexión de estos cables
internamente a la celda, sin embargo, las celdas las incluyen en su diseño.
Debido a que se requieren copas terminales de tipo interior y exterior se deben tener
consideraciones distintas para cada tipo. Las copas de tipo exterior seguirán cumpliendo con las premisas
de la normativa CADAFE al ser de porcelana, pero en el caso de las copas de tipo interior la norma
permite que sean de resina moldeada para ahorrar espacio dentro de las celdas, sin embargo, deben ser
resistentes a la contaminación y al ozono.
De acuerdo a lo explicado anteriormente los equipos requeridos por cada llegada son:
• (N° de conductores por fase x 3 fases) copas terminales (CT) de tipo exterior.
• 1 celda de llegada de transformador a barras con las características explicadas anteriormente.
52
5.1.15 Barra principal 13,8 KV (BP)
La barra principal recorre a todo el juego de celdas correspondientes a los tramos de salida de
línea, llegada de transformador de potencia y tramo de transferencia, por lo que estas celdas deben ser
construidas para albergar a los conductores de la barra.
Como en 13,8 KV también se requiere hacer sección amientos en la barra principal, el mismo se
realiza con un arreglo de celdas conocido como “Back to Back” que se observa en la figura 5.14.
Figura 5.14 Arreglo “Back to Back” con celdas para el acople de barras
Este procedimiento se realiza colocando dos celdas paralelas donde la primera recibe la conexión
de la barra y la conecta con los equipos de seccionamiento (interruptor extraíble en serie con el
transformador de corriente) y la segunda se conecta por vía subterránea con la segunda que se encarga
de subir las conexiones al nivel superior al que se encontraba la barra principal a su posición original.
Las celdas descritas deben incluir además los transformadores de tensión necesarios para la
medición de la barra en cada acople.
Interruptor extraíble
53
De acuerdo a lo explicado anteriormente los equipos la barra principal son los siguientes:
• (N° de acoples) celdas de tipo “Back to Back” con las características expuestas.
5.1.16 Barra de transferencia 13,8 KV (BT)
La barra de transferencia presenta la disposición física en pórticos de intemperie tal y como se
observa en la figura 5.13. De esta manera contempla únicamente los aisladores soporte que sostienen al
tendido de barras. Para calcular la distancia de fuga correspondiente a estos aisladores se pueden seguir
las recomendaciones presentadas en la sección 5.1.13.
5.1.17 Tramo de transferencia 13,8 KV (TT)
Este tramo, que comunica a la barra principal con la de transferencia, al igual que en las
tensiones de 34,5 KV y 115 KV, requiere de un despliegue en celdas y otro en intemperie.
Los seccionadores de barra deben ser de tipo exterior debido a que se ubican en el pórtico de
barra de transferencia, con apertura vertical de acuerdo con las especificaciones técnicas de CADAFE [3].
Las copas terminales cumplen con las mismas especificaciones explicadas en las secciones 5.1.13.
La celda de transferencia debe incluir el interruptor extraíble, los transformadores de corriente y
la provisión para alojar a la barra principal.
De acuerdo a lo explicado anteriormente los equipos que componen al tramo de transferencia son
los siguientes:
• 1 seccionador de barra (SB)
• 3 copas terminales (CT) de tipo exterior
54
• 1 celda de transferencia con las características explicadas
5.1.18 Alimentación de servicios auxiliares (SA)
En esta sección se muestra el despliegue del tramo para el nivel de tensión de 13,8 KVA en la
figura 5.15, que cambia un poco con respecto al despliegue en 34,5 KV.
Figura 5.15 Vista en planta de la alimentación de servicios auxiliares en 13,8 KV
Los transformadores de servicios auxiliares conservan las características explicadas en la sección
5.1.12. Adicional a los equipos mencionados se requiere el uso de una celda de servicios auxiliares que
comunique al banco de transformadores con la barra principal, lo que implica el uso de copas terminales
para la salida a intemperie de los cables, sostenidas por aisladores soporte.
En resumen, los equipos requeridos por este tramo en 13,8 KV son los siguientes:
• 3 transformadores de servicios auxiliares (TSA) con relación 13,8/0,208-0,120 KV.
• Celda de servicios auxiliares
• 3 copas terminales (CT) de tipo exterior
55
• 3 aisladores soporte (AS)
5.2 Longitud de conductores dispuestos en barras y salidas de línea
El estudio de conductores en la presente sección se restringe al cálculo de las longitudes
abarcadas por los tendidos de salidas de línea y barrajes, conociendo la flecha máxima permitida en
dichos tendidos. Los siguientes conceptos se deben conocer para comenzar los cálculos requeridos.
• Vano: se refiere a la distancia en línea recta que separa a dos apoyos de un conductor.
• Flecha: es el punto más bajo alcanzado por el conductor con respecto a los soportes, en su
trayectoria a través de dos apoyos por efectos de la gravedad.
Los conductores de peso uniforme suspendidos por sus dos extremos toman la forma de una
curva catenaria en su trayectoria horizontal. Sin embargo, para vanos inferiores a los 500 m es posible
realizar aproximaciones a la curva descrita por una parábola con una pérdida insignificante de precisión.
Cuando se tienen apoyos a diferente nivel, como se muestra en la figura 5.16, las ecuaciones
aproximadas para el cálculo de longitud de conductor se observan a continuación.
Figura 5.16 Vano desnivelado
56
1 0S s s= + [1] (5.5)
2
11 1 2
1
81
3
Ys X
X
= +
[1] (5.6)
2
00 0 2
0
81
3
Ys X
X
= +
[1] (5.7)
12 4o
c
L yX
Y
= −
[1] (5.8)
2
14o c
c
yY Y
Y
= −
[1] (5.9)
1 oy Y Y= − [1] (5.10)
Donde:
L: Longitud del vano
Yc: Flecha máxima
X1, Y1: Coordenadas de apoyo en A
X0, Y0: Coordenadas de apoyo en B
y: Desnivel entre los apoyos A y B
57
Debido a que no todas las conexiones de la subestación Nodal 115 TD presentan las mismas
características, se hizo necesario dividir por sectores a las conexiones de cada nivel de tensión, los cuales
se describen a continuación.
5.2.2 Tendido de salida de línea para 115 KV, 34,5 KV y 13,8 KV
Este tipo de conexión se ajusta al caso de vanos desnivelados que se muestra en la figura 5.16.
Los parámetros de cálculo requeridos se describen a continuación.
a) Longitud del vano conductor (L)
En este caso la longitud del vano está representada por la distancia de la subestación a la torre
terminal. No se puede establecer un valor fijo para todos los casos sino que se tiene que conocer ese dato
para cada proyecto en particular
b) Flecha máxima (Yc)
La flecha máxima se puede calcular a partir de la longitud del vano, tal y como recomienda
CADAFE en su guía de distancias de seguridad [5], la cual establece los siguientes parámetros de cálculo:
• Flechas máximas de 2% del vano para vanos menores a 20 m.
• Flechas máximas de 3% del vano para vanos mayores a 21 m pero inferiores a 80 m.
• Flechas máximas de 5% del vano para vanos mayores a 81 m.
