Lecciones de Subestaciones Electricas

UNIVERSIDAD MAYOR DE SAN SIMON FACULTAD DE CIENCIAS Y TECNOLOGIA CARRERA DE INGENIERIA ELECTRICA

LECCIONES DE SUBESTACIONES ELECTRICAS

TRABAJO DIRIGIDO, POR ADSCRIPCION, PARA OPTAR EL DIPLOMA ACADEMICO DE LICENCIATURA EN INGENIERIA ELECTRICA

POSTULANTE: JOSE LUCIO ARRAZOLA ALVESTEGUI TUTOR: ING. PEDRO ETEROVIC GARRETT

COCHABAMBA – BOLIVIA SEPTIEMBRE – 2002

RESUMEN El presente trabajo dirigido por adscripción, consiste en la elaboración del texto base para la materia ELC - 312 “Subestaciones”, que forma parte del pénsum de la Carrera de Ingeniería Eléctrica. La materia de subestaciones eléctricas es importante en la formación de todo profesional en el área de la ingeniería eléctrica, porque la misma permite que el estudiante conozca: las características de los equipos, tipos de esquemas y diseño de barras, coordinación de la aislación, sistemas de puesta a tierra, especificaciones de los equipos y todo lo referente para un adecuado diseño de una subestación. El contenido está basado en los apuntes de clases de la materia dadas por el docente y una recopilación bibliográfica. El mismo que contiene temas desarrollados que presentan información necesaria que será de utilidad al estudiante y de bibliografía de consulta a lo largo de su vida profesional. Los temas abarcados pretenden ser más didácticos y concretos, comparados con la amplia bibliografía existente, posibilitando de esta manera una mejor comprensión y transmisión de los conocimientos al estudiante. También será de provecho para el docente de la materia que podrá contar con este texto como una guía práctica para su docencia. El trabajo consiste de 16 capítulos, los cuales son: • • • • • • • • • • • • • • • •

Sistema interconectado nacional Subestaciones eléctricas Esquema o sistema de barras Niveles de aislación Transformadores de potencia I Transformadores de potencia II Transformadores de Medida Interruptores de potencia Seccionadores Pararrayos Equipos de compensación reactiva Puesta a tierra de subestaciones Barras colectoras Pórticos y soportes Sistemas auxiliares Diseño de Subestaciones

INFORME DEL TRABAJO POR ADSCRIPCIÓN IDENTIFICACION DEL TRABAJO Nombre Asignatura Sigla Facultad Carrera Departamento Prerrequisitos Nivel Docente

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Subestaciones ELC - 312 Ciencias y Tecnología Ingeniería Eléctrica Electricidad Instalaciones Eléctricas II Octavo Semestre Ing. Pedro Eterovic Garrett

ANTECEDENTES Y JUSTIFICACIÓN DEL TRABAJO En las instancias pertinentes, se ha aprobado y reglamentado la ejecución de los “trabajos por adscripción”, consistentes en la elaboración de material didáctico para el mejoramiento de la enseñanza. Esta modalidad proporcionara a la Universidad Mayor de San Simón un medio para encarar la modernización académico-administrativa en el marco del Desarrollo Universitario, que establece la necesidad urgente de poner en aplicación la gestión de cambios a través de la cualificación de los recursos humanos, la construcción de normas y procesos institucionales, la formulación de proyectos y programas de modernización para el fortalecimiento interno. Los trabajos de elaboración de textos, fueron admitidos dentro del marco regulatorio por la vía de adscripción, como una modalidad alternativa de titulación de modo que el postulante concluya con todos los requisitos que exige la Universidad Mayor de San Simón, para optar el Titulo de Licenciatura. La titulación por la vía de la adscripción consiste en una Modalidad de Trabajo Dirigido realizado por los estudiantes al interior de alguna de las unidades académico-administrativas de la Universidad Mayor de San Simón de acuerdo a las disposiciones del Reglamento en vigencia y que, al ser satisfactoriamente concluido, habilita al estudiante para tramitar su diploma académico. Viendo la necesidad de disponer de material base para los estudiantes, que contribuya a una mejor enseñanza, además de cubrir el programa mínimo de la materia; se realizó el texto de “Lecciones de Subestaciones Eléctricas” bajo la dirección del docente, con sugerencias y puntos de vista del postulante. “Subestaciones Eléctricas” es una materia de suma importancia en la formación del estudiante, abarca temas fundamentales que son la base para un conocimiento sólido del estudiante en formación profesional en el campo de la ingeniería eléctrica.

a

El texto “ Lecciones de Subestaciones Eléctricas”, cuya autoría es del docente de la materia, será utilizado como texto oficial de la materia ELC – 312 de “Subestaciones”. OBJETIVO GENERAL DEL TRABAJO Elaborar un texto oficial de la materia de Subestaciones Eléctricas, en base a los apuntes de clases dados por el docente y materiales de consulta existentes, a objeto de mejorar el proceso de aprendizaje de los estudiantes, capacitándolos para el ejercicio profesional futuro de la ingeniería eléctrica. OBJETIVOS ESPECÍFICOS DEL TRABAJO El estudiante a la conclusión de estudio del texto podrá: Conocer brevemente la historia y formación del Sector Eléctrico Boliviano. Distinguir las subestaciones por su función, nivel de tensión, y tipo constructivo. Diferenciar los diferentes tipos de esquemas de barras. Comprender la naturaleza y causas de las sobretensiones para aislar adecuadamente los equipos. Describir ampliamente los transformadores de potencia: sus partes y accesorios, la influencia de la altura a mas de 1000 m.s.n.m. sobre los mismos, pruebas de aceptación y de campo, montaje y puesta en servicio, evaluación económica, y especificación de los transformadores. Además, de describir a los autotransformadores. Diferenciar y describir los transformadores de potencial, de corriente, y ópticos digitales, conociendo sus características y especificaciones de los mismos. Conocer los diferentes tipos de interruptores y seccionadores: su funcionamiento, especificación y características generales. Distinguir los pararrayos, especialmente los de Carburo de Silicio y Oxido de Zinc. Especificar los mismos y realizar una adecuada coordinación de la aislación, Tener un conocimiento general de los capacitores y reactores. Realizar cálculos para puesta a tierra de subestaciones y conocer el terreno, los dispersores, conductores de tierra, conectores y accesorios. Dimensionar las barras rígidas y flexibles. Tener un conocimiento general sobre los pórticos y soportes. Describir los sistemas auxiliares de corriente continua y alterna. Tener ideas concretas para el diseño de subestaciones eléctricas.

b

DESARROLLO DEL TRABAJO El presente trabajo dirigido, por adscripción, se elaboro en forma conjunta entre el docente de la materia y el postulante, con el propósito de realizar un texto que contenga los temas imprescindibles que los estudiantes deben aprender en el periodo de un semestre. Primeramente se elaboro entre la dirección de carrera y el docente, los términos de referencia para el trabajo de adscripción, el mismo que fue presentado y aceptado por la Comisión de Proyectos para su ejecución. Posteriormente se elaboro el índice de los temas contenidos en la materia con sus respectivos títulos y subtítulos, basado en las lecciones que el docente abarca durante un semestre. Luego, tomando los apuntes de clases de semestres anteriores, realizados por alumnos, y conjuncionado con la bibliografía correspondiente, se realizo la redacción de cada capítulo en forma ordenada de la siguiente manera: • •

Se redacto todos los títulos y subtítulos referentes a cada tema en forma ordenada ubicando adecuadamente las ilustraciones, cuadros, tablas y todo lo concerniente de modo que el texto sea lo más entendible posible. Concluida esta primera redacción, el docente lo revisó y corrigió de acuerdo a sus conocimientos y libros correspondientes, con sugerencias que luego se aplicaron para una redacción final de cada tema. De esta manera todos los temas del texto fueron desarrollados hasta su culminación.

Finalmente, el docente revisó por completo el texto para evitar probables errores. Durante la realización del proyecto hubo una reunión de por lo menos dos veces al mes entre el tutor y el postulante a fin de intercambiar ideas y sugerencias, planificar la secuencia de la redacción, corregir errores estructurales o gramaticales, o de cualquier otro interés relacionado al desarrollo y culminación del proyecto. Se tomó especial cuidado durante el desarrollo de los temas, para así, cumplir con las exigencias requeridas de modo que el texto sea lo más claro, didáctico y resumido posible con los medios y la información disponible a objeto de que tenga el nivel de calidad necesario acorde a una carrera de nivel superior de la UMSS . Cabe mencionar que algunos temas y recomendaciones no se encuentran en la bibliografía existente, estos son el fruto de la experiencia profesional del tutor. Aparte de disponer de este texto, es conveniente recurrir a otros libros como bibliografía de consulta, para así profundizar la amplia temática de la materia.

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UNIVERSIDAD MAYOR DE SAN SIMON FCYT

LECCIONES DE SUBESTACIONES ELÉCTRICAS

PEDRO ETEROVIC GARRETT

PROLOGO

EL ESTUDIO DE LOS SISTEMAS DE TRANSFORMACIÓN, MANIOBRA, MEDICIÓN Y PROTECCIÓN, EN ALTA TENSIÓN, FORMA PARTE DEL PROGRAMA DE FORMACIÓN DE LOS INGENIEROS ELECTRICISTAS. ESTAS “LECCIONES”, FRUTO DE MUCHOS AÑOS DE ENSEÑANZA, TIENEN PÓR OBJETO BÁSICO INTRODUCIR AL ESTUDIANTE, EN LA ESPECIFICACIÓN DE LOS EQUIPOS INVOLUCRADOS EN UNA SUBESTACIÓN ELÉCTRICA DE POTENCIA Y EN EL DISEÑO DE TALES INSTALACIONES. NO SE TRATA DE UNA PRESENTACIÓN EXHAUSTIVA DEL TEMA, NI DE UN MANUAL DE DISEÑO, SE HACE ÉNFASIS EN LA DIDÁCTICA DE LOS CRITERIOS QUE ORIENTAN AL TÉCNICO EN SU TRABAJO Y ESPECIALMENTE DENTRO DEL ÁMBITO DE APLICACIÓN EN NUESTRO PAÍS. AGRADEZCO AL SEÑOR JOSÉ LÚCIO ARRAZOLA A., FUTURO COLEGA, POR SU INVALORABLE COLABORACIÓN EN LA REDACCIÓN DE ESTE TEXTO, DEDICADO A MIS ALUMNOS Y A LA FACULTAD DE CIENCIAS Y TECNOLOGÍA DE LA UNIVERSIDAD MAYOR DE SAN SIMON.

PEDRO ETEROVIC GARRETT FCYT – UMSS COCHABAMBA – BOLIVIA MARZO - 2002

ÍNDICE Página CAPITULO I SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL 1.1. 1.2. 1.3. 1.4. 1.5. 1.6. 1.7,

Introducción Producción de la energía eléctrica en Bolivia hasta 1960 Ende y el desarrollo del sistema interconectado Componentes del sistema nacional interconectado El sector eléctrico boliviano La energía eléctrica en el año 2000 Exportación de la energía eléctrica

1 1 3 6 9 10 10

CAPITULO II SUBESTACIONES ELÉCTRICAS 2.1. 2.2. 2.2.1. 2.2.2. 2.2.3 2.3.

Definición Clasificación de las subestaciones Por su función Por su nivel de Tensión Según el tipo constructivo Elementos que comprenden una subestación

12 12 12 12 13 14

CAPITULO III ESQUEMA O SISTEMA DE BARRAS 3.1. 3.2 3.3. 3.4. 3.4.1. 3.4.2. 3.4.3. 3.4.4. 3.4.5.

Definición Esquemas Criterios para la elección de un esquema en una subestación Análisis para elegir un esquema Análisis para elegir un esquema de barra simple Esquema de barra con transferencia Esquema de barra doble Esquema de Anillo Esquema de interruptor y medio

i

15 15 15 16 17 19 20 23 24

CAPITULO IV NIVELES DE AISLACIÓN 4.1. 4.2. 4.2.1. 4.2.1. 4.3. 4.4. 4.5. 4.6.

Introducción Sobretensiones Sobretensiones de origen externo Sobretensiones de origen interno Pruebas de aislación Tabla de Niveles Básicos de Aislación en función del voltaje máximo Aislación autorecuperable Aislación no - autorecuperable

26 26 26 27 28 28 30 30

CAPITULO V TRANSFORMADORES DE POTENCIA I 5.1. 5.1.1. 5.1.2. 5.2. 5.2.1. 5.2.2. 5.3. 5.4. 5.4.1. 5.4.2 5.5. 5.6. 5.7. 5.8.

Introducción Parte activa Parte pasiva Tipo de núcleo Transformadores de potencia de tres columnas Transformadores de potencia de cinco columnas Transformadores de potencia monofásicos Arrollamiento terciario Arrollamiento terciario accesible Arrollamiento terciario no accesible Clases de Aislación Sistemas de refrigeración Conexión de los transformadores trifásicos Accesorios de un transformador de potencia

31 31 32 32 33 33 34 34 34 35 35 35 38 40

CAPITULO VI TRANSFORMADORES DE POTENCIA II 6.1. 6.1.1. 6.2. 6.3. 6.4. 6.5. 6.6. 6.7.

Influencia de la altura de instalación Efectos del enrarecimento del aire Pruebas que se realizan en los equipos eléctricos Pruebas que se realizan en los transformadores de potencia Montaje y puesta de servicio de transformadores Evaluación económica de los transformadores Autotransformadores Especificación para la adquisición de equipo eléctrico

ii

49 49 51 52 55 57 59 62

6.8.

Especificación de transformadores de potencia

63

CAPITULO VII TRANSFORMADORES DE MEDIDA 7.1. 7.2. 7.2.1. 7.2.2. 7.2.3. 7.2.4. 7.2.5. 7.2.6. 7.2.7. 7.2.8. 7.2.9. 7.2.10. 7.2.11. 7.2.12. 7.3. 7.3.1. 7.3.1.1. 7.3.1.2. 7.3.1.3. 7.3.1.4. 7.3.1.5. 7.3.1.6. 7.3.2. 7.4. 7.4.1. 7.4.2.

Introducción Transformadores de Corriente Transformadores de Corriente para medición Transformadores de corriente para protección Corrientes nominales de los transformadores de corriente Forma de expresar la relación de transformación Multirelación Tipos constructivos de transformadores de corriente Error en la presición de los transformadores de corriente Potencia de presición Clases de presición de los CTs Polaridad de un transformador de corriente Conexionado de los CTs Especificación de los CTs Transformadores de potencial Transformador de potencial inductivo El error en los PTs Clases de presición para PTs Potencia térmica Conexionado de un PT Transformadores de potencial fase - fase Especificación de PT inductivo en alta tensión Transformadores de potencial capacitivos Transformadores de medida óptico digitales Transformadores de corriente ópticos Transformadores de potencia ópticos

65 65 66 66 66 66 67 68 69 70 70 72 72 73 73 74 75 75 76 76 76 77 78 79 79 80

CAPITULO VIII INTERRUPTORES DE POTENCIA 8.1. 8.2. 8.3. 8.4. 8.4.1. 8.4.2.

Introducción Formación del arco eléctrico Tareas del interruptor Tipos de interruptores Interruptores de gran resistencia de arco Interruptores de baja resistencia de arco

81 81 81 82 82 82

iii

8.5. 8.6. 8.7. 8.8. 8.9. 8.10. 8.11. 8.12. 8.13.

Interruptores en corriente continua Interrupción de la corriente alterna monofásica Interrupción trifásica en corriente alterna Casos espaciales de interrupción Tipos de interruptor Mecanismos de operación y comando de interruptores Reconexión de interruptores Reconectador o restaurador (recloser) Especificación de interruptores

82 84 87 89 92 99 102 103 104

CAPITULO IX SECCIONADORES 9.1. 9.1.1. 9.1.2. 9.1.3. 9.2. 9.3.

Seccionadores de potencia Introducción Componentes de los seccionadores Accesorios de los seccionadores Seccionador fusible Seccionadores bajo carga (circuit switcher)

107 107 107 110 111 113

CAPITULO X PARARRAYOS 10.1. 10.1.1. 10.1.2. 10.2. 10.2.1. 10.2.2. 10.2.3. 10.3. 10.3.1.

10.3.2. 10.3.3. 10.3.4. 10.3.5. 10.4.

Introducción general a las sobretensiones Sobretensiones de origen externo Sobretensiones de origen interno Medidas preventivas contra sobretensiones de rayo Cables de Guardia Mástil pararrayo Bayonetas (pararrayos Franklin) Medidas represivas contra sobretensiones de rayo Pararrayos Espinterometro o cuerno de arquero Pararrayo de expulsión Pararrayo valvular de carburo de Silicio Pararrayo de oxido de zinc Elección del pararrayo de carburo de silicio Elección de un pararrayo de oxido de zinc Corriente de descarga Margen de Protección Reglas de instalación de Pararrayos

iv

115 115 118 119 119 121 122 122 123 123 124 125 126 128 129 130 131 133

10.5. 10.6.

Especificación del pararrayo Coordinación de la aislación

133 134

CAPITULO XI EQUIPOS DE COMPENSACIÓN 11.1. 11.2. 11.2.1. 11.2.2. 11.2.3. 12.2.4. 12.2.4.1. 12.2.4.2. 12.2.5.

Generalidades Equipos de compensación Capacitores Shunt o en Derivación Capacitores Serie Capacitor Rotatorio Reactores Reactores Shunt Reactores Serie Compensadores Estáticos de VAR

136 137 138 139 140 141 142 142 143

CAPITULO XII PUESTA A TIERRA DE SUBESTACIONES 12.1. 12.2. 12.3. 12.4.

12.5. 12.6. 12.6.1. 12.6.2. 12.6.3. 12.7. 12.7.1. 12.7.2. 12.7.3. 12.7.4. 12.7.5. 12.7.6. 12.8. 12.9.

Introducción Clases de puesta a tierra Objetivos de un sistema de puesta de aterramiento Tensiones máximas tolerables por el cuerpo humano Tensión de paso Tensión de contacto Tensión de trasferencia Sistemas de redes de tierra en subestaciones Componentes de una puesta a tierra El terreno Dispersores y conductores de tierra Conectores y accesorios Cálculos para una malla a tierra Calculo de la resistencia de tierra Calculo de la máxima corriente de falla a tierra Sección del conductor Calculo de potenciales tolerables por el cuerpo humano Potenciales críticos de diseño Calculo de la longitud mínima del conductor enterrado Consideraciones en el diseño Ejemplo de aplicación

v

145 145 146 146 148 149 149 150 151 151 157 157 158 158 159 161 162 164 166 166 167

CAPITULO XIII BARRAS COLECTORAS 13.1. 13.2. 13.3.

13.4. 13.4.1. 13.5. 13.6.

Introducción Tipos de barras Factores de diseño Corriente nominal Esfuerzos electrodinámicos ejercidos por las corrientes de cortocircuito Efectos térmicos Resonancia Flecha Aisladores Determinación del número de aisladores en barras flexibles Accesorios Ejemplo

169 169 170 170 171 175 176 177 178 178 179 180

CAPITULO XIV PÓRTICOS Y SOPORTES 14.1. 14.2. 14.3. 14.4.

Pórticos Material para la construcción de los pórticos Cargas sobre pórticos Soportes para equipos

185 185 186 187

CAPITULO XV SISTEMAS AUXILIARES 15.1. 15.1.1. 15.1.2. 15.2. 15.3. 15.3.1. 15.4. 15.4.1. 15.4.2. 15.4.3. 15.4.4. 15.4.5. 15.4.6. 15.4.7.

Introducción Servicios auxiliares esenciales Servicios auxiliares no esenciales Disposición y ubicación de los equipos Servicios auxiliares en corriente alterna Determinación de la demanda máxima total Servicios Auxiliares en corriente continua Baterías Determinación del número de celdas de las baterías Corrientes de corto circuito en corriente continua Cargadores de batería Factores para la selección de cables, interruptores y/o fusibles Tipos de baterías Precauciones en la sala de baterías

vi

190 190 190 191 191 192 192 193 197 197 198 199 199 200

15.4.9. 15.4.9.1. 15.5. 15.5.1. 15.5.2. 15.6. 15.7. 15.8. 15.9. 15.10. 15.11. 15.11.1. 15.11.2.

Alumbrado de emergencia Alimentación del alumbrado de emergencia Alumbrado de subestaciones Iluminación exterior Iluminación interior Alarmas Cerco de la subestación Zanjas y dúctos Casa de control Tableros Control de subestaciones Sistema de control local Sistema de control remoto

203 203 204 204 204 205 205 205 205 205 206 206 206

CAPITULO XVI DISEÑO DE SUBESTACIONES 16.1. 16.2. 16.3. 16.4. 16.5. 16.6. 16.7. 16.8. 16.9. 16.10.

Generalidades Procedimiento general Datos preliminares Selección del sitio Diagrama unifilar Niveles de aislación Planos de licitación Pliegos de licitación Planos de ejecución y conformes a obra Recomendación

207 207 208 208 208 209 209 209 209 209

Bibliografía básica

213

ANEXO A SUBESTACIONES AISLADAS EN GAS SF6 A.1. A.2. A.3.

Las razones para utilizar las GIS Requerimientos Técnicos Tecnología de la GIS

1 6 7

vii

ANEXO B SUBESTACIONES INTELIGENTES AISLADAS EN AIRE B.1. B.2. B.3. B.4. B.5. B.6. B.7.

Introducción Aparatos de alta tensión Inteligencia distribuida Mantenimiento cuando es necesario Beneficios de la nueva tecnología de subestaciones Menor Costo Resumen

viii

10 11 14 16 17 20 20

CAPITULO I

SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL

CAPITULO I SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL 1.1. INTRODUCCION En todos los países los sistemas eléctricos están normalmente interconectados, ósea una serie de centrales eléctricas se conectan entre si y con las cargas a través de múltiples líneas de transmisión. Inicialmente los países desarrollaron sistemas aislados que comprendían sistemas diseñados y construidos de acuerdo a las exigencias locales de la demanda de energía eléctrica. En Bolivia, se dispone de un sistema de interconexión eléctrico denominado: Sistema Interconectado Nacional, pero también existen sistemas eléctricos aislados que no aun están interconectados, principalmente por la baja demanda de energía eléctrica en dichas zonas. 1.2. SITUACION DE LA PRODUCCION DE ENERGIA ELECTRICA EN BOLIVIA HASTA 1960 Se describirá la situación hacia 1960 en el ámbito eléctrico de cada uno de los departamentos del territorio nacional. LA PAZ En 1888 la EMPRESA FARFAN Y CLAVIJO inauguró el servicio de alumbrado eléctrico con motores a vapor (combustible: taquia) instalados en Challapampita; después de veinte años en 1909 la empresa THE BOLIVIAN RUBBER ENTERPRISES instaló la primera planta de generación hidroeléctrica del departamento de La Paz, ésta central está ubicada en Achachicala cerca de la ciudad y aprovecha las aguas del lago Milluni, la planta tenía tres maquinas de 800 kW y en 1952 se sustituyó una de las maquinas por otra de 2,8 MW. En 1929 se construyó la primera central de Zongo por la empresa “BOLIVIAN POWER COMPANY” (BPC), esta central hidráulica tenia 3 maquinas: la primera instalada en 1929 con una capacidad de 800 kW, la segunda, nueva, instalada en 1930 también de una capacidad de 800 kW y la tercera instalada en 1948 con una capacidad de 3 MW. La energía generada se transmitía a la ciudad de La Paz con una tensión de servicio de 69 kV. Hasta 1960 se construyeron adicionalmente las plantas de Botijlaca (3.6 MW), Cuticucho (6.3 MW), Santa Rosa (10 MW), Sainani (9.9 MW), totalizando 38.8 MW instalados en el sistema de generación, con una potencia coincidente de aproximadamente 37 MW. La Paz ha sido una de las ciudades que menos problemas de energía eléctrica ha tenido hasta la década de los años 60. ORURO Oruro es un departamento minero que se abastecía desde las centrales de Miguillas (Miguillas, Angostura, Choquetanga y Carabuco) con una potencia de 19.6 MW y que se encuentran a orillas del rió Miguillas, este rió tiene sus afluentes en la cordillera de Tres Cruces del departamento de La Paz. Estas plantas de la empresa BOLIVIAN POWER COMPANY alimentaban en 69 kV a las minas de Colquiri, la ciudad de Oruro, las minas de San José, Huanuni y Catavi, formándose así un pequeño 1

CAPITULO I

SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL

sistema interconectado, ya que en Catavi se tenían las centrales hidráulicas de Lupi Lupi y Chaquiri (2.6 MW) y también centrales térmicas a diesel como Miraflores; estas plantas eran de la EMPRESA MINERA SIMON I. PATIÑO. Cerca de Catavi, está el dique del “TRANQUE”, que regulaba las aguas para las centrales de Lupi Lupi y Chaquiri, este fue el primer dique de arco que se construyó en Bolivia. POTOSI En la mina de Huanchaca se inauguró el primer servicio de alumbrado eléctrico del país, el 1º de Octubre de 1887. Por los años 20 ya existía una central hidráulica de 1.6 MW, en Cayara, perteneciente a la Familia Soux y que alimentaba a la ciudad de Potosí. También existían las centrales hidráulicas del Yura sobre el rió Yura, al sur de Potosí, donde se tiene tres centrales: Killpani Landara y Punutuma. Estas plantas generaban 10 MW y alimentaban varias minas de Hoschild y mediante una línea en 44 kV al Cerro Rico de Potosí. Cuando la ciudad de Potosí tuvo problemas con el suministro de energía eléctrica desde la central de Cayara, se interconectó con las del Yura, pero esta interconexión era problemática, ya que se daba prioridad a las minas. COCHABAMBA En 1897 se fundó la “Empresa de Luz y Fuerza Eléctrica Cochabamba” ELFEC y se inauguró la central hidroeléctrica de Chocaya en Bella Vista, ésta era una central pequeña que tenia dos maquinas de 80 kVA. En 1913 se inauguró la central de Incachaca aprovechando las aguas del rió Málaga, instalándose hasta seis maquinas de 300 kVA ( 1800 kVA aproximadamente). Durante muchos años estas dos centrales abastecieron a la ciudad. En los años 40 la crisis de energía eléctrica era grave en la ciudad de Cochabamba, las autoridades de aquel entonces tenían la interrogante si seguir invirtiendo o no capital en el tranvía, pues el tranvía necesitaba energía eléctrica y sus maquinas ya estaban con mucho recorrido y había que renovarlas. Por otro lado la población crecía y la demanda de energía sé hacia cada vez mayor, por lo tanto también se necesitaba fondos económicos para ampliar la generación de energía eléctrica. Las autoridades al ver que no se podía financiar ambas necesidades decidieron que el tranvía dejara de funcionar en 1946. Luego de que el tranvía dejó de funcionar, en la década de los 50 se construyó una central hidroeléctrica en Ushpa Ushpa que aprovechaba las aguas del embalse de La Angostura, esta central tenia dos maquinas cada una de 1 MVA, con el transcurrir del tiempo se tuvo problemas con las aguas turbias típicas del lugar que ocasionaron que esta planta dejara de generar energía. En 1953 se sustituyeron las maquinas antiguas de Incachaca por una nueva de 2.7 MVA que funcionó hasta fines de la década de los 60. En la década de 1960 se empezó a generar energía con motores a diesel. Esta central térmica estaba ubicada en la misma ciudad. Resumiendo: Cochabamba hasta los años 60 se abastecía de energía eléctrica de las centrales hidroeléctricas de Incachaca, Chocaya, Ushpa Ushpa y de una central térmica diesel.

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CAPITULO I

SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL

CHUQUISACA La ciudad de Sucre se alimentaba de dos centrales hidráulicas pequeñas con turbinas Francis que estaban sobre el rió Cachimayu, cerca a la ciudad, estas dos centrales eran: Tullma y Duraznillo, ambas tenían una potencia instalada de 400 kVA aproximadamente. Cuando las turbinas de estas centrales ya no fueron suficientes se instaló la central térmica a diesel, pero no satisfacía la creciente demanda de energía eléctrica. TARIJA El problema era aun mayor en la ciudad de Tarija, sé tenia una central hidroeléctrica pequeña en el Angosto con una potencia de 300 kW, también Tarija tenia una pequeña central térmica. Estas centrales eran insuficientes para abastecer la demanda de energía eléctrica. PANDO Y BENI En estos departamentos los pobladores lamentablemente no podían contar con un servicio de energía eléctrica, la iluminación en estos lejanos lugares se reducía a mecheros y velas. SANTA CRUZ Allí por los años 60 la ciudad de Santa Cruz se alimentaba de una pequeña central a vapor y para éste se quemaba leña, ramas, follaje. Posteriormente se instaló una central térmica a diesel (El Pari) pero que tampoco satisfacían la calidad y la continuidad de servicio que requería la ciudad. 1.3. ENDE Y EL DESARROLLO DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL Como se puede observar en 1960 la situación era critica en Bolivia, con aproximadamente 120 MVA de generación total, la necesidad de energía eléctrica era cada vez mayor y el servicio no llegaba a satisfacer los mínimos requerimientos. La economía de Bolivia durante el siglo pasado se basaba fundamentalmente en la explotación minera, durante la década de 1960 la minería representaba para Bolivia el 90 % de las exportaciones totales del país. Debido a esta significativa importancia de la producción minera, el abastecimiento de la energía eléctrica se concentraba principalmente a este sector, pero con muchas deficiencias. Con el fin de fomentar la industrialización del país se creo la Corporación Boliviana de Fomento (CBF) y dentro de los diversos proyectos que se contemplaban el principal fue solucionar el problema de la energía eléctrica, ya que constituía una fuente primordial para mejorar la producción minera y toda actividad industrial. Ante las exigencias impostergables de abastecimiento de energía eléctrica y con el apoyo de organismos internacionales, se propugno la creación de una entidad de alcance nacional que tenga a su cargo el desarrollo del sector eléctrico en el país en las áreas donde no este presente la iniciativa privada. Esta entidad debía tener una estructura sólida, adecuada capacidad técnica y criterio empresarial, que haga de ella un sujeto de crédito internacional.

3

CAPITULO I

SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL

El 9 de febrero de 1962, el gobierno de la nación promulgó el decreto supremo N°05999 que dispone la creación de la Empresa Nacional de Electricidad (ENDE) en base a la División de Energía de la Corporación Boliviana de Fomento, asignándole entre otras las siguientes funciones: a)

Ejecutar el Plan Nacional de energía en todos aquellos aspectos en los cuales no participe la iniciativa privada. b) Procurar permanentemente soluciones a las demandas de energía eléctrica. c) Proceder al estudio, construcción y operación de las plantas eléctricas que junto con las líneas de transmisión, puedan reemplazar los sistemas deficientes y antieconómicos existentes en diferentes zonas del país. d) Hacerse cargo de la producción, transmisión, distribución compra y venta de energía eléctrica en ciudades y otros centros donde no existe este servicio o donde las organizaciones que lo administran sean inadecuadas para efectuarlo racionalmente, tratando en lo posible de crear cooperativas eléctricas o pequeñas empresas que se encargarían de la distribución en baja tensión de la energía. e) Ejecutar la programación en detalle de las metas del Plan General de energía eléctrica en las áreas a su cargo, de acuerdo a los lineamientos generales del Plan Nacional de Desarrollo Económico y Social. La operación de los centros de generación y líneas de transmisión, sé amplio rápidamente como consecuencia del programa de obras que ENDE realizó. El Sistema Nacional Interconectado se desarrolló de acuerdo a la siguiente secuencia resumida: 1966. ENDE inicia la operación comercial de sus instalaciones a fines de este año con la Central hidroeléctrica de Corani con dos generadores de 13.5 MW, las subestaciones de Corani, Arocagua Cochabamba y Siglo XX, las líneas en 115 kV de Corani - Arocagua - Siglo XX y su interconexión con el sistema en 69 kV de Miguillas – Oruro – Catavi. 1967. Se inaugura oficialmente la Planta Corani y la línea de transmisión Corani – Cochabamba – Catavi. 1971. Se inaugura la central térmica a gas de Guaracachi (4 x 3.3MW) y al mismo tiempo entra en funcionamiento la línea Guaracachi – Warnes en 69 kV, y la nueva red ciudadana. 1973. La central hidroeléctrica de Santa Isabel es inaugurada con dos unidades de 18 MW, y también la línea de transmisión en 115 kV Santa Isabel – Arocagua. 1974. Entra en funcionamiento en Chuquisaca la Central térmica de Aranjuez (3 x 3 MW) y la línea de transmisión en 69 kV Potosí – Aranjuez. 1975. Se inicia en Guaracachi la instalación de turbinas a gas de 20 MW (ocho unidades hasta 1991). 1976. En el departamento de Santa Cruz se instala la línea de 115 kV (que opera en 69 kV) Warnes – Montero – Buena Vista. 1979. En el departamento de Tarija entran en funcionamiento la central térmica de Villa Abaroa.

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SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL

1980. Se instala la primera línea de transmisión en 230 kV (que opera en 115kV) Vinto (Oruro) – Senkata (La Paz). Se instalan las líneas en 115 kV: Valle Hermoso – Vinto – Catavi, Catavi – Potosí y Potosí – Punutuma – Telamayu, (estas ultimas operando en 69 kV). La planta Corani se amplia con dos unidades de 13.5 MW y Santa Isabel con una de 18 MW. 1981. Se instala la central térmica de Villamontes con una potencia de 2.3 MW en el departamento de Tarija. Se instala la central térmica de Trinidad con una potencia de 5.6 MW en el departamento del Beni. 1982. Se instala la central termoeléctrica a gas de Karachipampa con una capacidad de 14 MW en el departamento de Potosí. 1983. La central de Santa Isabel se amplia con una unidad mas completando así los cuatro generadores de 18 MW. 1989. Se inaugura la planta hidroeléctrica de San Jacinto con una potencia de 7.9 MW y la térmica de Yacuiba con 3 MW. Se inaugura la línea de transmisión en 230 kV Guaracachi - Santa Isabel, que tiene una longitud de 320 Km. 1991. Se instala la central termoeléctrica de La Tablada con una potencia de 2.8 MW en el departamento de Tarija. Se instala la central termoeléctrica de Valle Hermoso en el departamento de Cochabamba (4 generadores térmicos de 20 MW) Se instala la central termoeléctrica de Cobija con una potencia de 1 MW en el departamento de Pando. Se inaugura la línea de transmisión en 230 kV Corani - Valle Hermoso. Se inaugura la línea de transmisión en 69 kV Telamayu – Tupiza. Desde 1987, la operación del SIN se realiza en el Centro Nacional de Despacho de Carga, que cuenta con equipos y programas modernos, de adquisición remota, control y procesamiento de datos y modelos de programación optima de operación del sistema, que fueron desarrollados específicamente para ENDE. El año de 1995 constituye un año de trascendencia para el Sector Eléctrico Boliviano, al haberse obtenido avances en la reforma y desregulación de la industria eléctrica del país. La transformación se produjo tanto en el marco regulatorio como en el proceso de capitalización de ENDE. En cumplimiento de la Ley 1544, el proceso de capitalización fue realizado por el Ministerio de Capitalización, la Secretaria Nacional de Energía y de la propia Empresa. El proceso de capitalización de ENDE, comprende también la división y delimitación de las tres nuevas empresas de generación capitalizadas: Corani S.A., Guaracachi S.A. y Valle Hermoso S.A.. La empresa Corani S.A. administria las plantas de Corani y Santa Isabel. La empresa Guaracachi S.A. administria las plantas de Guaracachi, Aranjuez y Karachipampa. La empresa Valle Hermoso S.A. administria las plantas de Valle Hermoso y Carrasco. La transmisión vino privatizada y adjudicada a la empresa española UNION – FENOSA, que es propietaria de la Empresa Transportadora de Electricidad Sociedad Anónima (TDE S.A.) (ENDE - MEMORIA ANUAL 1995)

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CAPITULO I

SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL

1.4. COMPONENTES DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL ( SIN ) El Sistema Interconectado Nacional esta dividido en cuatro Sistemas que por su ubicación geográfica dentro el territorio nacional se los denomina como: Sistema Central, Sistema Sur, Sistema Oriental y Sistema Norte. A) SISTEMA CENTRAL ENDE inició la operación comercial de sus instalaciones a fines de 1966 con la Central hidroeléctrica de Corani y la línea Corani - Cochabamba - Catavi, suministrando energía a ELFEC en Cochabamba y a Comibol en Catavi. Se interconectaron así las Centrales Hidroeléctricas de Corani y Miguillas, denominándose a este sistema de interconexión “Sistema Central”. (Ver figura)

1966 CORANI 2 x 13.5 MW COLQUIRI 10 kV 115 kV

COCHABAMBA CATAVI AROCAGUA

115 kV

69 kV

10 kV ORURO

20 MW MIGUILLAS

Al año 2000, el sistema central comprende las centrales de Corani y Santa Isabel que tienen una potencia de 126 MW, la central de Miguillas dispone de una potencia de 20 MW, la central hidroeléctrica de Kanata tiene una potencia de 7 MW, las centrales termoeléctricas de Bulo Bulo y Carrasco tienen una potencia de 70 MW y 120 MW. Todas estas centrales totalizan una potencia instalada de 343 MW. B) SISTEMA SUR Inaugurado en 1974 este sistema de interconexión unía los departamentos de Potosí y Chuquisaca, por el lado de Sucre la tensión se transmitía a Potosí en 69 kV y por el lado del Yura se transmitía a Potosí con una tensión de 44 kV. (Ver figura)

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SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL

1974 ARANJUEZ 10 MW

3 x 3 MW

YURA 10 kV 10 kV

SUCRE 69 kV

69 kV 44 kV POTOSI

Al año 2000, en Aranjuez se tiene 7 maquinas dual que están al limite de su vida útil, estas maquinas suman una potencia de 21 MW, también esta en funcionamiento una turbina a gas de 19 MW de potencia. En Potosí se tienen las centrales Hidráulicas del Yura (Killpani, Landara y Punutuma) con una capacidad de 10 MW y la central térmica de Karachipampa con una capacidad de 14 MW. El sistema Sur tiene una potencia instalada de 64 MW. Próximamente se ampliará el Yura con 10 MW adicionales. C) SISTEMA ORIENTAL El Sistema Oriental se encuentra situado en el departamento de Santa Cruz. La central térmica a gas natural se encuentra en Guaracachi y empezó a funcionar con 4 generadores de 3.3 MW en el año de 1971. (Ver figura).

1971 GUARACACHI 4 x 3.3 MW 10 kV

CIUDAD DE SANTA CRUZ

69 kV

WARNES 24.94

14.4 kV

En esa época se introdujo líneas con neutro físico para la electrificación rural en 24.94kVÇ/14.4kVU.

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CAPITULO I

SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL

Al año 2000, Guaracachi tiene 10 turbogeneradores a gas natural, ocho generadores de 20 MW y dos de 60 MW, que suman una potencia instalada de 280 MW. D) SISTEMA NORTE El Sistema Norte se encuentra en el departamento de La Paz. Comprende principalmente el sistema hidroeléctrico de Zongo y la central termoeléctrica de Kenko. Zongo es un sistema de varias centrales hidráulicas en serie que aprovechan las aguas del Huayna Potosí, donde se construyó un embalse pequeño que se conoce como el “Lago de Zongo” y se encuentra a una altura de 4600 m.s.n.m., de este embalse se conduce las aguas mediante un penstock hacia la primera central que es la de Zongo mismo. Zongo tiene en total 10 centrales hidroeléctricas con una potencia instalada de aproximadamente 180 MW, y estas son: - Central de Zongo. Se encuentra a una altura de 4264 m.s.n.m. y tiene una potencia de 10 MW. - Central de Botijlaca. Esta planta esta a 3492 m.s.n.m. y tiene una potencia de 6.5 MW. - Central de Tiquimani. Tiene una potencia de 9 MW. - Central de Cuticucho. Se encuentra a 2697 m.s.n.m., tiene una potencia de 20.4 MW. - Central de Santa Rosa. Esta planta tiene una potencia de 13 MW y se encuentra a una altura de 2505 m.s.n.m. - Central de Sainani. Esta planta tiene una potencia de 9.9 MW y esta a una altura de 2210 m.s.n.m. - Central de Chururaqui. Se encuentra a 1820 m.s.n.m. y tiene una potencia de 26 MW. - Central de Harca. Esta planta se encuentra a una altura de 1480 m.s.n.m. y tiene una potencia de 27.2 MW. - Central de Cahua. Esta central se encuentra a una altura de 1145 m.s.n.m., y tiene una potencia de 28.8 MW. - Central de Huaji. Se encuentra a una altura de 950 m.s.n.m. y tiene un a potencia de 28 MW. La central termoeléctrica de Kenko dispone de dos turbinas a gas con un a potencia instalada de aproximadamente 30 MW. Achachicala tiene una potencia de 4 MW. La Empresa Hidroeléctrica Boliviana tiene una potencia instalada de 6 MW. Se encuentra en él rió Taquesi y sé esta ampliando 80 MW adicionales. La potencia instalada total de Sistema Norte es de aproximadamente 216 MW. E) INTERCONEXIONES En 1966 se realiza la interconexión del Sistema Central entre las empresas de ENDE y la Empresa Bolivian Power Company. En 1974 se realiza la interconexión de las empresas de ENDE y COMIBOL que formarían el Sistema Sur.