58
Estas premisas son válidas para una temperatura máxima del conductor de 70 ºC y sin considerar
la acción del viento. Las distancias mínimas a tierra con estas consideraciones están aseguradas tal y
como se demostró en el capítulo 4.
c) Coordenadas de apoyo de apoyo en A y B (X0, Y0, X1, Y1)
Los parámetros Y0 y Y1 se refieren a la altura de los apoyos con respecto al punto más bajo del
conductor como se observa en la figura 5.16. De esta manera, al conocer la altura total de los apoyos (P0
y P1) se puede calcular el desnivel entre ellos (y) y por consiguiente, el valor de los parámetros
mencionados.
El desnivel entre los soportes se calcula como se muestra a continuación:
0 1y P P= − (5.11)
Luego con este valor, es posible emplearlo en la ecuación 5.5 para calcular Y0 y el valor de Y1 se
puede obtener a través de la siguiente expresión:
1 0Y Y y= − (5.12)
Para conocer la altura del apoyo correspondiente al pórtico de salida se puede tomar como
referencia las alturas establecidas por la norma CADAFE, las cuales se pueden observar en las figuras 5.1,
5.8 y 5.13. El otro apoyo se refiere a la altura de la torre terminal que necesariamente se debe conocer y
su altura debe estar referida al mismo nivel de la subestación.
Por su parte, el parámetro X0 se puede calcular sin inconvenientes con las ecuaciones
presentadas. En cuanto a X1, se obtiene de la siguiente expresión:
1 0L X X= − (5.13)
59
Una vez calculada la longitud de un conductor (S) solo queda multiplicar este valor por el número
de salidas de línea y de fases por línea para completar la estimación.
5.2.3 Tendido entre pórticos de salida de línea a transformador de potencia para 115 KV
Este tendido tiene la particularidad de que sus apoyos son nivelados. Sin embargo, es posible
manipular las ecuaciones para vanos desnivelados presentadas en la sección 5.2.1 con las debidas
consideraciones para aplicarlas en el caso de vanos nivelados. De esta manera, se definen las siguientes
relaciones.
1 0 / 2X X L= = (5.14)
1 0 cY Y Y= = (5.15)
Que luego al sustituir en las ecuaciones previas resultan las siguientes expresiones:
2
1
81
2 3 / 2cYL
sL
= + (5.16)
2
0
81
2 3 / 2cYL
sL
= + (5.17)
2 2 228 8 8
1 1 2 22 3 / 2 2 3 / 2 2 3
c c cY Y YL L LS
L L L
= + + + = + (5.18)
232
13
cYS L
L
= + (5.19)
Los parámetros necesarios para la implementación de las ecuaciones descritas se muestran a
continuación.
60
a) Longitud del vano (L)
Esta longitud se puede definir de manera estándar para cualquier proyecto de subestación del
tipo Nodal 115 TD. En la figura A.10 del apéndice A3, se muestra la disposición de equipos en el tramo de
salida de línea a transformador especificada en los planos anexos a la norma CADAFE para la subestación
Nodal 115 TD [4]. De este despliegue se puede extraer la longitud aproximada del vano a considerar para
el cálculo del tendido asociado.
Un detalle importante a resaltar con respecto a esta figura es que la longitud del vano dependerá
de la cantidad de transformadores que se conecten a este tramo. La norma en particular recomienda
conectar dos transformadores, pero también es posible la conexión de un solo transformador por cada
tramo de este tipo. En la tabla XVI se proponen las longitudes aproximadas para cada caso.
Tabla XV. Longitud del vano en la conexión de salida a transformador
Nº de transformadores por tramo Longitud del vano (m)
1 35,8
2 45,8
b) Flecha máxima (Yc)
La flecha máxima se puede calcular tomando en cuenta las mismas consideraciones estudiadas
para el tendido de salida de línea a transformador. Por consiguiente, como la longitud de los vanos no
supera los 80 m ni es inferior a 20 m, entonces la flecha correspondiente para este tendido es de 3%.
61
5.2.4 Tendido de barra principal y barra de transferencia en 115 KV
Los tendidos de las barras en 115 KV se definen básicamente por la distancia entre los pórticos
que soportan a las barras, ya que la altura de los mismos es la misma, correspondiéndose con el cálculo
presentado para vanos nivelados.
Si las conexiones se realizan respetando las distancias establecidas por CADAFE en su normativa,
la figura 5.17 puede servir de referencia para determinar la longitud de dichos vanos.
Figura 5.17 Vista aérea del barraje indicando medidas en (m)
a) Longitud del vano conductor (L)
Las conexiones que atraviesan a la barra propuesta en la figura 5.17 pueden ser salidas de línea,
salidas de línea a transformador o el tramo de transferencia, por lo que al determinar el número máximo
de estas salidas que se pueden conectar entre los pórticos de barra, es posible obtener la distancia entre
ellos y por ende la longitud del vano que servirá de base para el cálculo de la longitud del conductor.
El espacio que ocupa cada salida es de 10 m considerando los 2,5 m de separación entre fases
más otros 2,5 m a cada extremo para la separación entre la línea y otras líneas o con respecto a un
pórtico.
62
El número máximo de salidas que establece CADAFE en sus planos anexos a las especificaciones
técnicas [4] es de dos. De esta manera la longitud del vano se puede obtener finalmente con la expresión
5.20:
º max *10L N sal= (m) (5.20)
Donde el parámetro “Nº max sal” comprende a las salidas de línea, las salidas de línea a
transformador y el tramo de transferencia.
b) Flecha máxima (Yc)
La flecha máxima se puede calcular tomando en cuenta las mismas consideraciones estudiadas
para el tendido de salida de línea.
Para finalizar el cálculo es necesario multiplicar el valor obtenido por el número de fases y por la
cantidad de tendidos entre pórticos que se dispongan en la subestación.
63
CAPÍTULO 6. MALLA DE TIERRA
La malla de tierra está constituida por un conjunto de elementos conductores interconectados y
enterrados en el suelo de la subestación con el fin proporcionar una tierra común para los dispositivos
eléctricos y estructuras metálicas que la componen. Su presencia permite disipar las corrientes de corto
circuito a tierra provenientes del sistema de potencia asociado así como controlar los gradientes de
potencial que se producen en la superficie del suelo a consecuencia de dichas corrientes.
Los conceptos básicos asociados al diseño de una malla de tierra se presentan a continuación.
• Tierra: se refiere a una conexión conductora intencional o accidental entre los equipos que
componen la subestación y el suelo de la misma para que sirva como drenaje de las
corrientes residuales y de falla.
• Resistividad del terreno: es la resistencia por unidad de volumen que presenta el suelo ante el
paso de corriente eléctrica.
• Capa superficial: se refiere a la capa de piedra picada o cualquier otro material con
resistividad elevada que es colocada sobre la superficie del suelo de la subestación con el fin
de ofrecer una protección adicional ante las corrientes de falla a tierra.
• Tensión de paso: es la diferencia de potencial que experimenta una persona al circular por
una subestación durante el transcurso de una falla a tierra y cuyos pies se encuentran
separados entre si por una distancia de 1 metro (distancia de un paso aproximadamente).
• Tensión de toque: es la diferencia de potencial que experimenta una persona, cuando al
ocurrir una falla a tierra, se encuentra en contacto con un equipo u objeto metálico separado
a una distancia de un metro del mismo (persona con el brazo extendido).