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SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL

En 1978 se interconectan el Sistema Central con el sistema Sur. En 1979 se interconectan el Sistema Central con el Sistema Norte. En 1989 se interconectan el Sistema Central con el Sistema Oriental. 1.5 EL SECTOR ELECTRICO BOLIVIANO El sesctor eléctrico Boliviano, esta conformado por los siguientes sistemas: SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL (SIN) SISTEMAS AISLADOS MAYORES SISTEMAS AISLADOS MENORES AUTOPRODUCTORES a) SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL (SIN) El SIN suministra energía a los principales consumidores que se encuentran en los departamentos de La Paz (ELECTROPAZ), Oruro (ELFEO S.A.), Cochabamba (ELFEC S.A.), Sucre (CESSA), Potosí (SEPSA), Santa Cruz (CRE LDTA). También suministra energía a empresas industriales y mineras como la Cooperativa Boliviana de Cemento COBOCE, a la Empresa Minera INTI RAYMI, a la Empresa Nacional de Fundiciones ENAF y muchas otra mas. En este sistema se encuentra aproximadamente el 85% de la capacidad instalada y de la producción de la energía eléctrica de Bolivia, y una cobertura cercana al 40% de la población. En el 2000 la potencia instalada correspondiente al SIN fue de 900 MW, con una potencia aparente de 1100 MVA y la energía generada fué de aproximadamente 3700 GWh (3,7 TWh). b) SISTEMAS AISLADOS MAYORES Estos operan principalmente en el departamentos de Tarija, Beni, Pando y poblaciones alejadas como Camiri, Valle Grande y otros del departamento de Santa Cruz. SUBSISTEMA TARIJA Cerca de la ciudad de Tarija existen 4 centrales interconectadas con una potencia instalada de aproximadamente 18 MW, estas centrales son: - Central hidráulica El Angosto - Central termoeléctrica Villa Abaroa - Central hidráulica San Jacinto - Central termoeléctrica La Tablada En la ciudad de Villamontes se tiene la Central termoeléctrica de Villamontes con una capacidad de 2.3 MW, y en Yacuiba se tiene una central termoeléctrica de 3 MW de capacidad. Ambas plantas están interconectadas con una línea de 69 kV. 9

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SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL

SUBSISTEMA TRINIDAD La ciudad de Trinidad se tiene la central termoeléctrica de Trinidad, instalada en 1981 con una capacidad de 6 MW. Generación comparable se tiene en Riberalta y Guayaramerin. SUBSISTEMA COBIJA En Cobija se tiene la central termoeléctrica de Cobija, instalada en 1991 con una capacidad de 5.6 MW. C) SISTEMAS AISLADOS MENORES Son sistemas cuya capacidad instalada efectiva es menor a 1000 kW. En su mayoría están conformados por pequeñas cooperativas de servicios eléctricos y de servicios de agua potable al mismo tiempo, ubicados en poblaciones menores. D) AUTOPRODUCTORES Los autoproductores son entidades, empresas, o propietarios particulares que generan principalmente para satisfacer sus propias necesidades de electricidad. Su fuente primaria de energía puede ser la hidráulica o térmica (gas natural, diesel o biomasa). Es notable la autogeneración de los ingenios azucareros y de las refinerías de YPFB. 1.6. LA ENERGIA ELECTRICA EN EL AÑO 2000 A fines del año 2000 en Bolivia existe un total de aproximadamente 1.200 MVA de potencia instalada y 2000 kilómetros de líneas eléctricas en alta tensión (230 kV, 115 kV, 69 kV). El parque de generación térmica cubre el 70% y el parque de generación hidráulica comprende un 30%. Aproximadamente el 45% de la producción de energía eléctrica del territorio de Bolivia es generada por centrales hidráulicas y el 55% por centrales térmicas. El crecimiento en los últimos 40 años fue del 6% promedio. Comparativamente, los países vecinos del Brasil y el Perú tienen una potencia instalada de 60.000 MVA y 4.000 MVA respectivamente. 1.7. EXPORTACION DE LA ENERGIA ELECTRICA En base al gran potencial gasifero del país, se planifica generar energía eléctrica y exportar al exterior, el mercado mas activo es el Brasil. Actualmente se construye en Puerto Suárez una pequeña central de 100 MVA (San Marcos) para venta de energía al sector Brasilero de Corumba.

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SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL

TDE S.A.

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SUBESTACIONES ELECTRICAS

CAPITULO II SUBESTACIONES ELECTRICAS 2.1. DEFINICION Una “subestación eléctrica” es un conjunto de equipos de una instalación eléctrica que nos permiten modificar parámetros eléctricos (frecuencia, tensión, corriente, etc.) y/o modificar la configuración de un sistema eléctrico. 2.2. CLASIFICASIONES DE LAS SUBESTACIONES Las subestaciones se clasifican por su función, por su nivel de tensión y según el tipo constructivo. 2.2.1. POR SU FUNCION Se clasifica en las siguientes: Elevadoras o de generación, receptoras o de rebaje, de interconexión, de maniobra y convertidoras. ELEVADORAS O DE GENERACIÓN. Son subestaciones de centrales eléctricas, cuyo objetivo es elevar la tensión para la transmisión. RECEPTORAS O DE REBAJE. Rebajan la tensión para la distribución. INTERCONEXION. Interconectan sistemas de alta tensión a alta tensión exclusivamente. MANIOBRA. Conectan y desconectan líneas de transmisión mediante interruptores. CONVERTIDORAS. Estas subestaciones pueden cambiar la frecuencia; o también cambiar la corriente de alterna a continua o viceversa. 2.2.2. POR SU NIVEL DE TENSION Se clasifican según los siguientes niveles de tensión: Media Tensión, Alta Tensión, Extra Alta Tensión y Ultra Alta Tensión. MEDIA TENSION Tensiones mayores a 1 kV y menores a 60 kV, o tensiones que están entre 1 kV y 45 kV. En Bolivia se utilizan tensiones de: 6.9kVÇ; 6.9kVU; 10kVÇ; 12kV Ç/ 6.9kV (estrella / neutro físico); 24.9kVÇ/ 14.4kV(estrella / neutro físico); 34.5kVÇ/ 19.9kV (estrella / neutro físico). -

6.9kVÇ( estrella) se utiliza en Tarija, Cobija y otros menores. 6.9kVU (delta) se utiliza en La Paz y Oruro.

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SUBESTACIONES ELECTRICAS

10kVÇ se utiliza en: Cochabamba, Santa Cruz, Sucre y Potosí. Esta tensión esta normalizada en Europa (50Hz). 12kVÇ/ 6.9kV es una tensión usada en La Paz y El Alto. 24.9Ç/14.4kV este sistema es trifásico con neutro físico, se utiliza masivamente en la electrificación rural y suburbana, corresponde a norma Estadounidense. 34.5/19.9kV se utiliza en áreas rurales, permite un mayor radio de acción de las líneas. Se tiene en el Chapare, Larecaja y Santa Cruz (Chiquitos).

ALTA TENSION Tensiones mayores a 60 kV y menores o iguales a 230 kV, o tensiones que están entre 69 kV y kV. En Bolivia para la transmisión se utilizan tensiones de: 69kV, 115kV y 230kV. -

230

69kv tensión introducida por la Empresa Bolivian Power Company. En Bolivia se tiene 230km de línea instalada. (Viacha, Matilde, Oruro, La Paz, Huanuni, Catavi, Sucre-Potosí, sud de Potosí, Santa Cruz). 115kV este nivel de tensión se tiene instalado en Cochabamba, Oruro, La Paz, Potosí. Es el nivel de tensión mas usado en Bolivia se tiene 1000km de línea instalada. 230kV se tiene la interconexión de Santa Cruz – San José – Valle Hermoso – Vinto.

EXTRA ALTA TENSION Tensiones mayores a 230 kV o tensiones comprendidas entre 345 kV y 700 kV. Para la transmisión se utiliza tensiones de: 345kV, 400kV, 500kV y 700kV. Este nivel de tensión no existe en Bolivia. ULTRA ALTA TENSION Tensiones mayores a 700 kV o tensiones comprendidas entre 800 y 1500 kV. Para la transmisión se utiliza tensiones de: 800kV, 1000kV y 1300kV. Él limite para la transmisión de energía eléctrica en corriente alterna es de 1500 kV, debido a que la distancia entre conductores seria exageradamente grande para soportar las sobretensiones de maniobra y el derecho de vía inobtenible. En corriente continua se transmite en ±200kV, ±400kV, ±500kV, ±600kV. La transmisión de energía eléctrica en corriente continua es económica para distancias mayores a 600 km o para cables submarinos. 2.2.3. SEGUN EL TIPO CONSTRUCTIVO Se clasifican en subestaciones: a la intemperie, protegidas y blindadas o GIS.

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SUBESTACIONES ELECTRICAS

A LA INTEMPERIE Construidas al aire libre, conductores sostenidos por pórticos, construidas con perfil alto o bajo. Económicamente representa una ventaja aunque, requieren de mayor espacio. Este tipo de subestaciones son usadas mayormente para alta tensión y son muy comunes en Bolivia. PROTEGIDAS Construidas y/o ubicadas en lugares cerrados o al interior de un recinto con un cierto grado de protección a agentes externos, o finalmente los equipos son instalados en cubicales. Los cubicales son sinónimo de alta seguridad. Este tipo de construcción es usada mayormente para el campo de media tensión. En Bolivia se usa típicamente en sectores en media tensión de las subestaciones urbanas. BLINDADAS O GIS Los equipos se encuentran encapsulados en gas aislante en espacios reducidos. El gas aislante usado es el hexafloruro de azufre SF6. (Ver Anexo A) Se justifican en países que tienen ciudades grandes donde el principal problema es el espacio, ya que este tipo de construcciones tiene un costo elevado. Todo el equipo se encuentra encapsulado en SF6 a excepción de los transformadores. Se los puede ubicar en sótanos de edificios. Este tipo de construcciones se usan para el campo de la alta y extra alta tensión. En Bolivia existe actualmente este tipo en la ciudad de La Paz (Challapampita) que opera desde el año 2000. 2.3. ELEMENTOS QUE COMPRENDEN UNA SUBESTACION ELECTRICA Se clasifican en elementos principales y secundarios. ELEMENTOS PRINCIPALES: Transformadores de potencia Transformadores de medida Interruptores Seccionadores Pararrayos Equipos de compensación (reactores y capacitores) Tableros de mando, control y protección ELEMENTOS SECUNDARIOS: Estructuras metálicas Barras flexibles y rígidas Sistemas auxiliares (control y servicios) Cableado (control y potencia) Sistemas de puesta a tierra Equipos de comunicación (telecomunicación y telemando) Alumbrado Cercos 14

CAPITULO III

ESQUEMA O SISTEMA DE BARRAS

CAPITULO III ESQUEMA O SISTEMA DE BARRAS 3.1. DEFINICION Esquema o sistema de barras es el modo en que los elementos principales de una subestación se conectan entre sí y con el sistema al cual pertenecen. Existen varios esquemas de barras, aunque los principales son cinco. Su selección esta sujeta a razones técnicas, económicas y subjetivas (políticas de la empresa, calidad en función de la economía, importancia de una subestación, etc.). Lo que se busca o desea es una adecuada seguridad, confiabilidad y eficiencia del sistema. 3.2. ESQUEMAS Podemos enunciar los siguientes: a) Esquema de barra simple -

Esquema de barra simple sin by pass Esquema de barra simple con by pass Esquema H

b) Esquema de barra con transferencia c) Esquema de barra doble -

Esquema de barra doble con barra de transferencia (Barra Triple) Esquema de barra doble con doble interruptor

d) Esquema de anillo e) Esquema de interruptor y medio 3.3. CRITERIOS PARA LA SELECCION DE UN ESQUEMA EN UNA SUBESTACION Para la selección de un esquema en una subestación se debe hacer un estudio de planificación y del sistema eléctrico; posteriormente, elegir y decidir cual de los esquemas anteriormente mencionados conviene para la construcción de la futura subestación, considerando los siguientes criterios: a) Seguridad de servicio b) Flexibilidad del esquema c) Importancia de la subestación d) Simplicidad operacional e) Espacio ocupado f) Costo

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ESQUEMA O SISTEMA DE BARRAS

a) SEGURIDAD DE SERVICIO En este aspecto se debe tomar en cuenta el comportamiento frente a: - falla en interruptores - falla en barras La falla en interruptores es la más probable, en cambio las fallas en barras (corto circuito en barras) son menos probables. b) FLEXIBILIDAD DEL ESQUEMA Se toma en cuenta los mantenimientos en interruptores y barras, también las futuras ampliaciones que pueda tener la subestación. c) IMPORTANCIA DE LA SUBESTACION Depende caso por caso de la importancia asignada a una subestación dentro del sistema al cual pertenece, el criterio varia País a País y empresa a empresa. d) SIMPLICIDAD OPERACIONAL Los esquemas deberían ser lo más simples posible para facilitar la operación y el mantenimiento por el personal. e) ESPACIO OCUPADO El espacio ocupado es importante porque no siempre se tiene espacio ilimitado y a un costo accesible. f) COSTO Se debe establecer cuanto se puede gastar o invertir desde un punto de vista técnico económico para cumplir con los objetivos. 3.4. ANALISIS PARA ELEGIR UN ESQUEMA Analizaremos los cinco esquemas bajo los criterios que se mencionaron anteriormente.

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CAPITULO III

ESQUEMA O SISTEMA DE BARRAS

3.4.1. ANALISIS DEL ESQUEMA DE BARRA SIMPLE ESQUEMA DE BARRA SIMPLE SIN BY - PASS Esta es la configuración mas simple, puesto que solo dispone de una barra colectora a la que están conectados todos los circuitos, por medio de interruptores con seccionadores como se observa en la figura.

Interruptor Seccionador Barra

Seguridad de servicio.- Tiene baja seguridad de servicio porque cuando hay falla y no actúa un interruptor, sale de servicio toda la subestación (Black-out), lo mismo sucede si ocurre una falla en barras. Flexibilidad del sistema.- Este esquema no es flexible (es rígido) para realizar mantenimientos en barras, porque para ello tendría que salir de servicio toda la subestación, y ante un mantenimiento de un interruptor se deja fuera de servicio al circuito al cual pertenece. Lo mismo para hacer ampliaciones. Importancia de la subestación.- Este esquema se puede usar para subestaciones de poca importancia. No se puede usar en subestaciones donde la continuidad de servicio es importante, debido a que ante cualquier falla, ya sea en interruptores o barras se tiene que suspender el servicio. Simplicidad operacional.- Es el más fácil de operar lo cual constituye una ventaja. Espacio ocupado.- Considerando los demás esquemas este es el que menos terreno ocupa. Costo.- Es el esquema más barato, ya que se utiliza la menor cantidad de equipo. En Bolivia este tipo de esquema es usado por la Empresa Bolivian Power Company.

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CAPITULO III

ESQUEMA O SISTEMA DE BARRAS

ESQUEMA DE BARRA SIMPLE CON BY - PASS

Es un esquema similar al anterior, cuya única variante son los seccionadores que están paralelos a los interruptores (By – Pass), permitiendo con esto el mantenimiento del interruptor sin cortar la energía a la línea, por lo tanto elevándose la flexibilidad y la confiabilidad. La gran desventaja es que en el caso de ocurrir una falla en una línea en el momento en que el seccionador “ by pass” permanece conectado, no existirá la protección para la línea y deberán operar los otros interruptores (Respaldo) provocando Black - Out. El costo de los seccionadores y su instalación son razonables y no influyen mucho en el costo total de la subestación. Esta configuración, es una de las más utilizadas en el diseño de simples y económicas subestaciones. En Bolivia es muy utilizada en subestaciones urbanas. ESQUEMA H Es un esquema de barra simple (operacionalmente seccionada), que se usa en subestaciones de rebaje urbanas o industriales con una línea en entrada y otra en salida y dos transformadores. Puede llevar by-pass en los interruptores de línea y circuit switcher en los transformadores.

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ESQUEMA O SISTEMA DE BARRAS

Opcional

3.4.2. ESQUEMA DE BARRA CON TRANSFERENCIA Este esquema corresponde a uno de barra simple, con la variación de que se añade a la barra principal una barra de transferencia a la cual se conectan los seccionadores by – pass, uniéndose las dos barras mediante un interruptor de transferencia. Barra de transferencia Interruptor de transferencia Barra principal

Seguridad de servicio.- Mejora la confiabilidad ante fallas en interruptores, ya que el circuito bajo falla puede ser reconectado a través de el interruptor de transferencia, estando el circuito fuera de servicio solo el tiempo necesario para maniobrar los equipos. Flexibilidad del esquema.- Se puede hacer mantenimiento de interruptores en el momento que se desee, al igual que la barra de transferencia. Es un esquema menos rígido que la configuración de barra simple con o sin by - pass, para realizar mantenimientos. Se gana en confiabilidad y flexibilidad.

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ESQUEMA O SISTEMA DE BARRAS

Importancia de la subestación.- Utilizado mayormente en subestaciones de generación, ya que mejora la confiabilidad ante fallas en interruptores, pero se pierde confiabilidad ante fallas en barras. Simplicidad operacional.- Al existir mayor numero de interruptores y una barra mas, la operación se hace un tanto más complicada que el de barra simple. Espacio ocupado.- Se ocupa mayor terreno en su construcción que uno de barra simple. Costo.- Es mas caro que el de barra simple porque se tiene que incluir un interruptor y una barra mas en los costos. Este esquema se aplica generalmente cuando hay mas de cuatro interruptores En Bolivia se tiene en Guaracachi, Valle Hermoso, Punutuma (subestaciones de generación). 3.4.3 ESQUEMA DE BARRA DOBLE El esquema de barra doble es una alternativa respecto al esquema de barra de transferencia, cuando se requiere mayor flexibilidad para realizar mantenimientos tanto en barras como en interruptores, ya que se puede utilizar cualquiera de las barras como barra principal y la otra como barra de transferencia. Normalmente trabaja como una subestación de barra simple. Barra principal 1 Interruptor de barra Barra principal 2

Seguridad de servicio.- En caso de falla en barras o interruptores, se salva media subestación, porque se comporta como si tuviese dos barras simples. Tiene que haber un equilibrio entre carga y generación para situaciones de falla. Flexibilidad del esquema.- Permite el mantenimiento total de barras e interruptores. Para hacer mantenimiento a los interruptores, se puede desocupar una de las barras y esta pasa a ser una barra de transferencia. Permite hacer ampliaciones. La flexibilidad como la confiabilidad es elevada. Importancia de la subestación.- Esquema preferentemente usado para la generación. Se usa en subestaciones de mediana y alta importancia.

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ESQUEMA O SISTEMA DE BARRAS

Simplicidad operacional.- Esquema no muy complicado para maniobrar. Espacio ocupado.- El terreno ocupado es relativamente amplio. Costo.- El costo es mayor que los esquemas anteriores. En Bolivia se tiene en la subestación de Carrasco en 230 kV. Este esquema es muy usado en Europa y áreas de influencia. En este tipo de esquema sólo se tiene físicamente salida en un solo lado, y para que tenga salida en ambos costados se debe diseñar una de las barras en C, de modo que rodee a la otra barra.

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ESQUEMA O SISTEMA DE BARRAS

3.4.3.1. BARRA DOBLE CON BARRA DE TRANSFERNCIA (BARRA TRIPLE) Barra n° 1

Interruptor de transferencia

Barra de transferencia

Barra n° 2

Este tipo de esquema facilita el mantenimiento de interruptores de la subestación. En Bolivia no existe este tipo de esquemas de barras. 3.4.3.2. ESQUEMA DE BARRA DOBLE CON DOBLE INTERRUPTOR

Este esquema tiene todo duplicado, por lo tanto es mas caro, más complejo, ocupa mayor terreno, etc. Tiene altísima confiabilidad y flexibilidad, si fallara el interruptor no hay ningún problema, si falla la barra esta tampoco. Se usa en Extra Alta Tensión y en subestaciones de centrales eléctricas nucleares o centrales grandes. Una central nuclear no puede parar de funcionar y quedar sin carga, este esquema resulta ideal para ello.

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ESQUEMA O SISTEMA DE BARRAS

3.4.3 ESQUEMA EN ANILLO En esta configuración cada circuito esta relacionada con dos interruptores, donde la barra colectora es un anillo como se observa en la figura. Para cumplir las funciones de seguridad y de confiabilidad, este esquema debe ser operado con todos los interruptores cerrados, tal como es su operación normal.

Seguridad de servicio.- Permite buena continuidad de servicio, aun en el caso de que falle un interruptor o un sector de la barra. En caso de falla de un interruptor se abren los interruptores laterales. Flexibilidad del esquema.- Se puede hacer mantenimiento con problemas parciales en barras, ya que desde el punto de vista de flexibilidad este esquema es similar al de una barra simple. El esquema en anillo es una construcción rígida para realizar mantenimientos. Importancia de la subestación.- Se lo utiliza en subestaciones de mediana importancia. Simplicidad Operacional.- Esquema algo confuso para el operador. Las protecciones complejas de operar, hacer mantenimientos, etc.

son muy

Espacio Ocupado.- El espacio ocupado es razonable porque no se necesita de un terreno amplio. Costo.- Prácticamente se requiere el mismo equipo de una barra sencilla, por lo tanto este esquema no es muy caro. Normalmente se construyen anillos de seis para luego pasar al interruptor y medio. El limite de interruptores en anillo es de seis.

Es un esquema muy usado en Norte América. En Bolivia se tenía en las Subestaciones de Valle Hermoso y Vinto antes de su paso a interruptor y medio.. 23

CAPITULO III

ESQUEMA O SISTEMA DE BARRAS

3.4.5. ESQUEMA DE INTERRUPTOR Y MEDIO Esta configuración dispone de tres interruptores por cada dos circuitos, el grupo de los tres interruptores se conecta entre dos barras principales.

Seguridad de servicio.- Esquema con gran confiabilidad solo lo supera el de doble barra doble interruptor. En caso de falla se desconecta una parte, pero continua el servicio. Flexibilidad del esquema.- Esquema flexible para mantenimiento de barras e interruptores. Se puede efectuar la reparación de cualquier interruptor en el momento que se necesite, sin afectar la continuidad de servicio. Importancia de la subestación.- Se lo utiliza para subestaciones de mediana y gran importancia. Simplicidad operacional.- Es esquema muy complejo para operar, ya que se tiene un mayor número de protecciones. Espacio ocupado.- Es uno de los esquemas que más espacio ocupa. Costo.- Es una de las configuraciones mas caras. Comparando con el de doble barra, requiere una cantidad mayor de interruptores, aunque una cantidad menor de seccionadores. Muy usado en Norte América. En Bolivia se tiene en las subestaciones de Valle Hermoso y Vinto.

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CAPITULO III

ESQUEMA O SISTEMA DE BARRAS

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CAPITULO IV

NIVELES DE AISLACION

CAPITULO IV NIVELES DE AISLACION

4.1. INTRODUCCIÓN En los sistemas eléctricos a menudo aparecen sobretensiones las que pueden causar la ruptura de la aislación, por tal motivo se deben estudiar la naturaleza y las causas de estas sobretensiones para aislar adecuadamente los equipos y obtener adecuada confiabilidad. Los aislantes se comportan de diferente forma frente a los diferentes tipos de sobretensiones y el nivel de Aislación requerido para soportar dichas sobretensiones (ST) es el resultado de un compromiso Técnico – Económico entre costo aceptable y confiabilidad obtenida. 4.2. SOBRETENSIONES Son tensiones anormalmente altas y muy superiores a las nominales ó normales (es aquella tensión a la cual los equipos soportan en forma permanente y para la cual han sido diseñados). Se dividen en dos tipos de sobretensiones: sobretensiones de origen externo e interno. 4.2.1. SOBRETENSIONES DE ORIGEN EXTERNO (STE) Son aquellas sobretensiones que se originan al exterior del sistema eléctrico, la magnitud de esta sobretensión no depende del voltaje nominal del sistema eléctrico. Un caso típico son las sobretensiones de rayo debido a descargas atmosféricas. SOBRETENSIONES DE RAYO (STR) Son de naturaleza impulsiva y se presentan bajo la forma de una onda unidireccional. La onda de sobre tensión de rayo esta compuesta por: un frente de onda, valor de cresta y cola. Las sobretensiones de rayo son de polaridad positiva o negativa, pero más frecuentemente son de polaridad negativa.

T1: Tiempo de subida de la onda hasta llegar al valor de cresta VC. T2: Tiempo hasta llegar en la cola al emivalor VC / 2.

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CAPITULO IV

NIVELES DE AISLACION

Las sobretensiones de rayo duran aproximadamente entre 10 y 100 µseg, frente 1 – 2 µseg, emivalor 50 – 100 µseg. 4.2.2. SOBRETENSIONES DE ORIGEN INTERNO (STI) Se originan al interior del sistema eléctrico. Su magnitud es proporcional al voltaje nominal del sistema. Se distinguen dos tipos: sobretensiones de maniobra y sobretensiones temporarias. A) SOBRETENSIONES DE MANIOBRA (STM) Estas sobretensiones son aperiódicas y amortiguadas, nacen en el sistema por maniobras; especialmente por la apertura y cierre de interruptores. Su duración es de algunos milisegundos.

B) SOBRETENSIONES TEMPORARIAS (STT) Son las sobretensiones que se que se dan en frecuencia industrial a 50 o 60 ciclos. Estas sobretensiones están producidas fundamentalmente por fallas al interior del sistema mismo. Su duración puede ser de algunos segundos.

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CAPITULO IV

NIVELES DE AISLACION

4.3. PRUEBAS DE AISLACION El nivel de aislación de los equipos e instalaciones eléctricas debe asumir un valor normalizado (por razones económicas) para cada tipo de sobretensión y el nivel escogido debe poder ser sujeto de pruebas y certificación en Laboratorios de Alta Tensión. Estas pruebas se realizan principalmente para determinar si un equipo cumple con la rigidez dieléctrica determinada. 4.3.1. PRUEBA DE AISLACION PARA SOBRETENSIONES DE RAYO Esta prueba se realiza con la maquina de Marx la cual produce una onda impulsiva normalizada T1/T2 = 1.2/50 µseg que se aplica al equipo bajo prueba, con un valor de cresta correspondiente al nivel de aislación normalizado. Aplicando esta onda impulsiva normalizada se obtienen valores de aislación normalizados para sobretensiones de rayo denominados con las siglas de BIL. DEFINICION DE BIL (Basic Level Insulation = Nivel básico de aislación): Son determinados niveles de aislación estandarizados para la fabricación de equipos y corresponden a valores soportados de sobretensiones de rayo, validos hasta 1000 m.s.n.m. 4.3.2. PRUEBA DE AISLACION PARA SOBRETENSIONES DE MANIOBRA Estas sobretensiones se dan bajo la forma de una onda oscilatoria amortiguada, la cual no se produce en laboratorio. Para realizar estas pruebas se normalizo una onda de prueba de tipo impulsivo, T1/T2 = 250/2500 µseg que trata de imitar los efectos equivalentes de esta onda oscilatoria amortiguada. Aplicando esta onda normalizada, se obtienen los valores de aislación normalizados denominados con las siglas de BSL (Basic Switching Level = Niveles básicos de aislación a sobretensiones de maniobra). 4.3.3. PRUEBA DE AISLACION PARA SOBRETENSIONES TEMPORARIAS Este tipo de sobretensiones se da bajo la forma de ondas sinusoidales a frecuencias de 50 o 60 ciclos. Un ejemplo típico de este tipo de sobre tensión es el que se da por efecto Ferranti por el cual una línea capacitiva al final de la misma presenta valores por encima del valor nominal. Los equipos se pueden probar mediante transformadores que elevan la tensión al valor requerido, que se aplica durante un minuto en seco. 4.4. TABLA DE NIVELES BASICOS DE AISLACIÓN EN FUNCION DEL VOLTAJE MAXIMO Los valores que se dan como ejemplo en esta tabla son valores normalizados. El Vmáx o voltaje máximo de operación pueden ser aplicados para varios Voltajes Nominales. Solo en extra alta tensión aparece la tercera casilla (BSL), pues sólo en esos niveles es necesario tomar prioritariamente en cuenta las sobretensiones de maniobra para el diseño de equipos y sistemas y no se realizan pruebas en frecuencia industrial. 28

CAPITULO IV

NIVELES DE AISLACION

NIVELES BASICOS DE AISLACION PARA PROBAR EQUIPOS (IEC)

Media Tensión

Vmáx (kV)

VNominal (kV)

BIL kVcresta 1,2/50 µseg

KVeff Soportado a 1` 50 Hz

BSL (F – T) KVcresta 250/2500 µseg

7.2

6 – 6.9

60

20

-

12

10 – 11

75

28

-

17.5

13,8 – 15

95

38

-

24

20 – 24,9

125

50

-

36

30 – 34,5

170

70

-

72.5

60 – 69

325

145

-

123

110 – 115

550

230

-

145

132 – 138

650

275

-

170

150 – 161

750

325

-

245

220 – 230

850 950 1050

360 395 1050

-

525

500

1300 1425 1550

-

1050 1175 1300

Alta Tensión

Extra Alta Tensión (Ejemplo)

Tabla 1 En Vmáx por encima de 170 kV se puede elegir entre varios niveles según las exigencias del diseño.

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NIVELES DE AISLACION

4.4.1. OBSERVACIONES Los generadores y maquinas rotatorias tienen niveles de aislación limitados y no se les aplica el BIL correspondiente a su voltaje nominal porque tienen poco espacio para la aislación. Los generadores son elementos débiles frente a las sobretensiones y deben protegerse de manera adecuada. Las líneas de transmisión se aíslan con aisladores para los cuales se usan niveles de aislación diferentes al BIL (V50% o tensión critica de flameo) y definidos para condiciones estándar al nivel del mar. 4.5. AISLACION AUTO RECUPERABLE Es aquella aislación que después de una descarga de sobretensión, la misma puede volver a recuperar totalmente sus propiedades aislantes. Este tipo de aislación, por lo general aunque no necesariamente, es una aislación externa como los aisladores pasatapa de transformadores, los aisladores tipo platillo, etc. 4.6. AISLACION NO - AUTO RECUPERABLE Son aquellas aislaciones que después de una falla por sobretensión la misma no se puede recuperar debido a que se daña en forma permanente. Por ejemplo: las bobinas de los transformadores, generadores, motores, etc (aislaciones internas).

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CAPITULO V

TRANSFORMADORES DE POTENCIA ( I )

CAPITULO V TRANSFORMADORES DE POTENCIA ( I ) 5.1. INTRODUCCION Los transformadores son máquinas electromagnéticas estáticas, cuya función principal es cambiar la magnitud de las tensiones, y por ende de las corrientes. Un transformador de potencia esta constituido por tres partes principales: Parte activa Parte pasiva Accesorios 5.1.1. PARTE ACTIVA Está formada por un conjunto de elementos separados del tanque principal y agrupa los siguientes elementos: a) Núcleo b) Bobinas c) Cambiador de relaciones d) Bastidor a) NUCLEO Este constituye el circuito magnético, y está fabricado principalmente de laminas de acero al silicio. Las normas que utilizan los fabricantes para el diseño del núcleo, no establecen formas ni condiciones especiales para su fabricación. Se busca la estructura más adecuada a las necesidades y capacidades de diseño. El núcleo puede ir unido a la tapa y levantarse con ella, o puede ir anclado a la pared del tanque, lo cual produce mayor resistencia durante las maniobras de transporte. b) BOBINAS Estas constituyen el circuito eléctrico. Se fabrican utilizando alambre o barra de cobre o aluminio. Los conductores se forran con material aislante, que puede tener diferentes características, de acuerdo con la tensión de servicio de la bobina, la temperatura y al medio de refrigeración. Las normas tampoco establecen condiciones especificas, quedando en mano de los diseñadores el adoptar criterios que vayan de acuerdo con la capacidad y la tensión. Los devanados deben tener conductos de enfriamiento radiales y axiales que permitan al fluido refrigerante eliminar el calor generado en su interior. Además, deben tener apoyos y sujeciones suficientes para soportar los esfuerzos mecánicos debidos a su propio peso, y sobretodo los de tipo electromecánico que se producen durante los cortocircuitos. Las bobinas, según la capacidad y tensión del transformador pueden ser de tipo rectangular para pequeñas potencias, tipo cilíndrico para potencias medianas y de tipo galleta para las potencias altas.

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c) CAMBIADOR DE RELACIONES Constituye el mecanismo que permite regular la tensión de salida de un transformador. Puede ser automático ó manual y puede instalarse en el lado de alta o baja tensión dependiendo de la capacidad y tensión del aparato, aunque conviene instalarlos en alta tensión, debido a que su costo disminuye en virtud a que la intensidad de corriente es menor y la conexión estrella. d) BASTIDOR Esta conformado por un conjunto de elementos estructurales que rodean el núcleo y las bobinas, y cuya función es soportar los esfuerzos mecánicos y electromecánicos que se desarrollan durante la operación del transformador. 5.1.2. PARTE PASIVA Consiste en el tanque donde se aloja la parte activa; se lo utiliza en los transformadores cuya parte activa va sumergida en líquidos. El tanque debe ser hermético, soportar un vacío técnico sin presentar deformación permanente, proteger eléctricamente y mecánicamente el transformador, ofrecer puntos de apoyo para el transporte y la carga del mismo, soportar los radiadores, bombas de aceite, ventiladores y todos los accesorios. La base del tanque debe ser lo suficientemente reforzada para soportar las maniobras de levantamiento durante la carga o descarga del mismo. 5.1.3. ACCESORIOS Los accesorios de un transformador son un conjunto de partes menores y dispositivos que auxilian en la operación y facilitan las labores de mantenimiento. 5.2. TIPOS DE NUCLEO Se puede nombrar los transformadores de tres columnas y transformadores de cinco columnas.

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CAPITULO V

TRANSFORMADORES DE POTENCIA ( I )

5.2.1. TRANSFORMADORES DE POTENCIA DE TRES COLUMNAS Núcleo

1

A

Bobinas

2

3 H

φa

φb φa +φb + φc

φc H>A

=0

Es el mas común y se llaman también transformador con núcleo a flujos vinculados, porque es un transformador cuya sumatoria de flujos debe ser igual a cero (el flujo desequilibrado circula por el material de alta reluctancia). Estos transformadores tienen una altura considerable, su altura prevalece mucho sobre el largo, lo que constituye una desventaja en cuanto al galibo necesario para su respectivo transporte. 5.2.2. TRANSFORMADOR DE POTENCIA DE CINCO COLUMNAS

1

2

3

4

φa

φb

φc

5

Circulación del flujo desequilibrado

Transformador cuya longitud prevalece sobre la altura, que en caso de tener problemas de galibo insuficiente para su transporte resulta una solución alternativa valida. Este tipo de transformador es más caro que el de tres columnas, pero tiene su centro de gravedad bajo y esto es favorable para transportes por malos caminos. El flujo desequilibrado circula por las columnas externas del núcleo (flujos no vinculados) lo que es útil en sistemas con desequilibrios acentuado donde no esta disponible un arrollamiento en Delta: (Primario alta tensión en estrella y el Secundario en estrella 230 kV / 34,5 Ç - 19,9 kV).

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CAPITULO V

TRANSFORMADORES DE POTENCIA ( I )

5.3. TRANSFORMADORES DE POTENCIA MONOFASICOS Muchas veces debido al problema del transporte, por galibo o por peso; no se puede instalar un transformador trifásico. Para resolver este problema se usa transformadores monofásicos de tipo acorazado, se instalan un trasformador de P/3 ( con una capacidad de 1/3 de la potencia requerida o calculada) por cada fase para así tener un sistema trifásico. Aparte de los tres transformadores se puede adquirir un cuarto más de reserva, para el caso de falla de uno de los otros tres instalados y en este caso se los instala sobre rieles para un reemplazo rápido. 5.4. ARROLLAMIENTO TERCIARIO Un transformador normal tiene dos arrollamientos o bobinas independientes, pero para casos especiales se dispone de un tercer arrollamiento, o como en el caso del autotransformador se tiene uno solo. El arrollamiento primario corresponde a la tensión mas alta y el secundario la tensión mas baja. Los transformadores con arrollamiento terciario pueden tener este accesible y no accesible. 5.4.1. ARROLLAMIENTO TERCIARIO ACCESIBLE Los bornes del arrollamiento terciario son accesibles desde el exterior. Este arrollamiento además de servir, en conexión delta, para compensar desequilibrios tiene varios usos adicionales, como por ejemplo: • Para conectar un motor síncrono y de esta forma suministrar potencia reactiva al sistema. • Para conectar un banco de capacitores estáticos. • Para alimentar una población o una industria con una tensión intermedia. • Para el uso del servicio local. En este tipo de transformador la potencia del arrollamiento terciario no debería superar el 20 % de la potencia primario - secundario del transformador, manteniendo así invariadas e iguales las potencias del primario y secundario.

P

S

T El arrollamiento terciario complica y debilita la capacidad del transformador de soportar mecánicamente los cortocircuitos y por esto muchos no lo utilizan donde las corrientes de cortocircuito son altas.

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5.4.2 ARROLLAMIENTO TERCIARIO NO ACCESIBLE Este arrollamiento terciario no tiene posibilidades de conexión externa. Sirve para compensar desequilibrios en la red eléctrica, conectando el primario y el secundario en estrella y el terciario en delta como se usa en autotransformadores de interconexión (Alta Tensión / Alta Tensión).

Alta Tensión

Alta Tensión

5.5. CLASES DE AISLACION Las aislaciones están clasificadas por la temperatura limite para un envejecimiento normal, estas clases y limites son: A 1050C B 1300C F 1550C H 1800C A: Usado en transformadores con núcleo sumergido en aceite. B: Usado en motores y maquinas rotatorias menores. F: Usado en motores y maquinas rotatorias mayores. H: Usado en equipos como los transformadores de distribución secos, aislación de conductores, etc. Las temperaturas en el equipo deben mantenerse menores o iguales a la máxima admisible por el aislante. La potencia de una maquina eléctrica esta relacionada con la temperatura de su aislación y ésta con el sistema de refrigeración utilizado. 5.6. SISTEMAS DE REFRIGERACION El sistema de refrigeración es importante al definir la potencia y el costo de un transformador.

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CAPITULO V

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Radiador

A.N.

A.F.

(Aire Natural)

( Ai re forzado)

(Aire forzado)

O.N. (Aceite natural)

Esquemáticamente el calor de las perdidas es transmitida al exterior con salto de temperatura creciente, hasta alcanzar la temperatura de régimen que debe ser menor a la máxima permitida por la clase aislación, según:

Temperatura Ambiente

Superficie S

Q=KSU Mejorando la superficie S (Radiadores) ó mejorando el coeficiente total K de transmisión, se pueden soportar mayores perdidas (mayor potencia) limitando el U sobre la temperatura ambiente dada.

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CAPITULO V

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En un transformador la diferencia de temperatura del aceite, ocasiona la circulación de este por efecto termosifón. Dentro de los sistemas de refrigeración utilizados normalmente podemos citar los siguientes: ONAN, ONAF, y OFAF. ONAN En este sistema tanto el aceite como el aire circulan naturalmente, ósea el aire roza por las paredes del transformador y el aceite esta en movimiento termosifón. ONAF En este sistema el aceite está en movimiento termosifón y el aire es forzado para su circulación mediante ventiladores. OFAF En este sistema forzamos la circulación del aceite y del aire, el aire mediante ventiladores y el aceite es forzado mediante una bomba (Pero la bomba constituye un riesgo potencial de no funcionamiento). Virtualmente se tiene una potencia en ONAN, se tiene otra potencia mejorada en ONAF, y otra potencia aun mejor en OFAF. Existen otros sistemas de refrigeración como el que se logra mediante intercambiadores aceite – agua (0 W). Para reducir las dimensiones del transformador se puede usar estos sistemas combinados: ONAN / ONAF o también ONAN / ONAF / OFAF. Si a un transformador pequeño de algún modo se le adapta o se le colocan ventiladores, ganamos algo de potencia, pero esa ganancia no es económica ni apreciable, debido a esto no se utiliza ONAF en transformadores pequeños ya que su superficie expuesta al exterior es reducida. Si a un transformador mayor se le adaptan o se le coloca ventiladores, se obtiene más potencia, entonces en transformadores grandes conviene usar ONAF ya que estos disponen mayor superficie (Radiadores). Simbólicamente se escribe ONAN / ONAF. Si adicionalmente se fuerza el aceite, se obtiene aun mayor potencia (OFAF). Orientativamente se puede especificar según la siguiente tabla y previa consulta con los fabricantes:

POTENCIA Distribución kVA

ONAN (Costo Básico) 100%

ONAF

OFAF

-

-

< 4 MVA

100%

-

-

4 – 10 MVA

100%

125%

-

10 – 40 MVA

100%

133%

-

> 40 MVA

100%

133%

166% (opcional)

En Bolivia no se han instalado aun transformadores con refrigeración OFAF.

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CAPITULO V

TRANSFORMADORES DE POTENCIA ( I )

ECUACION TERMICA DEL TRANSFORMADOR Para aislantes clases A podemos escribir la siguiente ecuación térmica: max

=

amb.

+U

aceite

+U

P.C.

= 105ºC (P.C. = punto caliente)

La temperatura ambiente normalizada amb. es una temperatura máxima de 40ºC y a una temperatura promedio de 30ºC durante 24 horas. La temperatura del aceite U aceite , no debe pasar de 90ºC / 95ºC porque después este empieza a envejecer aceleradamente. Hasta 95ºC se dispondrá de una vida útil y normal del transformador. Los puntos calientes son lugares del aislante que están a mayor temperatura, y está temperatura U P.C. , no debe exceder de los 10ºC sobre la máxima del aceite. La ecuación térmica para un transformador con aislante clase A seria entonces: 105ºC = 40ºC + U

aceite

+ 10ºC

entonces:

U

aceite

= 55ºC

105ºC = 40ºC + 55ºC + 10ºC Si se hace un pedido de un transformador con menor amb. sé puede especificar con un U mayor y comprar un transformador mas económico. Por ejemplo para La Paz:

aceite

105ºC = 20ºC + 75ºC + 10ºC 5.7. CONEXION DE LOS TRANSFORMADORES TRIFASICOS Los arrollamientos de los transformadores de potencia se los conecta trifasicamente en delta, o en estrella. (Rara vez se utiliza zig-zag en distribución) Para elegir la conexión adecuada se usan criterios que contemplan las ventajas y desventajas de cada uno de ellos. DELTA Ventajas: • Permite realizar compensación del desequilibrio de cargas, ya que la conexión delta permite la circulación interna de corriente de secuencia cero y armónicas, y por el principio de Lenz se compensan los desequilibrios. • La corriente de fase es menor que la corriente de línea. (Favorable para altas corrientes) Desventajas: • •

No tiene acceso a neutro físico. Requiere aislación uniforme, lo cual significa un costo mayor porque esta sujeto a una tensión fase-fase.