• Tensiones de paso y toque tolerables: se refiere a los máximos valores de las tensiones
respectivas que puede soportar una persona sin presentar fibrilación ventricular.
64
6.1 Criterios de diseño para una malla de tierra
El diseño de la malla de tierra conlleva una serie de pasos a seguir, los cuales se mencionan a
continuación:
• Medición de la resistividad del terreno, que además servirá para establecer un modelo de
suelo a utilizar en los cálculos.
• Determinación del calibre del conductor de la malla.
• Determinación de las tensiones de toque y paso máximas tolerables.
• Determinación de las tensiones de toque y paso de la retícula especificada en el diseño y
comparar con las tensiones máximas hasta que se cumplan a cabalidad.
6.1.1 Estudio del suelo
Comprende todos los procedimientos necesarios para determinar la resistividad del suelo. Dicha
resistividad está concebida como la oposición al flujo de corriente que presentan los materiales. Se define
matemáticamente a través de la relación entre la corriente que atraviesa la sección de un cubo de 1 m3
(A/m2) y la tensión medida en los extremos relativos al recorrido de esa corriente (V/m). De esta manera
la relación arroja un valor en Ωm como se observa en la figura 6.1.
Figura 6.1 Modelo matemático de la resistividad [1]
65
El valor de la resistividad está relacionado con ciertas características del suelo como lo son el tipo,
la humedad, los minerales disueltos y la temperatura que imprimen su influencia característica
dependiendo de la combinación de sus efectos [1]. Debido a esto es común obtener distintos valores de
resistividad cambiando con la profundidad para un mismo suelo. En la tabla XVI se muestran valores
típicos de resistividades para varios tipos de suelos.
Tabla XVI. Resistividades típicas de los suelos [1]
Tipo de suelo Resistividad ( Ω m)
Pirita, galena, magnetita 1.10-6-1.10-2
Agua de mar 1
Suelo orgánico 1-50
Esquisto 1-100
Arcilla 10-100
Arena o grava 50-1000
Arcenisca 20-2000
Piedra caliza, colcita, dolomita 5-1.104
Cascajo (75% de piedras de 2 cm de diámetro) 3000
Cuarzo, granito, neis y basalto 1000-1.104
Considerando entonces que las características físicas del suelo no son constantes para todos los
casos se han establecido modelos del mismo para facilitar su estudio matemático. Dichos modelos se
describen a continuación.
a) Suelo homogéneo o uniforme: Este modelo contempla variaciones poco significativas de
resistividad en el terreno.
b) Suelo no homogéneo: Este modelo busca aproximarse a las irregularidades típicas de los
suelos al considerar dos capas con distintas resistividades. Una representación gráfica se muestra
en la figura 6.2.
66
Figura 6.2 Modelo de suelo de dos capas [1]
La definición del presente modelo conlleva a considerar el factor de reflexión cuya expresión
matemática se refleja en la ecuación 6.1.
12
12
ρρρρ
+−=K [1] (6.1)
Este factor contempla las diferencias presentadas por las dos capas de suelo y tiene un rango de
variación entre 1 y -1. Mientras más alto sea el factor (en valor absoluto) mayores serán las diferencias
entre las resistividades, así como mientras menor resulte este valor más homogéneo será el suelo bajo
estudio.
6.1.2 Selección del conductor y conexiones
La selección del calibre del conductor se puede calcular haciendo uso de la ecuación siguiente:
4.10ln o m
cc r r o a
K TTCAPI A
t K Tα ρ
− += + [22] (6.2)
I: Corriente eficaz soportada por el conductor (KA)
Ac: Área del conductor (mm2)
Tm: Temperatura máxima permitida (°C)
67
Ta: Temperatura ambiente (°C)
Tr: Temperatura de referencia para el material (°C)
rα : Coeficiente térmico de resistividad a Tr (1/°C)
ρr: Resistividad del conductor de tierra a la temperatura de referencia Tr ( cmΩµ )
oα : Coeficiente térmico de resistividad a 0 °C (1/°C)
Ko: 1/ oα o 1/ rα Tr (°C)
tc: Tiempo que fluye la corriente (s)
Tm: Temperatura de fusión (°C)
TCAP: Factor de capacidad térmica (J/cm3°C)
La corriente a soportar por el conductor debe ser igual a la corriente eficaz espera a circular por
la malla de tierra, cuya determinación se explica en el apéndice A5. La tabla XVII recoge los valores de las
constantes mencionadas anteriormente para los materiales más usados en la práctica.
68
Tabla XVII. Constantes típicas de los materiales [22]
(‘) El valor mínimo recomendado son 3 m, pero puede ser menor según el caso y la experiencia
(“) No es un valor fijo sino que se determina para cada caso
114
APÉNDICE A4 - DESCRIPCIÓN DE EQUIPOS DE ALTA TENSIÓN
A4.1 Interruptores de potencia
Los interruptores de potencia son dispositivos mecánicos que de manera automática desconectan
a transformadores, reactores, barrajes y líneas de transmisión de un sistema o circuito energizado. Estos
equipos son capaces de conducir, interrumpir y restablecer la continuidad del servicio eléctrico ante
condiciones normales o de falla.
La apertura de estos dispositivos conlleva el fenómeno conocido como arco eléctrico, que se
refiere al paso de corriente a través de los contactos aún después de haberse iniciado su separación
debido a la diferencia de tensión que se establece entre ellos por la ionización del medio aislante
circundante.
Los interruptores se pueden clasificar de acuerdo al sitio de instalación, el diseño externo, el
medio de interrupción, y el mecanismo de operación.
A4.1.1 Según el sitio de instalación
Este grupo comprende a las instalaciones interiores y exteriores. Las diferencias básicas entre
ellos vienen dadas por el grado de protección de las partes energizadas.
a) Exteriores
Contemplan el uso del propio aire como medio aislante entre partes energizadas, requiriendo así
más espacio para su instalación. Estos transformadores corresponden a los que se instalen en intemperie
junto con el resto de los equipos de patio.
115
b) Interiores
Pueden usar aire, vacío u otros fluidos como medio aislante pero siempre deben estar encerrados
en armarios que no permitan el contacto directo con partes energizadas. Este tipo de transformadores
son los que se usan para aplicaciones en celdas.
A4.1.2 Según el diseño externo
Este grupo comprende a los interruptores de tipo tanque vivo y tanque muerto.
a) Interruptores tanque muerto
El caso tanque muerto consiste en un tanque a potencial de tierra que en su interior contiene al
medio de interrupción conectado al circuito exterior por medio de aisladores que atraviesan la tapa. De
esta manera el aislamiento fase-tierra del interruptor sería el mismo que el utilizado para la cámara de
extinción del arco. La descripción anterior se puede apreciar en la figura A.12.
Figura A.12 Interruptor tanque muerto [1]
116
b) Interruptores tanque vivo
En el caso tanque vivo el medio de interrupción se concentra en tanques de diámetro pequeño
denominados polos, los cuales se conectan directamente con el circuito de alta tensión, quedando estos a
un potencial distinto al de tierra. De forma contraria a su homólogo (tanque muerto), el aislamiento fase-
tierra del interruptor no es el mismo que el utilizado para la cámara de extinción del arco La descripción
anterior se puede apreciar en la figura A.13.