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ESTRELLA Ventajas: • Se tiene acceso al neutro físico (para sistemas neutro a tierra). • Se puede tener una aislación progresiva en las bobinas (menor al neutro), lo cual abarata los costos en alta tensión. Desventajas: • No permite la circulación de las corrientes de secuencia cero por lo que no compensa desequilibrios. • La corriente de fase son iguales a los de línea. Las conexiones más utilizadas son: Delta – Estrella [ Dyn ] Utilizada normalmente en subestaciones de rebaje con el primario en delta hasta 115 – 138 kV y el secundario en estrella para media tensión con neutro accesible, para sistemas con neutro a tierra. Ejemplo: 115kV U/ 10kVÇ; 69kVU / 24,9Ç - 14,4kVU Estrella – Delta [ YNd ] Utilizada en subestaciones elevadoras en centrales con primario en alta tensión (Transmisión) y el secundario en media tensión (Generación). Ejemplo: 10kVÇ / 115kVU Estrella - Estrella [YNyn ] Utilizadas en subestaciones de rebaje A.T. / M.T. (con gran desequilibrio) y núcleo de 5 columnas. Ejemplo: 230kVÇ / 34,5Ç - 19,9kVU Estrella – Estrella mas terciario accesible [ YN yn (d) ] Utilizada en subestaciones de rebaje A.T. / M.T. con poco desequilibrio y altas tensiones mayores a 138 kV. Ejemplo: 230kVÇ / 10kVÇ Autotransformador en estrella mas terciario accesible [ YN (d) ] Utilizado para interconexiones. Delta – Delta [ Dd ] Utilizados en transformadores para reducir la tensión de media a baja (M.T. / b.t.) con grandes corrientes y armónicas importantes.

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CAPITULO V

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INDICES HORARIOS Los más usados actualmente son: 0 Se usa en toda conexión estrella - estrella, no provoca desfase. 1 y 11 Son los mas usados en transformadores elevadores y reductores. Transformador para una central Se usa el conexionado: YNd 11 ó YNd 1 Transformador de A.T. > 138 kV y para interconexión Se usa el conexionado: YNyn0 Si se tiene terciario se usa el conexionado: YNyn0 (d) Autotranformador: YN0 (d 1) Transformador de rebaje A.T. / M.T. Se usa el conexionado: Dyn11 o Dyn1 Nota.- En M.T. / b.t. se usa mucho Dyn11 ó Dyn5 5.8. ACCESORIOS DE UN TRANSFORMADOR DE POTENCIA Un transformador tiene accesorios variados que son necesarios para una buena operación. Veamos los principales: a) TANQUE DE EXPANSION Este tanque que se encuentra instalado normalmente en la parte superior lateral de la cuba del transformador, es necesario para permitir la expansión del aceite cuando este se calienta. Este tanque se tiene el 6 al 10% del volumen total del aceite. El tanque disminuye además la contaminación del aceite con la humedad del aire. En caso de una elevación de temperatura, el nivel del aceite se eleva y expulsa el aire hacia la atmósfera. Alguna vez dentro del tanque se encuentra una membrana que impide el contacto entre el aceite y el aire.

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CAPITULO V

TRANSFORMADORES DE POTENCIA ( I )

Tanque de expansión

Existen Transformadores sin este tipo de tanque de expansión, disponiendo de un colchón de gas, que puede ser nitrógeno seco o aire seco.

Colchon de Gas (Nitrogeno Seco)

b) RESPIRADERO Este accesorio sirve para evitar que entre aire con humedad al tanque de expansión. Se encuentra conectado o acoplado mediante un tubo al tanque de expansión. El respiradero consiste en una cámara donde se aloja un elemento absorbente de humedad (silicagel) y un filtro con aceite. La silicagel en condiciones normales es de color azul y a medida que va absorbiendo humedad cambia su color hacia celeste blanco y rosado. El filtro con aceite limpia el polvo del aire. Cuando el transformador se enfría, el aire entra en forma de burbujas por el contenedor de aceite del respiradero, y sale de la misma forma cuando se calienta.

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CAPITULO V

TRANSFORMADORES DE POTENCIA ( I )

Esquema descriptivo del respiradero

c) MEDIDOR DE NIVEL DE ACEITE Este es un elemento que va en al tanque de expansión. Este indicador de nivel esta graduado en temperatura y no en nivel de aceite, para observar si se tienen un nivel normal del aceite se debe comparar la temperatura del aceite (indicada por un termómetro) con la temperatura del indicador de nivel. Si ambas temperaturas son iguales significa que el nivel de aceite es el correcto. Si el indicador de nivel señala una temperatura menor a la del termómetro del transformador significa que falta aceite. Si sucede lo contrario sobra aceite.

Tanque de expansión

Flotador

60º 40º 20º -20º -40º

Indicador de Nivel

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CAPITULO V

TRANSFORMADORES DE POTENCIA ( I )

d) RELE DE GAS ( RELE BUCHHOLZ) Este relé está instalado en la tubería que conecta la cuba y el tanque de expansión en la parte superior del transformador. Sirve para detectar fallas internas en el transformador. d

d

(1)

(1)

C1

(2)

C2

d

(1)

C1

(2)

C1 C2

C2 (2)

(1) Cierra contáctos y da Alarma

(2) Cierra Contáctos y da Disparo

Cuando se producen cortocircuitos o descargas parciales, estas descargas o arcos parciales producidos dentro el transformador descomponen el aceite produciendo gases ( metano, hidrogeno ) que necesariamente tienen que pasar por el relé de gas, donde existen dos flotadores con diferente sensibilidad. Cuando existe turbulencia debido a los gases que se generan, actúa el primer flotador cerrando sus contactos y de esta forma da alarma, y si hubiera una turbulencia grande actúa el otro flotador cerrando un contacto de disparo que protege al transformador abriendo el interruptor. e) RADIADORES En transformadores de potencia, se colocan baterías de radiadores a los lados de la cuba con el objeto de aumentar la superficie de refrigeración y la potencia del mismo. Los radiadores van conectados a la cuba por medio de tuberías que están ubicadas en la parte superior e inferior del radiador, el aceite circula por el radiador y la cuba. Bridas

Radiador

Valvula

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CAPITULO V

TRANSFORMADORES DE POTENCIA ( I )

En Bolivia se debe especificar que los radiadores no sean directamente soldados a la cuba del transformador, se piden válvulas y bridas, y los radiadores deben ser despachados en forma separada de la cuba. f) VENTILADORES Los ventiladores se instalan en parte inferior o a los costados de los radiadores, se utilizan ventiladores en los transformadores para mejorar la refrigeración. Los contactores de los ventiladores están comandados por el termómetro de aceite.

Ventiladores

g) AISLADOR PASATAPAS (BUSHINGS) Los aisladores pasatapas tienen la función de aislar la conexión de las bobinas del transformador con el exterior. Son construidos de porcelana, existe de vidrio pero solo en media y baja tensión. Los aisladores pasatapa de alta tensión tienen en su interior un tubo por donde pasa el cable de conexión a los bornes. En estos aisladores normalmente la distribución de potenciales en el aislante es no lineal, por lo que existe lugares con mayor tensión que otros dentro del mismo. Esta no linealidad de la tensión es peligrosa, por ello los fabricantes introducen capacidades para uniformizar el campo eléctrico en las paredes del aislador, esto se logra mediante tubos concéntricos de aluminio que tienen la función de divisores capacitivos.

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CAPITULO V

TRANSFORMADORES DE POTENCIA ( I )

En la parte inferior del aislador se pueden instalar transformadores de corriente tipo toroide. Es económico colocar transformadores de corriente dentro el transformador porque la bobina primaria es el conductor mismo que pasa por el aislador y el aceite aísla el conductor.

CT's

h) RELE DE PRESION Se encuentra en la parte superior de la cuba del transformador. En el caso de que exista una gran presión de los gases en el interior del transformador debido a cortocircuitos, la cuba se somete a esfuerzos que pueden hacerla explotar. Para evitar esto, se dispone del relé de presión.

Relé de presión

Resorte de oposición

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CAPITULO V

TRANSFORMADORES DE POTENCIA ( I )

i) TERMOMETROS Son termómetros de aceite con bulbo, cuyo objetivo es vigilar la temperatura del transformador. En los transformadores de menor potencia, la temperatura del aceite es vigilada por un termómetro. En los transformadores más grandes los termómetros además de vigilar la temperatura del transformador (temperatura del aceite), vigilan la temperatura de las bobinas y es común el uso del termómetro de imagen térmica. Un índice de arrastre indica la máxima temperatura del transformador. El termómetro de aceite lleva contactos donde se vigilan: 1) El nivel de alarma que normalmente esta calibrado a 85 / 90 ºC. 2) El nivel de disparo (90 / 100ºC) y cuando la temperatura llega a este valor dispara el relé al interruptor. 3) Un valor dado por el fabricante, a partir del cual entran en funcionamiento los ventiladores. TERMOMETRO DE PUNTO CALIENTE Es un termómetro comandado por una sonda dentro el transformador, vigila la temperatura del aislante de los arrollamientos. Existe dos maneras de medir el punto caliente: - Una a través de sondas colocadas en las bobinas del transformador. Esta forma de medir no es recomendable debido a que en las bobinas se producen esfuerzos electromecánicos, y como la sonda esta colocada cerca de las bobinas con el tiempo envejece y deja de funcionar. - La otra manera para medir es usar el termómetro de imagen térmica. Para realizar estas mediciones se coloca un transformador de corriente en una de las fases, la corriente medida se lleva a una caja donde existe una resistencia calibrada en fabrica que calienta con la misma ley de calentamiento del transformador, se tiene alarma y disparo a los 95/100 ºC y 105/110 ºC.

Termómetro Cuadrante

Transformador de Corriente Autotransformador

Bulbo del Termómetro Bobina de Calefacción

Recipiente del Termómetro

Esquema de Montaje de la Imagen Térmica

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CAPITULO V

TRANSFORMADORES DE POTENCIA ( I )

j) CAMBIADOR DE RELACIONES Sirven para cambiar la relación de transformación. Existen dos tipos de cambiadores de relaciones: - Cambiador de relaciones en vació (Tap changer TC) - Cambiador de relaciones bajo carga (Load tap changer LTC) TC Es un cambiador de relaciones a usarse en vacío, lo cual significa cuando el transformador esta desenergizado. El TC se lo ubica en el lado de alta tensión El TC se coloca en las fases, cerca al neutro debido a que en ese punto la tensión es menor. El cambiador de relaciones normal o estándar que se pide es: & 2 x 2.5%. En la placa del cambiador de relaciones se tiene tabuladas cinco posiciones. Siendo la posición cero la tensión nominal del transformador.

+ 5% + 2.5% 0% - 2.5 % - 5% La forma de escribir para especificar un TC será por ejemplo para un transformador de rebaje, con una tensión nominal de 115 kV en el primario y 10 kV en el secundario: 115 & 2 x 2.5% / 10kV. Para un transformador elevador de una central, se debe especificar + 4 x 2.5%. LTC Se opera este cambiador de relaciones bajo carga. Es un equipo automático que toma el voltaje de un transformador de tensión interno y lo compara con un voltaje de referencia, y procede de forma automática a subir o bajar la tensión.

Varrillas de comando

Combinador Cables Tablero de mando con regulador de tensión y motor

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CAPITULO V

TRANSFORMADORES DE POTENCIA ( I )

Esta construido de tal manera que al realizar el cambio de taps se coloca una resistencia alta para mantener la continuidad en el circuito y no dejarlo abierto, luego de esta maniobra cambia de tap. Es un equipo caro y se lo utiliza solo cuando es necesario, es decir cuando existe cargas muy variables y se desea mantener constante la tensión. La graduación de taps en un LTC normalmente es de &10%. Se tiene tres clases de graduación de taps: - Gruesa..........2,5% & 4 x 2,5% .........tienen 9 taps - Mediana.........1,25% & 8 x 1,25%........tienen 17 taps - Fina................5/8% & 16 x 5/8%.....tienen 33 taps En nuestro medio es recomendable utilizar la regulación mediana. Para hacer un pedido se especifica de la siguiente forma: Por ejemplo: 115 & 4 x 2.5% kV / 10 kV (LTC) Existe accesorios opcionales que vienen con el LTC, estos son: I) LDC (Line drop compensator) o compensador de caída de línea, es simplemente una tarjeta electrónica, la cual calcula la caída de tensión en el sistema, y aumenta la tensión requerida a una determinada distancia. II) Aunque no es practica común poner grandes transformadores en paralelo, en este caso los LTC deben permitir tal funcionamiento, y se debe solicitar el accesorio respectivo (Master + Follower o compensador de desequilibrio). III) También es común solicitar indicadores y comandos remotos para sala de control o telemandos. k) ACCESORIOS MENORES STANDARD Conectores en los bushings (Especificar conductor o tubo y calibres). Llaves que permiten drenar o llenar aceite en la cuba. Planchas para ubicar gatas hidráulicas. Grampas para puesta a tierra Ruedas para transformadores montados en rieles. Ganchos para levantar el transformador. Placas - Caja de borneras

-

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CAPITULO VI

TRANSFORMADORES DE POTENCIA ( II )

CAPITULO VI TRANSFORMADORES DE POTENCIA ( II ) 6.1. INFLUENCIA DE LA ALTURA DE INSTALACIÓN Es un tema importante en Bolivia ya que una parte de su territorio se encuentra por encima de los 1000 metros sobre el nivel del mar. A medida que la altura sobre el nivel del mar aumenta, el aire sufre cambios en su densidad que es función directa de la presión e inversa de la temperatura. 6.1.1. EFECTOS DEL ENRARECIMIENTO DEL AIRE El enrarecimiento del aire provoca dos efectos: a) Afecta la capacidad de refrigeración de los equipos, provocando una menor efectividad en la refrigeración ya que la refrigeración depende de la densidad del aire, y en la altura el aire es menos denso. En los transformadores se produce una disminución de la potencia a 1000 m.s.n.m. de: 4% por cada 1000 m.s.n.m. adicionales en ONAN y 5% por cada 1000 m.s.n.m. adicionales en ONAF Sin embargo, como en la altura la temperatura ambiente es menor de la normalizada, parte se recupera y hasta 2500 m.s.n.m. no se realiza ninguna corrección efectiva. Para los transformadores fabricados para la altura, se especifica la potencia requerida a dicha altura y el fabricante deberá garantizarla. b) Disminuye el nivel de aislación en aire. La menor densidad del aire provoca que exista menor cantidad de moléculas lo cual disminuye la rigidez dieléctrica del aire. Por lo tanto toda aislación que depende de la densidad del aire disminuye con la altura y se deben realizar correcciones. Para corregir el nivel de aislación debo disponer de un factor de corrección que refleje la variación del nivel de aislación con la altura. A continuación se describirá dos factores de corrección muy usados. a) DENSIDAD RELATIVA ( RELATIVE AIR DENSITY – RAD )

δ = 0.392 ×

p ( 273 + t )

Con esta formula se calcula la densidad relativa del aire, teniendo como variables la presión barométrica en mm Hg y la temperatura en ºC. Este factor corrige el nivel de aislación desde los 0 metros sobre el nivel del mar. Para condiciones a nivel del mar se toma como dato la presión a 760 mm Hg y una temperatura media de 25ºC y de esta manera obtenemos RAD =1 y en la altura RAD < 0.

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CAPITULO VI

TRANSFORMADORES DE POTENCIA ( II )



H   y tomar para t la media de las máximas, donde H es  18336 

Se puede calcular P con: log P = log 76 −  Altura sobre el nivel del mar en metros.

Este factor se usa cuando los niveles de aislación están referidos al nivel del mar, como en el caso de cadenas de aislación de líneas de transmisión. b) FACTOR DE CORRECCION (FC) Este factor se lo utiliza para corregir niveles de aislación estandarizados (BIL´s) que son considerados invariados hasta 1000 m.s.n.m., y es una formula simplificada que es solamente función de la altura H a partir de los 1000 m.s.n.m..

FC =

1 −4

1 + 1.25 × 10 × ( H − 1000)

H: Altura sobre el nivel del mar. Sí H = 1000 m.s.n.m. ⇒ FC = 1 Sí H > 1000 m.s.n.m. ⇒ FC < 1 Este factor de usará para corregir el Nivel de Aislación en aire en transformadores y equipos fabricados en serie. PROCEDIMIENTO DE CORRECCION DE LA AISLACION Para elegir el BIL para los aisladores cuando la altura es mayor a los 1000 m.s.n.m. se procede del siguiente modo: 1. BIL requerido: se obtiene de las tablas de niveles normalizados: Ejemplo: 550 kV de BIL para una tensión nominal de 115 kV 2. Se calcula el factor de corrección FC para la altura H correspondiente: Por ejemplo para una altura de 2600 m.s.n.m. ( Cochabamba )

FC =

1 = 0.83 1 + 1.25 × 10 × (2600 − 1000) −4

3. Nivel de aislación corregido: se calcula de la siguiente forma:

NA CORREGIDO =

BIL REQUERIDO FC

NACORREGIDO = 550 / 0.83 = 663 kV 50

CAPITULO VI

TRANSFORMADORES DE POTENCIA ( II )

4. BIL Elegido: se elige el BIL de tablas mas cercano al nivel corregido. Por ejemplo: elegimos BIL = 650 kV 5. Nivel de Aislación Real: NA REAL = BILELEGIDO x FC NA REAL = 650 * 0,83 = 540 kV Entonces se tiene 540 kV de Nivel Real en los aisladores y 550 kV de BIL en la aislación de las bobinas a 2600 m.s.n.m. También se corrige la distancia entre los bushings en la altura d

d d: distancia entre bushings

La distancia entre bushings se obtiene según las distancias recomendadas en tablas para un BIL de 650 kV ( mayores que para 550 kV de BIL). Todos los transformadores conexionados en estrella con neutro accesible traen un aislador de neutro, cuyo nivel de aislación será elegido según el BIL de los aisladores de fase; Hasta un nivel de aislación de 150 kV (USA) y 170 kV (Europa), el aislador neutro es igual al de fase. A partir de estos valores los aisladores de neutro permanecen con valores de 150 kV / 170 kV y no hay necesidad de que el BIL del aislador de neutro y el BIL de los aisladores de fase sean iguales . 6.2. PRUEBAS QUE SE REALIZAN EN LOS EQUIPOS ELECTRICOS Para asegurar la calidad, existen cuatro tipos de pruebas que se realizan en los equipos que salen de fabrica. Estas pruebas son: a) b) c) d)

Pruebas de tipo o prototipo Pruebas de rutina o control de calidad Pruebas de aceptación Pruebas de campo

Las tres primeras se realizan en fabrica y la ultima en el lugar de instalación.

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a) PRUEBAS DE TIPO O PROTOTIPO Son las pruebas que se realizan al prototipo del equipo que se ha diseñando, estas pruebas se realizan en laboratorios independientes según normas establecidas. Las pruebas son completas y son: pruebas mecánicas, eléctricas, térmicas y electromecánicas. Podemos mencionar algunos laboratorios más conocidos para esta clase de pruebas: CESI de Italia, KEMA de Holanda, CEPEL del Brasil. Cada uno de estos laboratorios certifican las pruebas del prototipo, mediante documentos o certificados. La fabrica proporciona fotocopias de estos certificados. b) PRUEBAS DE RUTINA O CONTROL DE CALIDAD Si el prototipo supera las pruebas, a partir de este modelo se fabricaran en serie los productos o equipos iguales al mismo. Las pruebas de rutina se realizan durante la fabricación de lo equipos en los laboratorios de la fabrica. Generalmente cuando el comprador adquiere un lote de equipos contrata una empresa que se encarga del seguimiento de la fabricación. En las pruebas de rutina se emiten los certificados originales respectivos para cada lote o equipo. c) PRUEBAS DE ACEPTACION Luego de que el equipo ha sido concluido en su fabricación, se realiza las pruebas necesarias de entrega o aceptación convenidas entre el comprador y el fabricante. Cada prueba de entrega tiene un determinado precio. Estas pruebas se realizan en presencia del comprador o su representante. d) PRUEBAS DE CAMPO Son un número pequeño de pruebas que se realizan en el lugar donde el equipo ha sido instalado o ha de funcionar. Se realizan las pruebas de campo para controlar lo sucedido durante el transporte y el montaje. 6.3. PRUEBAS QUE SE REALIZAN EN LOS TRANSFORMADORES DE POTENCIA Un transformador de potencia es un equipo fabricado exclusivamente para un pedido, donde están especificadas las características del transformador que el interesado desea. Por lo tanto no es un equipo fabricado en serie. Hay excepciones en otros países mas industrializados donde los transformadores de potencia se los puede fabricar en serie, pero en muy poca escala y para grandes potencias ( Transformadores normalizados por las empresas eléctricas). Los aisladores pasa tapas son equipos fabricados en serie al igual que otros insumos del transformador, por lo tanto ya se les realizó las pruebas de tipo, y se debe exigir fotocopias de los certificados. Las pruebas de rutina se realizan al transformador durante su fabricación para verificar la calidad de los insumos y de la mano de obra. Las pruebas más comunes de aceptación que se realizan a los transformadores de potencia son: a) Pruebas en vacío b) Prueba de cortocircuito

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c) Prueba de tensión aplicada d) Pruebas de tensión inducida e) Pruebas de impulso a) PRUEBAS EN VACIO Permite conocer las perdidas en el hierro. b) PRUEBA EN CORTOCIRCUITO Permite conocer la impedancia interna de un transformador, la tensión de corto circuito y las perdidas en el cobre. c) PRUEBA DE TENSION APLICADA Se prueba con ello la aislación entre las bobinas del primario y secundario. La prueba consiste en aplicar, entre los devanados primario y secundario una tensión que es el doble de la tensión nominal primaria durante un minuto. Primario 2 Vn

Secundario

d) PRUEBA DE TENSION INDUCIDA Esta prueba sirve para comprobar el aislamiento entre espiras y entre secciones de los devanados. Consiste en aplicar una tensión el doble de la tensión nominal en los bornes del primario dejando los bornes del secundario abiertos, también se puede realizar la misma prueba en los bornes del secundario. La tensión se aplica durante un minuto y la frecuencia al doble de la nominal, para evitar que el flujo magnético sature el núcleo produciendo calentamientos peligrosos. 2 Vn (2f) Primario

Secundario

Estas cuatro pruebas se realizan siempre para recibir el transformador.

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e) PRUEBA DE IMPULSO Es una prueba que solo se puede realizar si se dispone de un laboratorio de alta tensión. Consiste en aplicar sucesivamente ondas de tipo impulsivo a los arrollamientos del primario y luego al secundario, pero el numero de impulsos no es ilimitado porque la aislación en algún momento durante la prueba puede fallar ya que es de naturaleza probabilística, por lo tanto no es una prueba destructiva. Para realizar esta prueba de impulso, la aislación de los bobinados se someten a tres tipos de onda: •

Prueba de onda completa al 62,5% del BIL, es una onda completa a 1,2/50 microsegundos con un valor de cresta del 62,5% del BIL. (Reduced full wave) RFW

•

Prueba de onda completa al 100% del BIL, es una onda completa a 1,2/50 microsegundos con un valor de cresta al 100% del BIL. (Full wave) FW

•

Prueba de onda cortada, es una onda cortada a tres microsegundos y cuyo valor de cresta es 115% del valor del BIL. (Chopped wave) CW

Primero el equipo se somete a la prueba RFW, si resiste se pasa a la FW y luego se realiza la CW. Si el transformador soporta las tres pruebas, es aceptado por el comprador. Algunas normas establecen secuencias algo diferentes que incluyen también una prueba RCW (Reduced chopped wave). PRUEBAS DE CAMPO Son pruebas que se realizan principalmente para saber si el transformador pudo haber sido afectado por el transporte o el montaje. Se realizan las siguientes pruebas: •

Prueba de aislación, se la realiza con un megaohmetro portátil el cual genera tensiones de 500, 1000 y 5000 voltios. Se conectan los bornes del transformador de la siguiente manera: bornes del primario con los del secundario, bornes del primario con masa, bornes del secundario con masa; de esta manera se mide la aislación del transformador en megaohmios. Como referencia para medir el nivel de aislación se debe tener como mínimo una resistencia de: 1MΩ / 1kV a 75ºC. Para 20ºC se hace una corrección que aproximadamente consiste en multiplicar 30 veces la resistencia requerida a 75 ºC, por ejemplo si se tiene 115 kV, a 20 ºC se exigirán 30*115 = 3450 MΩ. La medición que se realiza con el megger primero debe ser de 1 minuto y luego de 10 minutos. La relación entre las resistencias a 10’ / 1’ o “ índice de polarización ” no debe ser menor a 3 en transformadores nuevos y a 1.5 en muy usados (normalmente no menor a 2).

•

Prueba de aceite del transformador, mediante la cual se prueba la rigidez dieléctrica del aceite. Esta prueba se realiza con un espinterometro. Se saca una muestra de aceite del tanque del transformador, luego se somete a tensión mediante electrodos sumergidos dentro la muestra de aceite hasta que salte el arco, en ese momento se observa el voltímetro. Esta operación se repite cinco veces y se debe obtener un promedio: con electrodos planos de aproximadamente 30 kV y con electrodos semiesféricos un valor de aproximadamente 45 kV.

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30 kV

45 kV Aceite

•

Prueba de acidez, es una prueba que se realiza con reactivos químicos para cuantificar los productos de oxidación en el aceite usado.

•

Análisis de gases disueltos, se realiza en laboratorio y es muy útil para vigilar el aceite a lo largo del tiempo.

•

Prueba de relación de transformación, se realiza con el TTR (transformer test relation), y se realiza para probar el funcionamiento correcto del cambiador de Taps del transformador, el cual pudo dañarse en el transporte.

6.4. MONTAJE Y PUESTA EN SERVICIO DE TRANSFORMADORES Los transformadores de potencia cuando no tienen problemas de peso llegan a su destino con el núcleo y las bobinas sumergidas en aceite, pero si se tiene problemas de peso la cuba del transformador viene lleno de gas nitrógeno o aire seco. Un transformador de potencia siempre debe ser enviado con un registrador de impactos, que se debe verificar a la llegada. Antes del proceder con el montaje se debe verificar que todos sus elementos estén presentes, no debe faltar ninguno de sus accesorios, ello se verifica con la ayuda de los planos del transformador y manuales que envía el fabricante. La primera etapa para el montaje será cubrir el núcleo del transformador con aceite, para ello se dispone de una bomba de vacío para extraer el gas del interior de la cuba, también se debe disponer de una bomba de aceite; este proceso se realiza en forma sincronizada. La bomba de vacío se conecta a la válvula dispuesta en la parte superior del transformador y la bomba de aceite se conecta a otra válvula que se encuentra también en la parte superior de la cuba del transformador. Las exigencias de vacío dentro de la cuba hasta 115 kV o menores a 230 kV son normales y están indicadas en los manuales, pero para tensiones mayores o iguales a 230 kV es necesario verificar muy bien las especificaciones de la bomba de vacío que exige la fabrica. El proceso de llenado del aceite para transformadores de tensiones hasta 115 kV es suficiente realizarlo con una bomba que disponga de prensa filtro. Se debe verificar el aceite que viene en turriles y también verificar el buen estado y limpieza de la manguera metálica de la prensa filtro, después se realiza el llenado del aceite a la cuba mientras funciona la bomba de vació, hasta cubrir el núcleo.

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CAPITULO VI

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N2

Aceite

Bomba de Aceite

Bomba de Vacio

En transformadores mayores a 115 kV se utilizan plantas movibles de bombeo y tratamiento de aceite. Se realiza el transvase del aceite de los turriles a un tanque auxiliar, se introduce el aceite a la cuba del transformador mediante la bomba de aceite mientras funciona la bomba de vació. El aceite debe cubrir el núcleo, el nivel del núcleo se puede conocer mediante los planos o alguna marca que lleva el transformador, si no se tiene los datos correspondientes, el llenado se lo hará hasta los 2/3 del volumen total de la cuba. La limpieza es muy importante durante el proceso. Después de haber colocado el aceite a cubrir el núcleo, se procede a colocar los radiadores cuidando que estén siempre limpios, se precisa de una grúa con un operador que sea capaz de realizar maniobras en espacios reducidos, al sacar las tapas del radiador debe existir un golpe de gas, esto asegura que el radiador estaba herméticamente tapado, cuando se coloca los radiadores en su lugar se debe sellar las bridas con pasta especial cuidando que las empaquetaduras no se dañen, luego se procede a colocar los pernos dándoles el torque justo. Una vez ajustados los pernos se abren las válvulas para el llenado de aceite en los radiadores y se vuelve a llenar aceite para mantener cubierto el núcleo. Concluida la fase de montaje de los radiadores se procede a montar el tanque de expansión con la ayuda de la grúa, y se preparan las uniones al tanque. De manera similar se procede con el montaje de los demás accesorios del transformador que no necesitan de la apertura de tapas. Una vez concluido el montaje de la parte externa del transformador se procede en día y temperatura adecuada a abrir las tapas del transformador para colocar los aisladores pasa tapas y el relé de presión, con ello se expondrá el aceite de la cuba del transformador al aire pero no se expondrá el núcleo, se procede a abrir las tapas con sumo cuidado de tal modo que los chicotillos no se suelten hasta tenerlos asegurados, después se sujeta el aislador con una soga para levantarlo y se hace pasar el chicotillo por el interior del aislador para luego sujetarlo con su tuerca. Una vez instalados todos los aisladores se introduce el aceite al vacío, y esta vez el aceite se llena hasta el tope de la cuba. Se completa el llenado de aceite al día siguiente, este llenado se realiza directamente por el tanque de expansión. Después durante unos días se procede a realizar la purga de gases que se encuentren en los radiadores o en la cuba del transformador. Concluido el montaje, se somete el transformador a las pruebas de campo.

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TRANSFORMADORES DE POTENCIA ( II )

6.5. EVALUACION ECONOMICA DE LOS TRANSFORMADORES Para evaluar el costo de un transformador se tomaran en cuenta el precio CIF (Charged insurance and freight – Cargado con seguro y flete) y las perdidas según la expresión:

C Ti = Pi + (C Fe × PFei ) + (C Cu × PCui ) CT : costo actual evaluado de un determinado transformador (indicado por el fabricante), [$]. P : precio CIF aduana (dado por el fabricante) , [$]. PFe : potencia de perdidas en el hierro, [kW]. PCu : potencia de perdidas en el cobre, [kW]. CFe : coeficiente de perdidas en el hierro, [$ / kW]. CCu : coeficiente de perdidas en el cobre, [$ / kW]. El precio CIF contempla la entrega del transformador en aduana de destino, cargado, con seguro y flete pagado. Las potencias de perdidas en el cobre y el hierro son valores garantizados por el fabricante. Los coeficientes de perdidas en el cobre y el hierro son establecidos por el propietario porque dependen de los parámetros del costo de perdidas. El fabricante garantiza que las potencias de perdidas en el Cu y el Fe del transformador estarán dentro los valores ofrecidos, caso contrario se atendrá a multas económicas impuestas por el Pliego. •

Calculemos el coeficiente de perdidas en el hierro.

C Fe = e × N × C e = [$us / kWh.] costo de la energía. N = numero de horas anual que el transformador estará energizado. C = unidad a dimensional, es el factor de recuperación de la inversión. Con un costo i del dinero y una vida útil de T años.

1C=

1 (1+ i)T i

i = interés T = tiempo Ejemplo: i = 10%; T = 30 años (son valores que normalmente se dan en transformadores) C = 9.43 Las perdidas en el hierro se dan al 100% con la magnetización del transformador, el transformador de potencia estará normalmente conectado las 8760 horas del año. El precio del kilo-Watt-hora se puede estimar en 0.035 $us. Entonces:

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CFe = 0.035 * 8760 * 9.43 = 2973 ≅ 3000 [$ / kW] •

Calculemos el coeficiente de perdidas en el cobre:

C Cu = C × e × Teq C = factor de recuperación de la inversión e = precio de la energía Teq = tiempo equivalente. i=n

Teq =

∑N i =1

i

*α i 2

Ni = numero de horas de funcionamiento con la fracción de carga αi . αi = fracción de carga. Se estudia una curva ideal representativa, por ejemplo obtenida el día miércoles de la tercera semana del mes de septiembre, el mes representativo variara según el lugar. Cada empresa tiene sus diagramas anuales registrados, debemos compararlos y elegir él más representativo. Ejemplo:

Esta curva se divide en una serie de fracciones de carga.

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TRANSFORMADORES DE POTENCIA ( II )

Por ejemplo se tiene los siguientes datos: Ni 10% 40% 30% 20%

Horas 876hr 3504hr 2628hr 1752hr

αi 1 0.7 0.5 0.4

Carga 100% 70% 50% 40%

Luego : Teq = 876*1 + 3504*(0.75)2 + 2628*(0.5)2 + 1752*(0.4)2 Teq = 3784 hrs.

C Cu = C × e × Teq Ccu = 0.035 * 3784*9.43 = 1250 [$ / kW] Siendo Teq < 8760 horas el coeficiente de perdidas del cobre es mayor al coeficiente de perdidas en el hierro. Para la evaluación se tendrá: Ci = Pi + 3000PFe +1250Pcu Donde: Ci = costo evaluado del fabricante i Pi = precio CIF del fabricante i Esta formula se la publica en el pliego de especificaciones. Una vez que llegan las ofertas de los licitantes, después de las evaluaciones legales y técnicas se obtienen los Ci, donde i es el numero de ofertas y el que de un valor evaluado mas bajo es adjudicado. 6.6. AUTOTRANSFORMADORES Es un transformador que tiene un solo bobinado, con un devanado común entre el primario y el secundario.

En la figura el devanado bc es común tanto al circuito primario como al secundario.

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TRANSFORMADORES DE POTENCIA ( II )

VENTAJAS DEL AUTOTRANSFORMADOR Comparado con un transformador de dos arrollamientos de la misma potencia y tensiones. • • • •

Cuesta menos, debido a la menor cantidad de material (cobre y hierro) que se usa en su fabricación. Menor impedancia interna, por lo tanto tiene caídas de tensión menores. El autotransformador tiene un rendimiento mayor (perdidas menores ). Menor peso y tamaño.

DESVENTAJAS DEL AUTOTRANSFORMADOR • •

Al tener una impedancia interna menor, las corrientes de corto circuito son mayores. Esto significa limitar el uso del autotransformador a lugares donde las corrientes de cortocircuito no son críticas. No existe separación física entre primario y secundario. Las sobretensiones que llegan al primario pasan al secundario sin variación, para esto se debe dimensionar toda la aislación para el voltaje primario.

Ondas de Sobretensión

Primario

Primario

Secundario

Secundario

En transformadores de dos arrollamientos las sobretensiones no se transmiten directamente al secundario, si no que se transmiten por acoplamiento inductivo y capacitivo y por lo general solo llegan un 35 a 40% del valor incidente en el primario. Esto significa una protección para el sistema que el transformador alimenta. Los autotransformadores son usados cuando las ventajas mencionadas son mayores a las desventajas, y sobretodo cuando el menor costo lo justifica: Calculemos, siendo K =

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N1 + N 2 V I = 1 = 2 N2 V2 I1

CAPITULO VI

TRANSFORMADORES DE POTENCIA ( II )

N1

A2 = Potencia del secundario

A 2 = I 2 × V2

A d = I a × V2 + I1 × V2 Donde la potencia de dimensionamiento es:

A d = V2 × I a =

V1 (I 2 − I1 ) K

 K −1 A d = V1 × I1 ×   K  En un transformador la potencia pasante es igual a la potencia primaria ≡ potencia secundaria. En un autotransformador esta tiene dos componentes una que pasa directamente y la otra es transferida electromagnéticamente (de dimensionamiento) que es menor a la pasante – V1I1. En transformadores normales con devanados separados la potencia de dimensionamiento es igual a la potencia pasante. La potencia de dimensionamiento o costo del autotransformador depende de la relación de transformación según la expresión deducida:

 K −1 A d = V1 × I1 ×    K 

A

= A

d

p

Por ejemplo para la transformación de 230 kV a 115 kV: Relación de transformación = K = 230 / 115 = 2

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 K −1 ×    K 

CAPITULO VI

TRANSFORMADORES DE POTENCIA ( II )

(potencia de dimensionamiento / potencia pasante)

Ad 2 − 1 1 = = Ap 2 2

La potencia de dimensionamiento es la mitad de la potencia pasante. Sí la tensión primaria es de 115 kV y la secundaria es 11 kV. 115 / 11 ≅ 10 Potencia de dimensionamiento = (9/10) de la potencia pasante El ahorro es solo de 1/10, por lo cual no vale la pena utilizar un autotransformador. Los criterios finales utilizados son los siguientes: •

Los autotransformadores son recomendables y usados cuando la relación de Transformación K es menor o igual a dos ( K = 2). El limite máximo es 3 (K = 3) pero no mayor a tres.

•

Los autotransformadores se utilizan normalmente para la interconexión de alta tensión a alta tensión. La conexión debe ser en estrella para no introducir desfasajes.

6.7. ESPECIFICACION PARA LA ADQUISICION DE EQUIPO ELECTRICO Especificar una maquina o un equipo es definir las condiciones de su compra. No se deben establecer condiciones o detalles de fabricación muy especiales, se debe buscar equipos estandarizados que tendrán menor costo. En el pliego se debe exponer claramente lo que realmente se necesita y nos interesa. Un pliego de licitación de un equipo esta compuesto de tres partes. 1) Parte normativa y legal de las ofertas, para la presentación de las empresas legalmente establecidas. 2) Parte económica, ósea formulario de oferta económica en el cual el fabricante indicará el costo del equipo, acompañados de datos de garantía. 3) Parte técnica, aquí lo primero que se debe especificar es bajo que norma se va a fabricar el equipo. Se recomienda usar las normas I.E.C. (International Electrotechnical Comission), ó normas nacionales equivalentes y vigentes a la fecha. Luego especificar claramente las características técnicas requeridas. También se debe acompañar en el pliego el gálibo, es decir las limitaciones de transporte en dimensiones y las limitaciones en peso.

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CAPITULO VI

TRANSFORMADORES DE POTENCIA ( II )

6.8. ESPECIFICACION DE TRANSFORMADORES DE POTENCIA ( EJEMPLO ) •

Especificar primeramente que tipo de transformador se quiere. Por ejemplo puede ser un transformador trifásico de tres columnas, ó un autotransformador, ó cuatro transformadores monofásicos de potencia, etc. Con bobinas sumergidas en aceite.

•

Potencia: 12 / 16 MVA ONAN / ONAF y sobrecargas requeridas (porcentaje y tiempo).

•

Relación de transformación: 115 kV ± 2 x 2.5% / 25 kV ( LTC ) (plena carga).

•

Especificar características del LTC

•

Frecuencia: 50 Hz.

•

Conexión de los arrollamientos: Dyn11.

•

Altura de instalación sobre el nivel del mar: 2600 m.s.n.m. a la cual se garantiza la potencia.

•

Temperatura ambiente. Solo si se quiere variar la temperatura ambiente normalizada.

•

Tensión de cortocircuito (si se requiere un valor dado).

•

Niveles de aislación: Primario: Bobinas: 550 kV BIL (1.2 / 50 µseg.) 230 kVeff ; 1’ 50Hz Aisladores: 650 kV BIL (1.2 / 50 µseg.) 275 kVeff ; 1’ 50Hz Secundario: Bobinas: 125 kV BIL (1.2 / 50 µseg.) 50 kVeff ; 1’. 50Hz Aisladores: 170 kV BIL (1.2 / 50 µseg.) 70 kVeff ; 1’ 50Hz Aislador neutro: Es el mismo que el de fase en 25 kV.

•

Servicios auxiliares: 230 VAC 1φ ó 380 VAC 3φ ; 125 VDC .

•

Accesorios: se aconseja especificar lo standard del fabricante.

•

Conectores. Incluirlos en la compra y especificar conductores.

•

Gálibo y peso máximo (indicar claramente).

•

Transporte: es importante advertir que el equipo debe venir preparado para caminos malos y viajes largos, además pedir que se incluya registrador de impactos. Se debe especificar que los radiadores sean embalados separados de la cuba.

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CAPITULO VI

TRANSFORMADORES DE POTENCIA ( II )

•

Repuestos: Se debe pedir un aislador de repuesto de cada tipo, un juego completo de empaquetaduras aparte de los que vienen para el montaje. En caso de pedir LTC, se solicita cotización de repuestos para cinco años de operación.

•

Tapa superior de la cuba: Empernada para facilitar mantenimientos.

•

Placa y manual de especificaciones: Se debe pedir que los mismos estén en castellano o ingles.

•

Pruebas: Se pide a los fabricantes cotizar las pruebas de impulso y las pruebas necesarias en la recepción del equipo.

•

Transformadores de corriente en bushings. Especificar los núcleos, relación, burden y precisiones.

•

Ruedas: Se debe hacer el pedido si son transformadores monofásicos.

•

Soportes para pararrayos: indicar la marca y características de instalación.

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CAPITULO VII

TRANSFORMADORES DE MEDIDA

CAPITULO VII TRANSFORMADORES DE MEDIDA 7.1. INTRODUCCION Los transformadores de medida son transformadores especiales cuya función es reducir con adecuada precisión las magnitudes de tensión y corriente que se utilizan en la protección y medición de los diferentes circuitos de un sistema eléctrico. Los instrumentos de medición y protección que se instalan en los tableros no están construidos para soportar ni grandes tensiones ni grandes corrientes. Los transformadores de medida se utilizan por razones de seguridad y economía. Por seguridad, porque sería peligroso conectar instrumentos de medida y relés de protección en altas tensiones y/o corrientes. Y por economía, porque resultaría caro fabricar instrumentos para altas tensiones y corrientes. Cuando se usan transformadores de medida se requiere una transformación lo más exacta posible, es decir se exige precisión. Los transformadores de medida pueden ser de corriente y de potencial. Ambos pueden ser utilizados para protección y para medición siempre y cuando las potencias y clases de precisión sean las adecuadas. 7.2. TRANSFORMADORES DE CORRIENTE ( CT’s) Son transformadores de medida destinados a la transformación precisa de las corrientes y cuyo secundario alimenta las bobinas amperometricas de indicadores, medidores y relés. Normales En bushing Medición

Protección

A

67

W

51

Primario

Circuito secundario

Reles

Diferentes simbologias

var

El primario del transformador se conecta en serie con el circuito de potencia y el secundario se conecta en serie con las bobinas de los instrumentos.