Figura A.13 Interruptor tanque vivo [1]
A4.1.2 Según el medio de interrupción
Este grupo comprende a los interruptores de aceite, aire comprimido y hexafloruro de azufre
(SF6).
117
a) Interruptores de aceite
Los interruptores de aceite actúan sobre el arco eléctrico formando una burbuja de gas
compuesta en su mayor parte por hidrógeno, que al ser un excelente refrigerante, se encarga de
vaporizarlo y extinguirlo.
Según la cantidad de aceite utilizado en la extinción, estos interruptores se subdividen en gran
volumen de aceite y pequeño volumen de aceite.
El diseño de los interruptores de gran volumen de aceite corresponde a un tanque muerto lleno
de aceite que sirve de aislamiento eléctrico, además de servir como mecanismo para la extinción del arco.
Sin embargo, presentan desventajas importantes debido a las complicaciones a nivel espacial, de
mantenimiento y el riesgo de explosión asociado a las altas presiones.
Los interruptores de pequeño volumen de aceite se desarrollaron para reducir los requerimientos
de espacio y aceite del gran volumen. Estos interruptores utilizan aceite solo para el mecanismo de
extinción del arco, el cual se ubica en pequeñas cámaras de extinción o polos, asociándose así al modelo
tanque vivo. La desventaja de estos interruptores es que requieren de mayor mantenimiento que su
homólogo, el de gran volumen.
b) Interruptores de aire comprimido
Los interruptores de aire comprimido eliminan el riesgo de explosión de los interruptores de aceite
y cubren un amplio rango de tensiones (hasta 800 KV).
Su mecanismo de operación se basa en la acción de un chorro de aire comprimido que barre el
aire ionizado del arco y su diseño exterior corresponde al tipo tanque vivo.
Sin embargo, sus ventajas se ven desfavorecidas por el gran número de complicaciones que
conlleva su instalación y operación como lo es el alto costo de las instalaciones neumáticas necesarias
118
para su operación, la necesidad frecuente de mantenimiento y el fuerte ruido que se produce al momento
de su operación.
c) Interruptores de Hexafloruro de azufre (SF6)
Los interruptores de hexafloruro de azufre utilizan dicho gas como medio de interrupción del arco
y presentan ventajas sobre el aire ya que puede extinguir arcos 100 veces más fuertes en comparación
con este [1].
A4.2 Seccionador
El seccionador es un dispositivo mecánico que sirve para conectar y desconectar, a través de la
apertura o cierre de sus cuchillas, diversas partes de una instalación eléctrica, para efectuar maniobras de
operación o bien de mantenimiento. Su misión principal es la de aislar tramos de circuitos de manera
visible y segura procurando que los mismos se encuentren libres de tensión para que puedan ser
manipulados por los operarios.
Es importante destacar que en líneas generales los seccionadores sólo pueden operar en
condiciones de vacío, o sin carga, por lo que su entrada en servicio debe estar precedida por la apertura
del interruptor principal. De forma análoga antes de ejecutar el cierre o conexión del seccionador se debe
garantizar la desconexión del interruptor principal.
Los seccionadores se pueden clasificar de acuerdo a las condiciones de operación, el sitio de
instalación, el número de circuitos aislados eléctricamente y el mecanismo de apertura.
119
A4.2.1 Condiciones de operación
De acuerdo al papel que desempeñan los seccionadores en el sistema de potencia asociado, se
pueden subdividir en seccionadores en vacío, seccionadores de tierra, seccionadores de operación bajo
carga y seccionadores de puesta a tierra rápida.
a) Seccionadores en vacío
Estos seccionadores permiten aislar equipos como interruptores, capacitores, barrajes,
transformadores, reactores, generadores o líneas para la ejecución de mantenimiento o por necesidades
operativas, además de realizar maniobras en el circuito como la transferencia de cargas entre barrajes. Su
operación de cierre/apertura requiere que la corriente circulante sea despreciable tal que no se produzcan
cambios significativos de la tensión entre los contactos.
b) Seccionadores de puesta a tierra
Los seccionadores de tierra o con puesta a tierra permiten conectar a la misma, componentes del
sistema bajo labores de mantenimiento tales como líneas de transmisión, barrajes, bancos de
transformadores o condensadores y reactores en derivación.
c) Seccionadores rompearco
Estos seccionadores tienen la capacidad de interrumpir las corrientes magnetizantes provenientes
de los transformadores así como las corrientes capacitivas de las líneas en vacío.
d) Seccionadores de operación bajo carga
Finamente se tienen los seccionadores de operación bajo carga los cuales son capaces de realizar
maniobras de apertura y cierre mientras circule corriente por el ya que cuentan con dispositivos para
extinción de arco.
120
Entre este rubro se encuentran los seccionadores porta fusibles que cumplen doble función,
además del seccionamiento sirven de protección contra cortocircuitos. En estos seccionadores la cuchilla
de operación está sujeta a la estructura a través de un fusible por el cual circula la corriente del equipo a
proteger, de tal manera que cuando la corriente se eleva, el filamento del seccionador se funde y la
ruptura de este permite la caída de la cuchilla, produciéndose la apertura.
A4.2.2 Sitio de instalación
Este grupo comprende a las instalaciones interiores y exteriores.
A4.2.3 Número de circuitos aislados eléctricamente
Esta clasificación comprende a los seccionadores monopolares y los tripolares.
a) Seccionadores monopolares
En los seccionadores monopolares las cuchillas de cada fase actúan de manera independiente.
b) Seccionadores tripolares
A diferencia de los monopolares, en los tripolares las cuchillas de cada fase están acopladas
mecánicamente por un eje común que permite el accionamiento conjunto entre ellas.
A4.2.4 Mecanismo de apertura
El tipo de apertura deberá elegirse teniendo en cuenta que el espacio disponible para la ubicación
de la subestación sea suficiente para respetar las distancias eléctricas requeridas por los seccionadores a
instalar.
121
Bajo esta concepción se tienen a los seccionadores de apertura lateral, apertura central, de doble
apertura o rotación central, de apertura vertical, y pantógrafos.
a) Seccionadores de apertura lateral
Los seccionadores de apertura lateral están compuestos por una columna giratoria y portadora de
la cuchilla que contiene a los contactos móviles y al otro extremo una columna fija con los contactos fijos,
lo que permite un recorrido horizontal. El campo de aplicación de este seccionador es en instalaciones de
intemperie con tensiones de servicio de hasta 123 KV.
b) Seccionadores de apertura central
Los seccionadores de apertura central están compuestos por dos columnas giratorias y portadoras
de cuchillas (contactos móviles) que giran hacia la misma dirección obteniéndose un solo punto de
interrupción a la mitad de recorrido entre las dos columnas, tal y como se observa en la figura A.14. El
campo de aplicación de este seccionador es en instalaciones de intemperie con tensiones de servicio de
hasta 245 kV.
Figura A.14 Seccionador de apertura central [1]
122
c) Seccionadores de rotación central
En los seccionadores de rotación central la cuchilla o contacto móvil está fijada sobre una
columna aislante central que es giratoria permitiendo una interrupción doble, tal y como se observa en la
figura A.15, por lo que cada punto de interrupción requiere una distancia en aire igual a la mitad de la
total. Las dos columnas exteriores están montadas rígidamente sobre un soporte metálico de perfiles de
acero galvanizado en caliente y son las encargadas de sostener los contactos fijos. Este tipo de
seccionadores se utiliza en instalaciones de intemperie y con tensiones de servicio desde 33 kV hasta 220
kV.
Figura A.15 Seccionador de rotación central [1]
d) Seccionadores de apertura vertical
Los seccionadores de apertura vertical consisten en una cuchilla o contacto móvil apoyado sobre
un soporte aislante (a), que se conecta con un contacto fijo ubicado en un soporte aislante al otro
extremo de la cuchilla (b). El movimiento de conexión y desconexión contempla el pivoteo ascendente/
descendente de la cuchilla sobre su soporte. Un ejemplo de estos seccionadores se muestra en la figura
A.16.
123
Figura A.16 Seccionador de apertura vertical [1]
Su aplicación se restringe a tensiones entre 300 KV y 800 KV por los reducidos anchos de campo
que implican.
e) Seccionadores pantógrafo
Los seccionadores pantógrafo se distinguen de los anteriores seccionadores debido a que el
contacto fijo es sustituido por un contacto especial instalado directamente en la línea, conocido como
trapecio, al cual se conectan los contactos móviles. Dicho contacto móvil se eleva y se contrae por medio
de la acción de resortes. Una muestra de estos seccionadores de observa en la figura A.17.
Figura A.17 Seccionador pantógrafo [1]
a
a
a
b
b
b b a
124
Se suele utilizar en instalaciones exteriores a tensiones de servicio entre 132 KV y 550 KV,
especialmente para la conexión entre líneas y barras a distinta altura.
Existen variaciones del seccionador pantógrafo como lo son el semipantógrafo tipo rodilla y
pantógrafo horizontal cuyos ejemplos se muestran en las figuras A.18 y A.19.
Figura A.18 Seccionador semipantógrafo [1]
Figura A.19 Seccionador pantógrafo horizontal [1]
125
A4.3 Transformador de potencia
Los transformadores son maquinas eléctricas estáticas que transmiten energía entre sistemas
mediante la inducción electromagnética, modificando niveles de tensión y corrientes. Se pueden encontrar
transformadores de potencia y transformadores de medida o de potencial.
Los transformadores de potencia en particular se caracterizan por manejar grandes cantidades de
potencia en el proceso de conversión de tensiones a frecuencia constante, por lo que deben garantizar la
minimización de las perdidas asociadas. Un ejemplo de su apariencia física se muestra en la figura A.20.
Figura A.20 Transformador de potencia de 40 MVA [7]
126
Los transformadores de potencia se clasifican de varias maneras, entre las que se encuentran el
sitio de instalación, tipo de conexión, la manipulación de la tensión, el elemento aislante y el medio
refrigerante.
A4.3.1 Sitio de instalación
Este grupo comprende a las instalaciones interiores y exteriores. Las diferencias básicas entre
ellos vienen dadas por el grado de protección de las partes energizadas.
A4.3.2 Tipo de conexión
a) Monofásicos
Comprende solo los devanados primario y secundario correspondientes a una sola fase. Un
ejemplo de ellos se muestra en la figura A.21.
Figura A.21 Transformadores de potencia monofásicos [8]
127
b) Trifásicos
Comprende en una sola estructura a los seis devanados correspondientes a las tres fases (3
primarios y 3 secundarios) tal y como se observa en la figura A.20.
A4.3.3 Elemento aislante
a) Seco
Contempla el uso de aire como medio aislante.
b) Baño de aceite
Contempla el uso de aceite como medio aislante.
A4.3.4 Medio refrigerante
a) OA (ONAN)
Este sistema de enfriamiento consiste en la circulación natural de aire y aceite. De esta manera el
aceite absorbe el calor por convección natural para luego ser liberado a través de los radiadores que
componen al transformador. El transformador mostrado en la figura A.20 cumple con esta condición.
b) OA/FA (ONAF)
Este sistema de enfriamiento consiste en la circulación forzada de aire. Se basa en el OA pero
agregando ventiladores a los radiadores para ayudar a la disipación del calor, tal y como se observa en la
figura A.22.
128
Figura A.22 Transformador de potencia con sistema de refrigeración OA/FA [8]
c) FOA (OFAF)
Este sistema de enfriamiento consiste en la circulación forzada de aire y aceite y se logra
tomando como base en sistema anterior pero adicionando bombas de aceite que lo hagan circular más
rápidamente hacia los radiadores.
d) FOW (OFWF)
Este sistema de enfriamiento contempla la circulación del aceite en circuito cerrado por
refrigerantes a base de agua que ayuda a retirar por radiación el calor presente en el aceite.
A4.4 Transformador de corriente
Los transformadores de corriente son dispositivos utilizados para efectuar mediciones de corriente
en sistemas eléctricos a través de la conexión de su devanado primario en serie con el circuito de alta
tensión. Debido a que la impedancia del devanado primario es despreciable si se compara con la
impedancia del sistema al cual está conectado, se puede conocer de manera precisa el valor de la
129
corriente circulando en el punto de medición del sistema. En la figura A.23 se presenta un transformador
de corriente típico en subestaciones.
Figura A.23 Transformador de corriente [9]
A4.4.1 Utilización
Esta clasificación contempla la capacidad de cubrir amplios rangos de corriente en contraparte
con la precisión que pueden ofrecer.
a) Transformadores de corriente de medida
Estos transformadores tienen la capacidad de manejar grandes cantidades de corriente pero
ofrecen poca precisión debido a sus detalles constructivos.
130
b) Transformadores de corriente para protecciones
Por su parte los transformadores para protecciones son utilizados para alimentar a los relés de
protección los cuales requieren precisión durante los primeros ciclos de la corriente de cortocircuito. Sin
embargo, el diseño de estos transformadores no permite la manipulación de grandes de cantidades de
corriente en comparación con los transformadores de medida.
El uso de transformadores de corriente introduce un error en la medición que se puede
determinar con la siguiente ecuación:
% 100n s p
p
K I IError x
I
−= [10]
Donde:
Kn: Relación de transformación nominal
Ip: Corriente del devanado primario
Is: Corriente del devanado secundario que se obtiene cuando circula una corriente por el
devanado primario bajo las condiciones de medición.
A4.5 Transformadores de tensión
Los transformadores de tensión o de potencial son equipos que se encargan de aislar los circuitos
de baja tensión de los de alta tensión. Además, permiten la fiel reproducción en el lado secundario de los
efectos transitorios y de régimen permanente medidos en el lado primario. Existen varios tipos como lo
son transformadores de tensión inductivos, divisores capacitivos, divisores resistivos y divisores mixtos
(capacitivo/resistivo).
131
A4.5.1 Transformadores de tensión inductivos
Estos equipos representan a la gama de los transformadores magnéticos comúnmente utilizados
para disminuir tensiones. Su presencia se restringe a tensiones inferiores de 145 KV, ya que para
tensiones mayores es poco rentable su implementación. Un ejemplo del mismo se presenta en la figura
A.24.
Figura A.24 Transformadores de tensión inductivos [1]
A4.5.2 Transformadores de tensión capacitivos
Los transformadores de tensión capacitivos separan a los instrumentos de medida del circuito de
alta tensión, reduciendo las tensiones a valores manejables y proporcionales a las primarias originales. Un
ejemplar se observa en la figura A.25.