65

CAPITULO VII

TRANSFORMADORES DE MEDIDA

7.2.1. TRANSFORMADOR DE CORRIENTE PARA MEDICION (O NUCLEOS SECUNDARIOS PARA MEDICION) Son transformadores cuya función es alimentar instrumentos de medición y requieren reproducir lo mas fielmente posible la magnitud y el ángulo de fase de las corrientes. Su precisión esta garantizada en frecuencia nominal, desde el 25% hasta el 100% de la potencia de precisión (ver 7.2.8) y hasta 120% de la corriente nominal. 7.2.2. TRANSFORMADORES DE CORRIENTE PARA PROTECCION (O NUCLEOS SECUNDARIOS PARA PROTECCION) Son transformadores cuya función es alimentar relés, requieren conservar su fidelidad hasta varias veces la corriente nominal ( Factor Limite de Precisión ALF ) para la frecuencia y potencia de precisión nominales. 7.2.3. CORRIENTES NOMINALES DE LOS TRANSFORMADORES DE CORRIENTE. Tanto las corrientes primarias como secundarias están normalizadas. Los valores normalizados de corriente en el lado primario son: 10, 15, 20, 30, 50, 75 amperes y sus múltiplos y fracciones. Los valores normalizados de corriente en el lado secundario son: 1, 2, 5 amperes. Los valores más usados son 1 y 5 amperes. Normalmente se utiliza 1 A para subestaciones con tensiones mayores o iguales a 230 kV, y 5 A para subestaciones con tensiones menores a 230 kV, esto debido a las perdidas que se dan en la longitud de los cables de control. 7.2.4. FORMA DE EXPRESAR LA RELACION DE TRANSFORMACION La relación de transformación de un transformador de corriente se expresa de la siguiente forma:

Corriente nominal del primario / Corriente del secundario Estas relaciones no significan división, solo son indicación de corrientes, primaria y secundaria. Ejemplo: 100 / 5 A En transformadores con múltiples núcleos secundarios independientes se escribe por ejemplo para tres núcleos: 100 / 5: 5: 5 Amperes. Se puede obtener una doble relación de transformación usando un puente en el primario del CT, de esta manera se dispone el primario en serie ó paralelo. Esto no modifica la potencia de precisión del núcleo del secundario. Se indica por Ejemplo: 200 – 100 / 5 : 5 : 5 Amperios

66

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TRANSFORMADORES DE MEDIDA

Puente externo

Conductor de Alta Tensión

Puente 100A

200A

200A 100A

100A 5 100 / 5

Bornera

Núcleos Secundarios

7.2.5. MULTIRELACION ( MR ) Se puede disponer de transformadores de corriente con múltiples relaciones de transformación mediante tomas o taps intermedios en el secundario.

N2

I2 N3 N1 Primario

I3

Secundario

N4

I4 N5

I5

Para variar la relación se toman taps intermedios variando así él numero de Amperes-vuelta NI, sin embargo la potencia de precisión para núcleos de protección varia proporcionalmente a NI, sí 67

CAPITULO VII

TRANSFORMADORES DE MEDIDA

disminuye NI también disminuye la potencia de precisión. Para núcleos de medición la potencia de precisión varia proporcionalmente al cuadrado de NI. Resulta poco conveniente el uso de multirelación en núcleos de protección con los actuales relés electrónicos y nunca debería usarse en núcleos de medición. 7.2.6. TIPOS CONSTRUCTIVOS DE TRANSFORMADORES DE CORRIENTE Los transformadores de corriente para media y alta tensión se clasifican, de acuerdo con su tipo constructivo, en tipo pedestal con tanque bajo y tipo pedestal con tanque invertido. El tipo pedestal con tanque bajo, tiene el conductor primario fuertemente aislado que se lleva hasta un tanque, donde se encuentran los núcleos toroidales y los devanados secundarios. Este tipo se prefiere para lugares donde se presentan movimientos sísmicos ya que tiene su centro de gravedad bajo, pero tiene la desventaja de que constructivamente no esta diseñado para niveles muy altos de corrientes de corto circuito. CT Tanque Bajo Entrada de llenado de aceite

Conductor de Alta Tension

Nivel de aceite

Borne de conexión de a tierra

Bornera

Secundarios

Secundario con núcleo Toroidal

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TRANSFORMADORES DE MEDIDA

El tipo pedestal con tanque invertido o tipo T, tiene los secundarios localizados en la parte superior del mismo, donde el primario es solo una barra pasante. Este tipo de CT se lo prefiere para niveles de corriente de corto circuito altos, pueden resistir grandes esfuerzos electromecánicos; Pero es más peligroso en zonas sísmicas por su alto centro de gravedad (La parte superior de este CT es más pesada y voluminosa que la parte inferior, por lo que la probalidad de ruptura del aislador es mayor que en un CT tanque bajo). CT Tanque Invertido

Conductor de Alta Tensión

Secundarios

Bornera

En el mismo equipo se puede disponer de un primario y varios secundarios independientes, donde los secundarios pueden tener funciones diferentes. Comúnmente se dispone de tres secundarios: uno para medición y dos para protección. Los fabricantes pueden ubicar hasta cinco secundarios. 7.2.7. ERROR EN LA PRECISION DE LOS TRANFORMADORES DE CORRIENTE Los CT’s presentan error, y este error reside en la corriente de magnetización Im.

I 1 = I2 / k Im E1

I1

Y

E2

I2

Corriente primaria impresa

69

VA . . W . . KA

Bobinas amperometricas en serie

CAPITULO VII

TRANSFORMADORES DE MEDIDA

La corriente en el lado primario I1 esta impresa por el sistema. La corriente I1 provoca una tensión alta en bornes del secundario cuando este se encuentra abierto ( I2 = 0 ) porque en este caso I1 es todo magnetizante, es por esta razón que jamás se deben dejar los bornes del lado secundario abiertos. En caso de cambiar algún instrumento que este conectado en el lado secundario, primeramente se deben cortocircuitar los bornes del secundario; se procede del mismo modo si no se tiene nada conectado. Además, con el secundario abierto la corriente primaria I1 provoca fuertes perdidas en el núcleo y este se puede dañar por sobrecalentamiento. Al aumentar la carga en bornes del secundario debe aumentar la tensión E2, al aumentar E2 aumenta la corriente magnetizante y de esta manera aumenta también el error, sí se quiere limitar el error se debe limitar la carga y para reducir Im el núcleo del transformador debe tener una reluctancia baja ósea una permeabilidad alta, para ello los núcleos se fabrican con aleaciones especiales. 7.2.8. POTENCIA DE PRECISION (BURDEN) Es la máxima carga o potencia en Volt Amperes VA que se puede conectar en los bornes del secundario del transformador sin que el error supere él limite establecido por su clase de precisión. Para especificar la potencia de precisión necesaria se deben sumar aritméticamente todas las cargas o autoconsumos de las bobinas amperometricas previstas (en VA) y el RI2 de los cables alimentadores. Hoy con los medidores y relés electrónicos difícilmente se requiere mas de 30 VA, y para limitar el RI2 de los cables se usa de 1 A con tensiones nominales mayores a 115 kV. 7.2.9. CLASE DE PRECISION DE LOS CT Clase de precisión para medición. La clase de presición se designa por el error de modulo máximo admisible, en porcentaje, que el transformador puede introducir en la medición, operando con su corriente y a frecuencia nominales. Clase de precisión para protección. Los núcleos para protección, se diseñan para que la corriente secundaria mantenga la precisión, para corrientes con valores varias veces superiores al valor de la corriente nominal ( ALF ). Según la norma IEC-185, las clases de precisión son: - para medición: 0.2 error del 0,2% en módulo y + 10 minutos de desfase. 0.5 error del 0,5% en módulo y + 30 minutos de desfase. 1 error del 1% en módulo. - para protección (error compuesto): 5P 10P

5% 10%

Para mediciones muy precisas se usa la clase de precisión 0.2, especialmente cuando se tiene que medir grandes volúmenes de energía ( potencias mayores a 20 MVA en Bolivia).

70

CAPITULO VII

TRANSFORMADORES DE MEDIDA

Para mediciones normales se utiliza la clase de precisión 0.5 ( en Bolivia para potencia instalada menor a 20 MVA). La clase de precisión 1 se utiliza para indicaciones de medidas industriales. Los CTs para medición están diseñados para que el núcleo sature para valores bajos de sobrecorriente, protegiendo de esta forma los instrumentos conectados al secundario del CT, esto esta indicado por el factor de seguridad (F.S.). Los factores de seguridad son: FS 5, indica que a 5In se satura para proteger los instrumentos. FS 10, indica que a 10In se satura para proteger los instrumentos. Los secundarios para protección no se deben saturar rápidamente como los de medición, porque ellos tienen que mantener su precisión para valores altos de sobrecorriente. Esto se indica con el factor limite de precisión ( ALF ). Flujo Protección

Medición

5I N

Corriente

20I N

Los ALF más comunes son: ALF = 10 indica que hasta 10In mantiene la precisión. ALF = 20 indica que hasta 20In mantiene la precisión. Ejemplo de especificación de un CT con tres secundarios: uno para medición y dos para protección. Primer secundario - medición Segundo secundario - protección principal Tercer secundario - protección de respaldo

clase 0.2 clase 5P clase 10P

FS 5 ALF20 ALF20

20VA 30VA 20VA

Cuando sobre un mismo secundario se tiene un circuito mixto para medición y protección ( alimentadores en MT) se especifica la precisión de medición y FS ≡ ALF = 10.

71

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TRANSFORMADORES DE MEDIDA

7.2.10. POLARIDAD DE UN TRANSFORMADOR DE CORRIENTE Cada CT tiene una indicación de polaridad porque debe existir concordancia en el sentido instantáneo de las corrientes al formar los circuitos trifásicos secundarios.

Primario

P.M. (primaria de polaridad)

Secundario

7.2.11. CONEXIONADO DE LOS TRANSFORMADORES DE CORRIENTE Los CTs se conectan normalmente en estrella.

R

N

T

S

A

A

A

W

W

W

R

Ó para detectar solo corrientes omopolares

S

T

N

3Io

72

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7.2.12. ESPECIFICACION DE LOS TRANSFORMADORES DE CORRIENTE Ejemplo: Transformador de corriente tipo pedestal con tanque bajo con bobinas aisladas en aceite o hexafloruro de azufre. •

Relación de transformación: 400 - 200 / 5: 5: 5 A

•

Nivel de aislación: BIL 650 kV (1.2 / 50usg); 275 kVeff 50Hz 1’. Ejemplo: para sector 115 kV para una altura de 2500 m.s.n.m. (BIL ya corregido).

•

Corriente dinámica o corriente para esfuerzos electrodinámicos (1 segundo). Idinámica = 2,5 * Itérmica

•

Factor de carga: 1,2

•

Frecuencia: 50 Hz

•

Especificación de los secundarios del transformador.

Ith

Primer Secund. (medición) clase 0.2 FS 5 Segundo Secund. (protecc Principal) clase 5P ALF20 Tercer Secund. (protecc de respaldo) clase 10P ALF20 •

Accesorios: Conectores primarios para cable o tubo.

•

Pedir curvas de error para núcleos de medida.

> Icc

20VA 30VA o 5P20, 30VA 20VA o 10P20, 20VA

7.3. TRANSFORMADORES DE POTENCIAL Son transformadores de medida destinados a realizar transformaciones precisas de voltaje. En sistemas con tensiones nominales superiores a los 400 V las mediciones de tensión no son hechas directamente en la red primaria, sino a través de los transformadores de potencial o PT’s. Son aparatos en que la tensión secundaria, dentro de las condiciones normales de operación, es proporcional a la tensión primaria. Desarrollan dos funciones: transformar la tensión y aislar los instrumentos de protección y medición de los circuitos de alta tensión. Los voltajes transitorios y de régimen permanente aplicados al circuito de alta tensión serán reproducidos lo mas fielmente posible en el circuito de baja tensión. El primario se conecta en derivación en el circuito de potencia y el secundario alimenta en paralelo las bobinas de tensión de los diferentes instrumentos de medición y protección. Los transformadores de potencial constructivamente son también de tipo pedestal.

73

CAPITULO VII

TRANSFORMADORES DE MEDIDA

Los transformadores de potencial para uso en alta tensión pueden ser: - Transformadores inductivos - Transformadores capacitivos 7.3.1. TRANSFORMADORES DE POTENCIAL INDUCTIVOS ( MVT ) Los transformadores de potencial inductivos se construyen para media y alta tensión como unidades unipolares para conexión fase - tierra o para conexión fase – fase, esta ultima se utiliza fundamentalmente en media tensión.

1

1 2 3

4

4

2 3

Representación esquemática de un transformador de tensión para media tensión aislado en aceite: 1- Núcleo. 2- Arrollamiento secundario. 3- Arrollamiento primario. 4- Material aislante.

Esquema de un transformador inductivo para alta tensión.

Normalmente los PT’s tienen dos secundarios: el primer secundario se utiliza para conectar en estrella instrumentos de medición y protección y el segundo secundario se utiliza en delta abierto para polarización de reles de falla a tierra mediante la detección de las tensiones omopolares. También disponen de un tercer secundario conectado en fabrica a resistencias para amortiguar sobretensiones de ferroresonancia. V1 fáse

Primario

V1

Secundarios

3

Resistencia

74

CAPITULO VII

TRANSFORMADORES DE MEDIDA

El primario de los PTs para alta tensión esta conectado entre fase y tierra: Por ejemplo si se tiene una tensión nominal de trabajo de 115 kV la tensión en el primario del transformador de potencial será de 115 / 3 kV. Los secundarios por ejemplo tienen una tensión de 115 / 3 y/o 115 Voltios según la necesidad. En EE.UU. y en Bolivia se usa 115V y 115 / 3 V. Para transmisión en Europa 100 / 3 V, 110 / 3 V, 100V y 110V. En USA 120V y 120 /

3 V para distribución.

7.3.1.1. EL ERROR EN LOS PT’s

Z1

Z2 Im

V1

I1

I2

V2

Carga

En los transformadores de potencial el error esta localizado en las caídas de tensión, este problema se soluciona en parte compensando el número de espiras, pero a medida que se aumenta la carga circula más corriente y las caídas de tensión aumentan y por lo tanto también aumenta el error. La carga máxima conectada en el secundario (Burden) esta vinculada con la exactitud requerida. Potencia de precisión (Burden). Es la máxima carga o potencia en Volt Amperes VA que se puede conectar en los bornes del secundario del transformador sin que el error supere el limite establecido por su clase de precisión. Los valores más usados de burden son: 10; 25; 50; 100; 200; 500 VA. 7.3.1.2. CLASES DE PRECISION PARA TRANSFORMADORES DE POTENCIAL La clase de precisión se designa por el error máximo admisible en por ciento, que el transformador de potencial puede introducir operando con su tensión nominal y frecuencia nominal. Según Norma IEC 186 se tiene los siguientes valores: Medición Protección 0.2 3P 0.5 1.0 0.2 se utiliza para sistemas de potencia ( potencias mayores a 20 MVA en Bolivia). 0.5 para medidores normales (potencias menores a 20 MVA en Bolivia). 1.0 alimentación de bobinas de potencial de los aparatos indicadores industriales. Los errores de ángulo son los mismos que en los transformadores de corriente, se tiene una sola clase de precisión para protección debido a que no es caro obtener precisión. 75

CAPITULO VII

TRANSFORMADORES DE MEDIDA

En circuitos mixtos se usa la clase de precisión para medición. 7.3.1.3. POTENCIA TÉRMICA Es la potencia máxima en Volt – Ampers VA que un PT puede proporcionar sin superar la temperatura máxima admitida por sus aislantes (se utiliza para proporcionar servicio local en pequeñas Subestaciones). 7.3.1.4. CONEXIONADO DE UN TRANSFORMADOR DE POTENCIAL

115

3

115

3

115

3

Bobinas del instrumento

R

T

S

N

Trifásico 115 Voltios. Tres fases y cuatro hilos 7.3.1.5. TRANSFORMADORES DE POTENCIAL FASE - FASE Se utilizan en media tensión en las redes de distribución rurales y urbanas para abaratar los costos. Son dos transformadores de potencial fase y fase conectados en delta abierto, obteniendo así un sistema tres hilos tres fases en 120 Voltios. Ejemplo: Relación: 25 kV / 120 V

76

CAPITULO VII

TRANSFORMADORES DE MEDIDA

R

S

T

Primario

Secundario

3F / 3H

7.3.1.6. ESPECIFICACION DE TRANSFORMADORES DE POTENCIAL INDUCTIVO EN ALTA TENSIÓN ( EJEMPLO ). •

Tipo: pedestal. Voltajes: Voltaje máximo de operación: 123 kV Voltaje primario

115 / 3

Voltaje secundario número uno: 115 / 3 V; (medición y protección) Voltaje secundario número dos: 115 V (para polarización) •

Frecuencia: 50Hz

•

Nivel de aislación en la altura ( se debe expresar el nivel de aislación ya corregido). Por ejemplo: 650 kV (1.2 / 50 usg) ( para 2500 m.s.n.m. ) 50Hz, 1min. : 275 kVeff

•

Precisión: clase 0.5 (primer secundario), clase 3P (segundo secundario).

•

Potencia de precisión: 200 VA contemporánea para el secundario número 1 y el secundario número 2.

•

Factor de Tensión: 1.2 permanente ó 1.5 (30 segundos), sistema neutro franco a tierra.

•

Accesorios: conectores.

77

CAPITULO VII

TRANSFORMADORES DE MEDIDA

7.3.2. TRANSFORMADORES DE POTENCIAL CAPACITIVOS (CCPD) Son usados en alta tensión en paños de salida a líneas de alta tensión donde se los puede utilizar como transformador de potencial y como capacitores de acoplamiento para onda portadora (PLC). También se conectan entre fase y tierra, y como utilizan divisores capacitivos se tiene un transformador inductivo más pequeño, teniendo en el primario una fracción de la tensión primaria. La gran ventaja que se tiene con los PT’s capacitivos en alta tensión es que se puede usar la línea de transmisión como un sistema de comunicación por onda portadora. El divisor capacitivo tiene una impedancia alta para 50 Hz y una impedancia baja para altas y medias frecuencias, entonces se puede inyectar señales que viajan a través de la línea de transmisión. Después del divisor capacitivo y en serie con la línea se coloca una bobina sintonizada que se llama trampa de onda (W.T.). Este sistema de comunicación se utiliza para telecomunicaciones, teleprotecciones, telemando, etc.

Esquema de un CCPD

Parte de condensador

Transformadores inductivos

E1

Caja de bornes de medida

Conexion para telefonia de frecuencia portadora

E2

Caja de bornes para telefonia de frecuencia portadora

78

E3

CAPITULO VII

TRANSFORMADORES DE MEDIDA

Esquema de sistema de comunicación por onda portadora

f1

f2

W.T.

W.T.

Subestación

f1

f2 Tableros del sistema de onda portadora

La especificación para transformadores de potencial capacitivos es similar que para un transformador de potencial inductivo, excepto al especificar la capacidad y los accesorios para onda portadora (a cargo del ingeniero de comunicaciones).

7.4. TRANSFORMADORES DE MEDIDA OPTICO DIGITALES ( DOIT ) Fueron introducidos por ABB y consisten en un TRANSDUCTOR PRIMARIO: conectado por fibra óptica a una unidad de interfase en sala de control. Se construyen unidades DOCT Y DOVT o también combinadas. 7.4.1.

TRANSFORMADORES DE CORRIENTE OPTICOS ( DOCT )

Esquemáticamente se lo representa: I T

Transductor

Fibra óptica

Aislación

INT Interfase

79

Utilización Múltiple de la señal

CAPITULO VII

TRANSFORMADORES DE MEDIDA

Utiliza un solo secundario y el equipo de interfase multiplica la señal para utilización. Es de alta confiabilidad y menos sujeto a interferencias electromagnéticas. Se puede instalar acoplados a interruptores de potencia. 7.4.2.

TRANSFORMADORES DE POTENCIAL OPTICOS ( DOVT )

El transductor se aplica entre potencial y tierra y se conecta con fibra óptica con la unidad de interfase. El esquema es:

V

Fibra óptica

T

INT

Uso múltiple de la señal

No presentan peligro de ferroresonancia y puede ser también utilizado para aplicaciones en PLC. Finalmente: Las unidades de interfase DOIT pueden alimentar directamente relés numéricos, son equipos AUTOSUPERVISADOS; permiten construir subestaciones compactas, pero su costo es aun elevado.

80

CAPITULO VIII

INTERRUPTORES DE POTENCIA

CAPITULO VIII INTERRUPTORES DE POTENCIA 8.1. INTRODUCCIÓN El interruptor es un equipo eléctrico destinado a abrir o cerrar un circuito eléctrico recorrido por una corriente nominal o una sobrecorriente. Una sobrecorriente puede ser una corriente de sobrecarga o una corriente de cortocircuito. El interruptor debe ser capaz de interrumpir corrientes eléctricas de intensidades y factores de potencia diferentes, pasando desde las corrientes inductivas hasta las corrientes capacitivas. El interruptor es, junto al transformador el dispositivo más importante de una subestación. Su comportamiento afecta al nivel de confiabilidad que puede tener un sistema eléctrico de potencia. 8.2. FORMACIÓN DEL ARCO ELECTRICO El principal problema de la interrupción es la formación de un arco cuando se realiza la apertura de un circuito recorrido por corriente. El arco provoca la continuidad del circuito y produce efectos térmicos y mecánicos. Arco

M F

M

M F

M F

F

Alta densidad y calentamiento

Esquemáticamente, cuando disminuye la sección de contacto entre el contacto fijo F y el móvil M, se produce calentamiento con vaporización y/o emisión termoiónica de los metales ( plata, tungsteno ) y la formación de una carga ionizada que permite el inicio del arco que da continuidad al circuito mediante un conductor plasmático. 8.3. TAREAS DEL INTERRUPTOR Los interruptores tienen cuatro tareas especificas: 1) Separar los contactos. 2) Soportar el arco. 3) Eliminar o extinguir el arco. 4) Evitar que el arco reencienda (Restrike). Se dice que el interruptor tuvo una apertura exitosa cuando se cumplen las cuatro tareas.