132
Figura A.25 Transformador de tensión capacitivo [11]
Debido a la no linealidad que puede existir entre los acoples del transformador se tienen errores
en la medición que se pueden estimar a través de la siguiente ecuación.
% 100n s p
p
K U UError x
U
−= [12]
Donde:
Kn: Relación de transformación nominal
Up: Tensión primaria real
Us: Tensión secundaria correspondiente a la tensión Up en las condiciones de medición.
133
A4 6 Trampas de onda
Las trampas de onda son dispositivos que aprovechan la conexión a las líneas de alta tensión para
la transmisión de datos y comunicación entre subestaciones.
Su influencia en el sistema se puede asociar a la acción de un filtro, ya que a frecuencia industrial
se comporta como una baja impedancia (para no afectar la transmisión de energía eléctrica) y ante
frecuencias por el orden de los KHz, se puede utilizar para la comunicación por onda portadora.
Su estructura se compone de una bobina principal que lleva la corriente a frecuencia industrial del
sistema, un equipo de protección que previene a la trampa de onda contra los efectos de sobretensiones
y un equipo sintonizador compuesto por capacitancias e inductancias el cual permite ajustar la alta
impedancia a un valor o a un rango de valores de frecuencia.
En la figura A.26 se muestra un ejemplo de su instalación en subestaciones.
Figura A.26 Trampa de onda [13]
Las trampas se clasifican en las siguientes categorías:
134
a) Trampas de onda no sintonizables
Representan el modelo más simple debido a que hacen uso de una sola bobina para su
funcionamiento.
b) Trampas de onda de una frecuencia
Aprovecha las propiedades de los circuitos resonantes al insertar un capacitor en paralelo con la
inductancia logrando un rango pequeño de variación en frecuencia.
c) Trampas de onda de doble frecuencia
Es igual al caso anterior pero con un circuito sintonizador más elaborado que permite un mayor
ancho de banda.
d) Trampas de onda de banda ancha
Básicamente su circuito de sintonización permite bloquear varios canales de comunicación y por
ello representa la opción más usada.
El circuito de una trampa de onda se puede representar como se muestra en la figura A.27.
Figura A.27 Circuito típico de una trampa de onda [14]
135
En los proyectos de subestaciones se suele aprovechar la componente capacitiva que brinda el
transformador de tensión capacitivo para completar el circuito resonante de la trampa. De esta manera
se muestra un ejemplo de la disposición en campo de esta conexión en la figura A.28.
Figura A.28 Trampa de onda en conexión con el transformador de tensión capacitivo [13]
A4.7 Condensadores de acoplamiento
Los condensadores de acoplamiento son dispositivos cuya impedancia capacitiva se utiliza para
complementar a los circuitos resonantes de las comunicaciones entre las subestaciones cuando no es
posible contar con el uso de transformadores de tensión capacitivos. En la figura A.29 se describe su
estructura.
Trampa de onda
Transformador de tensión capacitivo
136
Figura A.29 Condensador de acoplamiento [15]
A4.8 Aisladores
Los aisladores son piezas enteras de materiales con propiedades dieléctricas cuya función
principal es brindar aislamiento a líneas y equipos además de servir como soporte mecánico a
conductores, cables y barrajes rígidos.
Para comenzar el estudio de los aisladores es necesario conocer el concepto de distancia de fuga
que se refiere a la trayectoria más corta, recorriendo la superficie del aislador, que se tiene entre dos
puntos conductivos del mismo.
137
Para garantizar el correcto aislamiento de estos equipos es necesario respetar determinadas
distancias de fuga asociadas a cada nivel de tensión. Sin embargo, estas distancias varían también de
acuerdo a los niveles de contaminación a los que se verán expuestos los aisladores. Los niveles
estandarizados se observan en la tabla A.3.
Tabla A.3 Niveles de contaminación estandarizados [4]
Nivel de contaminación Actividades comprendidas
Línea de fuga específica nominal
mínima LF (mm/KV)
Ligera
• Áreas sin industrias y baja densidad de población.
• Áreas con baja densidad de industrias expuestas a vientos y lluvias.
• Zonas montañosas y áreas agrícolas.
• Zonas alejadas de la costa a un mínimo de 10 Km y sin estar expuestas a las corrientes de aire marinas.
16
Media
• Industrias que arrojan humo al ambiente pero sin ser altamente contaminantes.
• Áreas con alta densidad de industrias y de población expuestas a vientos y lluvias.
• Zonas que pueden estar expuestas a corrientes de aire marinas pero sin estar muy cerca de las costas.
20
Alta
• Áreas con alta densidad de industrias.
• Suburbios de grandes ciudades con desarrollo industrial.
• Áreas costeras expuestas a vientos fuertes.
25
Muy alta
• Áreas con industrias que arrojen al ambiente partículas conductoras y cenizas que producen depósitos de capas conductivas con gran espesor.
• Áreas expuestas al rociado de agua salada.
• Área desérticas si lluvias por largos períodos, expuestas a fuertes vientos que transporten partículas de sal y expuestos al fenómeno de condensación.
31
138
Finalmente, para obtener el valor de la distancia de fuga se puede hacer de la siguiente ecuación.
maxF FD L V=
Donde:
LF: Línea de fuga específica nominal mínima mostrada en la tabla I.
Vmax: Máxima tensión fase-fase de la red.
DF: Distancia de fuga
Existen varias clasificaciones de aisladores, las cuales se describen a continuación.
A4.8.1 Tipo de material
Esta clasificación comprende a los materiales aislantes tales como la porcelana, el vidrio y los
polímeros.
a) Porcelana
La porcelana es un material que presenta ventajas en cuanto a sus propiedades electromecánicas
como lo son la baja porosidad, impermeabilidad ante el agua, dureza, alta resistencia mecánica y elevada
temperatura de combustión, además de soportar condiciones ambientales adversas. Una muestra de ellos
se puede observar en la figura A.30.
b) Vidrio
El vidrio tiene un comportamiento eléctrico muy similar al de la porcelana pero su desventaja con
respecto a esta es que es más frágil, por ende, debe someterse a procesos de endurecimiento para
139
proveerlo de una resistencia mecánica aceptable. Una muestra de ellos se puede observar en la figura
A.30.
c) Poliméricos
Estos aisladores presentan ventajas ampliamente competitivas con sus homólogos debido a que
son más ligeros. Su uso se puede extender a instalaciones interiores y exteriores por su elevada
soportabilidad dieléctrica en ambientes muy contaminados. Por otro lado su presentación como un cuerpo
entero facilita su instalación. Una muestra de ellos se puede observar en la figura A.30.
Figura A.30 Materiales de construcción para aisladores: a) Porcelana, b) Vidrio, c) Polímeros.
A4.8.2 Diseño
Según el diseño externo los aisladores se clasifican en aisladores de suspensión y aisladores de
soporte.
a) Aisladores de suspensión
Estos aisladores se presentan en unidades de caparazones aislantes (faldas) con acoples de
fijación (herrajes) que permiten el empalme con otros aisladores para ajustarse a la distancia de fuga
requerida por la línea. Esta conexión es lo que se conoce como “cadenas de aisladores”.
140
Los aisladores de suspensión se caracterizan por presentar distintas formas de ondulaciones en la
parte inferior de la falda, dependiendo de las condiciones ambientales a las que se vea sometido el
aislador. Es así como en zonas altamente contaminadas se suelen usar aisladores con los ribetes de la
falda más pronunciados que en el caso de las zonas menos contaminadas. Por otro lado, se tienen los
aisladores anti-niebla con mayor número de pliegues que permiten el incremento la distancia de fuga sin
aumentar considerablemente las dimensiones del mismo.
Otro detalle a considerar para el diferenciamiento es el tipo de acople que requieren. En los
discos con acople tipo “bola y zócate” el empalme es flexible simulando la funcionalidad de una rotula lo
que le permite mayor libertad de movimiento además de que se pueden armar y desarmar las cadenas
con facilidad. El caso de los disco con acople tipo “pasador y chaveta” el empalme es rígido y no permite
la modificación del numero de aisladores en las cadenas tan fácilmente como en el caso anterior. En la
figura A.31 se muestran dos aisladores con los dos tipos de acoples.
Figura A.31 Discos aisladores: a) Acople bola y zócate, b) Acople pasador y chaveta [16]
Las cadenas de aisladores comprenden los tipos suspensión y amarre. En el caso de suspensión,
las cadenas se encuentran sometidas al peso propio de los aisladores y el conductor asociado mientras
que las cadenas de amarre deben soportar además el tensado del conductor.
141
La cantidad de aisladores que requiere una cadena depende del nivel de tensión y del nivel de
contaminación al que se vaya a someter. La siguiente ecuación se puede utilizar para obtener este valor.
Faisladores
FA
DN
D° =
Con:
DFA: Distancia de fuga de un solo aislador
b) Aisladores soporte
Los aisladores soporte son estructuras rígidas cubiertas de material aislante que sirven de apoyo
para conductores, equipos eléctricos u otros aisladores. Se subdividen según su presentación física en tipo
columna y tipo espiga.
Los aisladores tipo columna presentan una forma que puede inscribirse en un cilindro o tronco de
cono, pudiendo tener o no pliegues en la superficie para varias distancias de fuga.
A diferencia de los aisladores tipo columna, los tipo espiga presentan notables formas
acampanadas en su superficie y una especie de clavija para la fijación rígida a la estructura de apoyo. Una
muestra de los aisladores descritos se muestra en la figura A.32.
Figura A.32 Tipos de aisladores soporte: a) Espiga, b) Columna [17]
142
A4.9 Pararrayos
Los pararrayos son dispositivos encargados de proteger a los equipos presentes en la subestación
contra sobretensiones transitorias.
Su clasificación se basa en los materiales usados para su fabricación, entre los cuales se
encuentran el carburo de silicio y el oxido de zinc.
A4.9.1 Pararrayos de carburo de silicio
Estos pararrayos se presentan como capsulas de porcelana que contienen descargadores (gaps)
conectados en serie con resistencias no lineales de carburo de silicio. De esta forma, al presentarse la
sobretensión, se produce un arco que atraviesa a los gaps limitando la corriente al pasar por la resistencia
Estos descargadores ya no se producen luego de la aparición de los pararrayos con óxido de zinc.
Un esquema de su estructura se muestra en la figura A.33.
Figura A.33 Esquema de pararrayo de oxido de silicio [1]
143
A4.9.2 Pararrayos de óxido de zinc
Esta tecnología de pararrayos mantiene el mismo principio de funcionamiento que los pararrayos
de oxido de silicio pero sustituye a los descargadores por varistores o resistencias variables. Una muestra
de su estructura se observa en la figura A.34.
Figura A.34 Pararrayo de Óxido de zinc [1]
144
A4.10 Copas terminales
Las copas terminales se usan como recubrimiento para los cables de alta tensión para evitar
daños en sus terminales. Para su construcción se usan diversos materiales, dependiendo del nivel de
tensión y del tipo de instalación, entre los cuales los más comunes son la porcelana y la resina epóxica.
Las copas terminales de resina epóxica se pueden clasificar según su colocación en dos categorías
como lo son las copas termocontraíbles y las contraíbles en frío. Cada una de ella recubre al cable de la
misma manera pero el método de fijación con el mismo es el que cambia. Los termocontraíbles requieren
de la aplicación de calor para su fijación mientras que los contraíbles en frio se ajustan al cable como un
forro.
En la figura A.35 se muestran el ejemplo de unas copas terminales fabricadas en resina epóxica.
Figura A.35 Copas terminales de resina epóxica [18]
A4.11 Celdas
Las celdas son estructuras envolventes metálicas que contienen equipos eléctricos organizados
para economizar la mayor cantidad de espacio posible conservando las distancias de seguridad requeridas
145
del medio aislante interno. Un ejemplo de la composición interna de una celda se muestra en la figura
A.36.
Figura A.36 Vista exterior e interior de una celda [19]
Como se ve en la figura A.36, las celdas reúnen de manera compacta a varios equipos necesarios
para la operación de una subestación, ocupando entre el 10% y 15% del espacio que necesitarían si el
despliegue fuera en intemperie.
Para poder organizar a los equipos en espacios tan reducidos sin tener problemas de aislamiento,
es necesario llenar a las cámaras interiores con fluidos que tengan permitividades superiores a la del aire,
es por ello que existen celdas cuyo medio aislante es aire a compresión, SF6 o incluso el vacío.
1) Alojamiento de barras
2) Bushings
3) Aisladores soporte
4) Transformador de corriente
5) Cuchilla de puesta a tierra
6) Copas terminales
7) Transformador de tensión
8) Puesta a tierra
9) Conexión de baja tensión
10) Interruptor
11) Compartimiento extraíble del interruptor
146
La particularidad que presenta el uso de celdas, además del espacio reducido, es la manejabilidad
de sus componentes, que en muchos casos pueden ser extraíbles para labores de mantenimiento. Los
interruptores son los equipos que típicamente cumplen con esta condición, facilitando no solo su
mantenimiento y reemplazo sino que también producen un ahorro en equipos de maniobra (como era el
caso de los seccionadores en las tensiones de 115 KV y 34,5 KV) que no son necesarios por su
característica extraíble.
147
APÉNDICE A5 - RESISTENCIA DE PUESTA A TIERRA Y CORRIENTES DE FALLA
El estudio de la corriente de falla que circula por la malla de tierra es un tópico importante a
considerar dentro del diseño de la misma ya que sus características y geometría son muy sensibles a este
valor.
La corriente máxima de falla a considerar para implementar en los el diseño se calcula según la
ecuación mostrada a continuación.
G p f gI C D I= [1]
Donde:
IG: Corriente máxima para diseño de la malla (A).
Ig: Porción de la corriente simétrica a tierra que circula entre la malla de tierra y la tierra
circundante (A).
Df: Factor de decremento que permite obtener el valor eficaz equivalente de la onda de corriente
asimétrica teniendo en cuenta el efecto del desplazamiento de la corriente directa inicial y su atenuación
durante la falla.
Cp: Factor de proyección que contempla las futuras expansiones.
A5.1 Corriente simétrica a tierra Ig
Como se dijo anteriormente, la corriente de falla a tierra específica (de cada subestación) no es
disipada completamente a través de la malla de tierra, por lo que es importante determinar la fracción
aproximada de corriente que podría circular por la malla para comenzar el diseño. El cálculo mencionado
se basa en la aplicación de la ecuación mostrada a continuación.
148
g f fI S I= [1]
Con:
If: Valor eficaz de la corriente simétrica de falla a tierra (A)
Sf: Factor de división de la corriente de falla
Existen numerosos métodos para determinar el factor Sf, pero en este estudio se considerará el
método gráfico de Garret [1], el cual relaciona la corriente de secuencia cero de la subestación con la
corriente simétrica de la malla a través de un conjunto de curvas que dependen de la relación entre líneas
de llegada y salida de la subestación y la resistencia de puesta a tierra.
Para el análisis de las gráficas es necesario manejar el concepto de contribución remota-local de
corriente.
Las contribuciones locales de corriente se producen dentro de la misma subestación cuando las
corrientes de falla circulan por las estructuras hasta la malla de tierra y cierran su recorrido retornando
por los neutros de los equipos de potencia. La figura A.37 muestra un ejemplo de la conexión a tierra que
origina esta situación.
Figura A.37 Recorrido de una falla ante conexión local en una subestación [22]
149
Por su parte, las contribuciones remotas se deben a las corrientes de falla que no encuentran
camino de retorno dentro de la misma subestación. De esta manera, se propagan por la tierra hasta
cerrar su recorrido retornando por la puesta a tierra subestaciones adyacentes. La figura A.38 muestra un
ejemplo de la conexión a tierra que origina esta situación.
Figura A.38 Recorrido de una falla ante conexión remota en una subestación. [22]
De acuerdo al porcentaje de contribuciones locales y/o remotas de corriente de falla a la malla de
tierra, se establecen tres categorías:
• Contribución de corriente 100% remota – 0% local: Aplica en subestaciones de distribución
con transformadores en conexión delta-estrella puesta a tierra con “A” líneas de transmisión y
“B” alimentadores (Figura A.39)
• Contribución de corriente 50% remota – 50% local: Aplica en subestaciones de transmisión o
plantas generadoras con “A” líneas de transmisión y “B” alimentadores (Figura A.40)
• Contribución de corriente 25% remota – 75% local: Comprende los mismos casos que la
contribución 50-50 (Figura A.41).
150
Figura A.39 Familia de curvas para contribución 100% remota - 0% local [1]
151
Figura A.40 Familia de curvas para contribución 50% remota - 50% local [1]
Figura A.41 Familia de curvas para contribución 25% remota - 75% local. [1]
Luego, la manera de hallar Sf se puede resumir en los siguientes pasos:
• Identificar el tipo de contribución de corriente local-remota según las clasificaciones
explicadas.
• Contabilizar el número de líneas de transmisión (A) y alimentadores (B) de la subestación
152
• Calcular la resistencia de puesta a tierra con la ayuda de la siguiente ecuación.
1 1 11
20 201
g
m
m
RL A
hA
ρ
= + +
+
[22]
Donde:
Rg: Resistencia de puesta a tierra (Ω)
ρ : Resistividad promedio del terreno (Ωm)
Am: Área de la subestación (m2)
L: Cantidad total de conductor enterrado (m)
h: Profundidad de enterramiento de la malla (m)
• Ubicar la intersección entre Rg y la curva de relación A/B correspondiente en la gráfica de
contribución de corriente que se adecúe mejor al proyecto, tomando en cuenta las distintas
familias de curvas que se producen de acuerdo a las resistencias de puesta a tierra de la
torres. El valor obtenido en la columna izquierda de las gráficas, es Sf.
A5.2 Factor de asimetría Df
El cálculo del factor de asimetría se puede realizar a través de las siguientes ecuaciones como se
observa a continuación:
153
2
1 1f
a
t
Taf
f
TD e
t
− = + −
[1]
a
XT
Rω= [1]
Con:
tf: Tiempo de duración de la falla (s)
Ta: Constante subtransitoria del sistema (s)
ω : Frecuencia angular (rad/s)
X/R: Impedancia equivalente del sistema en el punto de falla
En la tabla A4 se muestra el cálculo de varios factores de asimetría para valores típicos de
duración de falla y equivalente X/R.
Tabla A.4 Factores de asimetría comúnmente utilizados [1]
Duración de la falla tf Factor de decremento Df
(s) Ciclos (60 HZ) X/R=10 X/R=20 X/R=30 X/R=40
0,0033 0,5 1,576 1,648 1,675 1,688
0,05 3 1,232 1,378 1,462 1,515
0,1 6 1,125 1,232 1,316 1,378
0,2 12 1,064 1,125 1,181 1,232
0,3 18 1,043 1,085 1,125 1,163
0,4 24 1,033 1,064 1,095 1,125
0,5 30 1,026 1,052 1,077 1,101
0,75 45 1,018 1,035 1,052 1,068
1 60 1,013 1,023 1,039 1,052
154
A5.3 Factor de proyección Cp
El factor de proyección se estima en base al estudio de cortocircuitos para proyecciones de
crecimiento del sistema o ante posibles cambios sustanciales a futuro como lo pueden representar la
inserción de nuevos transformadores, generadores, líneas, etc.
El cálculo es muy particular del proyecto y deber representar de manera aproximada al porcentaje
de cambios permitidos sin que la función de la malla se vea afectada.
155
APÉNDICE A6 - “SOLVER” DE EXCEL
Solver es una herramienta que se utiliza para resolver problemas de optimización lineal y no lineal
mediante la aplicación de métodos numéricos. Las funciones a evaluar pueden depender de una o más
variables y se puede hacer uso de restricciones si así se requiere. En la figura A.42 se muestra una vista
de la ventana de inicio al solver donde se declaran las variables y las funciones a ser evaluadas.
Figura A.42 Ventana de acceso al Solver de Excel
El solver trabaja manipulando una función objetivo que debe encontrarse en una celda especifica
y escrita bajo el formato que Excel establece para funciones. A través de los valores que va tomando la
celda ajustable (ver figura A.42) al correr el solver y cumpliendo con las restricciones especificadas, la
función objetivo es evaluada con cada valor que toma la celda ajustable hasta alcanzarse la condición
especificada en el campo “Valor de la celda objetivo”. De esta manera, es posible maximizar, minimizar o
ajustarse a un valor dado (opción “Valores de” en la figura A.42) con una precisión establecida por el
156
usuario.Es posible especificar más detalles concernientes al cálculo a través del botón “Opciones”, cuyo
despliegue se muestra en la figura A.43.
Figura A.43 Vista de la ventana “Opciones” de Solver
La ventana “Opciones” permite adaptar el cálculo a las necesidades del usuario permitiendo el
ajuste de tópicos como el tiempo máximo de cálculo antes de que el solver se detenga, la cantidad
máxima de iteraciones a realizar antes de mostrar un resultado además de la precisión requerida para
considerar que el resultado obtenido es igual al resultado deseado (el colocado en la casilla del valor
requerido en la ventana principal del solver, como se observa en la figura A.42) y así detener la iteración.
Por otro lado permite especificar si los valores de la celda ajustable deben ser solo positivos (Casilla
“Adoptar no negativos” en la figura A.43) o mostrar los resultados parciales de las iteraciones, además de
escoger las condiciones de los métodos numéricos a aplicar para encontrar la solución de manera