81

CAPITULO VIII

INTERRUPTORES DE POTENCIA

8.4. TIPOS DE INTERRUPTORES Existen dos tipos de interruptores que son: interruptores de gran resistencia de arco y de pequeña resistencia de arco. 8.4.1. INTERRUPTORES DE GRAN RESISTENCIA DE ARCO Son interruptores en aire y se utilizan en baja y media tensión. Los interruptores de gran resistencia de arco sirven para interrumpir corrientes tanto en corriente alterna como en continua. En corriente alterna se tienen instantes donde el arco se apaga, esto sucede cuando la corriente pasa por cero cada medio ciclo. En corriente continua es más difícil realizar la interrupción, porque la corriente se mantiene constante. Los interruptores para corriente continua y corriente alterna son los mismos, pero no tienen la misma capacidad de interrupción, por lo que se debe verificar en los catálogos las características que tiene cada interruptor para interrumpir corriente continua ó alterna. El principio de extinción del arco de este interruptor consiste en que estira y enfría al arco aumentando mucho su resistencia y su disipación térmica. I

I

t

t

Corriente Continua

Corriente Alterna

8.4.3. INTERRUPTORES DE BAJA RESISTENCIA DE ARCO Estos interruptores se utilizan en media tensión, alta tensión y extra alta tensión. Este tipo de interruptor mantiene el arco corto y el contacto móvil a una distancia menor (que en el caso de interruptores de gran resistencia de arco) del contacto fijo; de esta manera se obtiene un arco grueso y de baja resistencia. Luego se barre la zona del arco con dieléctrico fresco, extinguiendo de esta manera al arco al paso de la corriente por un cero natural. Se usa solo en corriente alterna. 8.5. INTERRUPCION EN CORRIENTE CONTINUA Veamos que debe ocurrir para provocar la interrupción en corriente continua mediante un transitorio que lleve la corriente desde un valor constante a cero.

82

CAPITULO VIII

INTERRUPTORES DE POTENCIA

I Ua

di -L dt

Transitorio di 0 dt

t

i·R V

De manera esquemática se puede representar el circuito para una interrupción en corriente continua:

V −L

(1)

di = Ua + i ⋅ R dt

Ua + i • R - V = - L

Para una corriente decreciente

di dt

di < 0 el segundo miembro de la ecuación ( 1 ) será positivo, por lo dt

tanto el primer miembro de la ecuación será también positivo y: Ua + i·R > V

siendo Ua = Ra·i

Para lograr esto la resistencia de arco ( Ra ) debe ser rápidamente creciente, y esto se logra con interruptores de gran resistencia de arco. El interruptor por estiramiento y enfriamiento del arco produce un crecimiento rápido de la resistencia de arco y de la disipación térmica, entonces el déficit energético lleva al arco a su extinción.

83

CAPITULO VIII

INTERRUPTORES DE POTENCIA

8.6. INTERRUPCION DE LA CORRIENTE ALTERNA MONOFASICA

I i

t

V Tensión del sistema

TTR

Picos provocados por los picos de resistencia de arco

Ua = i·Ra (en fase con la i) Ua

t=0

Ua

Tensión de retorno

t

Cuando se separan los contactos, se presenta el arco y la tensión del arco ( Ua ) tiene la forma indicada, porque i y Ra tienen comportamiento opuesto, además Ua esta en fase con i; cuando se produce la interrupción, la tensión en bornes del interruptor pasa de Ua al valor de retorno (tensión del sistema) mediante un transitorio que da lugar a la TTR o tensión transitoria de restablecimiento. CALCULO SIMPLIFICADO DE LA TENSION TRANSITORIA DE RESTABLECIMIENTO Hipótesis: 1.- El transitorio parte en el momento en que el arco se extingue. 2.- El circuito es inductivo ( Emax para I = 0). 3.- La tensión Emax esta aplicada durante todo el transitorio.

84

CAPITULO VIII

INTERRUPTORES DE POTENCIA

L

Ua

+

i Emax

U

Carga

R

E max = R ⋅ i + L

di + Ua ( 2 ) dt

Siendo:

q = C ⋅U

dq dU =C ; dt dt

;

i=C

dU dt

Reemplazando en ( 2 ):

E max = LC

Sí para t = 0:

U = Ua

La solución es: Con: α =

1 R ; ωo = LC LC

;

d2U dU + RC + Ua 2 dt dt

(3)

dU = 0 (porque i = 0) y R 700 ⋅ kV e1 =

10.1.2. SOBRETENSIONES DE ORIGEN INTERNO Son sobretensiones que nacen al interior de los sistemas eléctricos, y comprenden las sobretensiones temporarias y las sobretensiones de maniobra 10.1.2.1. SOBRETENSIONES TEMPORARIAS Estas sobretensiones se dan a frecuencia industrial de 50 o 60 ciclos. Pueden ser por: rechazo de carga, efecto Ferranti, falla fase tierra en una fase, resonancia, ferro resonancia, autoexcitación de los generadores, etc. •

Rechazo de carga. Este fenómeno se da cuando un generador esta suministrando una cierta potencia y de pronto se desconecta carga, esto trae como consecuencia exceso de excitación y sobretensión. Para limitar los efectos de un rechazo de carga, se debe disponer de reguladores rápidos de tensión.

•

Falla fase - tierra en una fase. En un sistema neutro aislado cuando una fase va a tierra entre las fases sanas y tierra aparece la tensión fase – f ase. En un sistema con neutro efectivamente a tierra el efecto es menor y cercano al 80 % de la tensión fase – f ase.

•

Efecto Ferranti. Este efecto se da al final de largas líneas capacitivas (alta tensión, extra alta tensión) pues aparece una tensión que puede llegar a un valor de 4 a 8 % superior de la tensión que se tenia al inicio de la línea. Este efecto se soluciona compensando las líneas largas en alta tensión y extra alta tensión con reactores shunt

•

Resonancia. Este efecto se da cuando: ω ⋅ L = 1

ω⋅C

, ósea cuando se da la resonancia entre

la inductancia y la capacitancia, entonces la corriente solo esta limitada por las resistencias, es de elevado valor y produce sobretensiones en la inductancia L y la capacitancia C. VR

VL

VC

ω⋅L = 1

•

ω⋅C

Ferroresonacia. Este fenómeno se puede dar entre la reactancia No lineal (en hierro) de los transformadores y la capacidad de las líneas de transmisión.

118

CAPITULO X

•

PARARRAYOS

Autoexcitación de los generadores. Esto problema se da debido a cargas capacitivas. Para evitar este problema los generadores tienen que tener relación de corto circuito adecuada.

10.1.2.2. SOBRETENSIONES DE MANIOBRA Están provocadas por las maniobras de cierre y apertura de interruptores. Estas sobretensiones tienen gran importancia para tensiones > 230 kV. Se limitan con resistencias de precierre o con sincronizadores de cierre las sobretensiones de energización de una línea. 10.2. MEDIDAS PREVENTIVAS CONTRA SOBRETENSIONES DE RAYO Para realizar una adecuada prevención en las subestaciones se utilizan: cables de guardia, mástil pararrayo, bayonetas y también una correcta coordinación de las aislaciones. Todas estas medidas son protecciones pasivas. 10.2.1. CABLE DE GUARDIA Analicemos su funcionamiento y utilidad en las líneas eléctricas y por ende en las subestaciones.

∆i Cable Pararrayo

100 %

Aislación 5%

10 %

35 %

35 %

RT

10 %

5%

RT

El cable de guardia o cable pararrayo se coloca en la parte superior de las torres y conectadas a las mismas si son metálicas. El cable de guardia sirve de pantalla contra las descargas atmosféricas. Si cae un rayo en la mitad de un vano se pueden observar aproximadamente las distribuciones de corriente dadas en el gráfico.

119

CAPITULO X

PARARRAYOS

Si cae en la torre se da:

∆i 100 %

Cable Pararrayo

Aislación 5%

15 %

15 %

60 %

5%

RT Cuando las torres tienen a una altura menor o igual a 30 m, se toma como válido un ángulo de apantallamiento de 30 grados. Si las líneas están instaladas en montañas, o si las torres tienen una altura mayor a los 30 m el ángulo de apantallamiento debe ser menor a los 30 grados. En las subestaciones el ángulo de apantallamiento es de 30 grados y el ángulo máximo de 45 grados. Para la correcta utilización del cable de guarda el nivel de aislación de la línea tiene que ser mayor a la elevación de tensión de la estructura( tensión de tierra más autoinducción de la torre) N.A. ≥ VEstructura ≅ R T ⋅ i + L

di dt

Ejemplo: Con: RT = 20 ohms;

Corriente de rayo máximo i = 80 kA;

L = 10 µH;

di = 4kA / µseg dt

Valores típicos en 230 kV.

N.A. ≥ 20 ⋅ (80 ⋅ 0.6) + 10 ⋅ 4 N.A. ≥ 960 + 40 ≥ 1000 kV (13 − 14 Aisladores ) Se establece un valor máximo de corriente, para el cual la línea deberá soportar adecuadamente a las descargas de rayo. La resistencia de tierra se debe tomar como un valor real, posible y económico. El gradiente

di depende del rayo y L es medido ó calculado aproximadamente. dt

120

CAPITULO X

PARARRAYOS

En subestaciones se instalan cables de guardia sobre los equipos aprovechando la altura de los pórticos y como en estas se tiene R T ≤ 1 Ω la protección resultaría adecuada.

45º

30º

Zona protegida

10.2.2. MASTIL PARARRAYO Las subestaciones están protegidas contra rayos directos por cables de guardia montados sobre los pórticos pero cuando no se dispone de pórticos se recurre a mástiles pararrayos que permiten la instalación del cable de guardia. Los mástiles pararrayos protegen en forma de cono a 30 grados respecto de su eje. Requieren de estructura propia (postes) por lo que resultan costosos. Su utilización debe restringirse a casos especiales en los que se quiere proteger equipos aislados que no tengan pórticos aledaños.

30º

121

CAPITULO X

PARARRAYOS

Cable de Guardia

Portico

Conductor

Vista longitudinal de una subestación

En subestaciones de extra alta tensión donde los pórticos y las distancias son grandes se utiliza el método electrogeométrico y cuando no se disponen de pórticos suficientes se utilizan mástiles permitiendo la instalación de cables de guardia. 10.2.3. BAYONETAS ( PARARRAYOS FRANKLIN ) Las bayonetas son piezas de tubo de hierro galvanizado de una longitud variable de dos a tres metros (que dependen de la zona a la que va a proteger) y con un diámetro que depende de la longitud del tubo. Las bayonetas constituyen un medio adicional de protección contra las descargas atmosféricas, aunque no siempre necesarias. Las bayonetas se colocan en las partes más altas de las estructuras, sobre las puntinas de las columnas, protegiendo un área igual a la sección del cono que corta. El ángulo de protección máxima del cono es de 30 grados respecto de su eje.

10.3. MEDIDAS REPRESIVAS CONTRA SOBRETENSIONES DE RAYO Para tomar medidas represivas contra las sobretensiones tenemos los pararrayos que son protecciones activas.

122

CAPITULO X

PARARRAYOS

Como también los pararrayos protegen hoy contra sobretensiones de maniobra, se deben llamar con propiedad “descargadores de sobretensión”. 10.3.1. PARARRAYOS Son dispositivos eléctricos formados por una serie de elementos resistivos no lineales y explosores que limitan la amplitud de las sobretensiones incidentes en los equipos. Un dispositivo de protección efectivo debe tener tres características principales: 1. Comportarse como un aislador mientras la tensión aplicada no excede de cierto valor predeterminado. 2. Convertirse en conductor al alcanzar dicha tensión, conduciendo a tierra la onda de corriente asociada a la onda de sobretensión. 3. Una vez superada la sobretensión y restablecida la tensión normal, el dispositivo de protección debe ser capaz de interrumpir la corriente subsiguiente (following current). Los pararrayos deben quedar conectados permanentemente a los circuitos que protegen y entran en operación en el instante en que la sobretensión alcanza el valor previsto, superior a la tensión máxima del sistema. Existen cuatro tipos de pararrayos: • • • •

Espinterometro Pararrayo de expulsión Pararrayo valvular de carburo de silicio Pararrayo valvular de oxido de zinc

a) ESPINTEROMETRO O CUERNO DE ARQUERO Es el caso de los pararrayos primitivos. (Ver esquemáticamente abajo)

Subestación Linea de Alta Tensión

Gap Aislación

Arco Estirado

123

CAPITULO X

PARARRAYOS

Gap = Espacio de aire reducido. Cebado = Rotura del dieléctrico a un cierto valor de sobretensión. Cuando llegaba la sobretensión por la línea de transmisión a este tipo de pararrayo, se rompía la aislación en el gap, descargando la sobretensión a tierra. Pero, una vez que pasaba la sobretensión, el arco permanecía creando un cortocircuito a tierra que hacia operar los interruptores sacando al sistema fuera de servicio. Este tipo de pararrayo tenia dos problemas básicos: 1. La tensión de cebado no era constante debido a la rigidez del aire que es variable en los lugares donde se lo instala. La tensión de cebado también depende del tipo de frente de onda, y uno muy elevado podía no cebar. 2. Este tipo de pararrayo casi nunca lograba cortar el arco, provocando así la salida del sistema. El espinterometro aún se lo utiliza en electrificación rural cuando el sistema es con el neutro a tierra a través de resistencias (corrientes de corto circuito limitadas) y como respaldo en los aisladores pasatapas de los transformadores. Espinterometro

b) PARARRAYO DE EXPULSION

Expulsión de Gases

124

CAPITULO X

PARARRAYOS

Pararrayo espinterometrico mejorado. Se lo utiliza en media tensión y sistemas rurales solamente donde las corrientes de corto circuito son bajas. Este pararrayo tiene dos espinterometros, uno externo y el otro interno dentro de una cámara abierta de un material que vaporiza violentamente con el arco. Su uso se limita a 1000 m.s.n.m. c) PARARRAYO VALVULAR DE CARBURO DE SILICIO Esta constituido por dos elementos: espinterometro y elemento valvular. Los cebados son originados por el espinterometro y el voltaje residual Vr es originado por la pastilla de carburo de silicio (SiC). Conexión de Tensión

Pieza de Conexión

Explosor de Extinción

Aislador

Espinterometro

Elemento valvular SiC Elementos Valvulares

Toma de Tierra Casquete Protector Sección longitudinal de un pararrayos autovalvular AEG

El elemento valvular es un material tipo cerámico de carburo de silicio SiC que ofrece una resistencia no lineal inversa a la tensión, es decir, con tensiones nominales presenta una elevada impedancia y con tensiones muy por encima de la nominal presenta baja impedancia. Su primer problema es la tensión de cebado y el segundo la interrupción de la corriente. Tensión [ kV] Valor de Cebado VC

transformador Valor Residual VR

VC Cebado

VR = i·R

Tiempo [microseg.]

125

CAPITULO X

PARARRAYOS

Si la sobretensión alcanza el valor de la tensión de cebado el pararrayo descarga. El nivel de cebado debe ser inferior al valor del nivel de aislacion de los equipos. Al pasar la corriente por la pastilla produce una caída de tensión VR denominada tensión residual, esta tensión es la que se presenta en el pararrayo en el momento de la descarga y en los equipos a valle del mismo (aguas abajo). Existen cuatro tensiones de cebado nominales: -

Cebado a onda normalizada 1,2 / 50 µseg. Cebado a frente de onda. Cebado a sobretensiones de maniobra. Cebado a 50 Hz.

En los catálogos figuran normalmente: Tensión Residual con corrientes impulsivas 8/20 µseg

Cebado VNP

VCEB

1.2/50µseg Voltaje (onda nominal normalizada) del pararrayo kVC

VCEB

VCEB

(frente de onda)

50 – 60 Hz

Tensión de cebado Sobretensiones de maniobra

kVC

kVeff

kVC

5 kA

10 kA

20 kA

Un pararrayos jamás debe cebar a 50 Hz porque no puede descargar corrientes de corto circuito (si lo hace se destruye). d) PARARRAYO DE OXIDO DE ZINC En este tipo de pararrayo no hay cebado, por lo tanto no tiene chispero, cebador o espinterometro. Esta compuesto de una pastilla de oxido de zinc del tipo varistor que es un elemento limitador de tensión. Este varistor tiene característica inversa. Es una válvula que varia los valores de su impedancia según la tensión.

126

CAPITULO X

PARARRAYOS

Tensión [ kV]

ZnO

VR Tiempo [microseg.]

Particulas de ZnO

Pararrayo serie Exlim T ABB

En los catálogos figuran normalmente: Tensiones Residuales para 8/20 2 % MCOV kVeff

5 kA

10 kA

15 kA

20 kA

La diferencia con el pararrayo de carburo de silicio es que la pastilla de carburo de silicio esta a voltaje cero, y la pastilla de oxido de zinc se encuentra continuamente a la tensión aplicada entre fase y tierra. Siendo MCOV = voltaje máximo de operación continua.

127

CAPITULO X

PARARRAYOS

VNP = 245 kV

170 - 245 kV

123 - 170 kV

123 - 145 kV

36 - 123 kV

Pararrayos de ZnO Serie EXLIM Q con aislación de porcelana ABB

10.3.2. ELECCION DEL PARARRAYO DE CARBURO DE SILICIO El voltaje nominal del pararrayo VNP, es el que identifica al pararrayo de SiC. Es el máximo voltaje permitido a 50 o 60 ciclos en los bornes del pararrayo ( fase-tierra ) mientras este descarga. Para elegir el pararrayo se debe tomar en cuenta que el voltaje nominal del pararrayo sea mayor o igual a la máxima tensión entre fase y tierra.

VNP

Max Vf - t

Cuando cae un rayo en una fase y esta se descarga a tierra, en las otras fases aparece una sobretensión dependiendo su valor del estado del neutro. Entonces la tensión nominal del pararrayo deberá ser: VNP

Vmax · FSTT · FA

Vmax = tensión máxima del sistema. Por ejemplo si tenemos una tensión nominal del sistema de 10 kV, la tensión máxima es de 12 kV. FSTT = Factor de sobre tensión temporaria. FSTT = 1,04 lejos de las centrales FSTT = 1,07 cerca de las centrales

128

CAPITULO X

PARARRAYOS

FA = Factor de aterramiento. FA = 1 si tenemos un sistema neutro aislado. FA ≤ 0,8 si tenemos un sistema neutro francamente puesto a tierra. Ejemplo: tensión nominal del sistema = 115 kV tensión máxima Vmax = 123 kV FSTT = 1,04 ó 1,07 F.A. = 0,75 (neutro franco a tierra) VNP

123 x 1,07 x 0,75 = 99 kV pararrayo cerca de las centrales

VNP

123 x 1,04 x 0,75 = 96 kV pararrayo lejos de las centrales

Los voltajes nominales de los pararrayos ofrecidos por los fabricantes son (kV): 60, 72, 84, 90, 96, 108..... Escogemos un pararrayo de 108 kV cerca de las centrales y 96 kV lejos de las centrales. 10.3.3. ELECCION DE UN PARARRAYO DE OXIDO DE ZINC Para estos pararrayos la característica de selección es el MCOV. Cuando existe sobretensión, la misma empieza a descargar con continuidad, y la corriente de descarga no es un arco en aire, sino millones de descargas entre los elementos del material semiconductor. Por lo tanto en el pararrayo de oxido de Zinc no existe una descarga en aire sino una conducción . Cuando el voltaje permanente es mayor al MCOV, al descargar puede entrar en inestabilidad, por lo que se debe calcular el máximo MCOV permisible. Voltaje máximo permanente =

Vmax

MCOV ≥

Vmax

por lo que:

3 3

Por ejemplo si el sistema tiene una tensión nominal de 115 kV. MCOV

123 / (3)1/2 = 71 kV

Entonces usamos (en tablas) un pararrayo con MCOV = 72 kV El pararrayo de oxido de zinc es también un descargador de sobretensiones de maniobra.

129

CAPITULO X

PARARRAYOS

10.3.4. CORRIENTE DE DESCARGA Se define así el valor pico de un impulso de corriente normalizado que se utiliza para la clasificación de los pararrayos. Los pararrayos de acuerdo a su capacidad de descarga se clasifican en: •

Clase distribución Son pararrayos pequeños para media tensión con una corriente de descarga de 2.5 a 5 kA. Utilizados en distribución.

•

Clase Intermedia Pararrayos utilizados en áreas rurales en alta tensión, son de construcción económica. Tienen una corriente de descarga de 10 kA.

•

Clase Estación Pararrayos utilizados en subestaciones y centrales eléctricas en alta y extra alta tensión. Tienen una corriente de descarga de 10 kA y 20 kA.

Para especificar un pararrayo se debe elegir la clase y la corriente máxima. La corriente de descarga se puede calcular aproximadamente con la siguiente formula:

Id ≅

2 ⋅ Vi Z0

Vi = Tensión incidente en la subestación (viene por la línea). Vi ≅ 110 % de la V50 % de la cadena de aislación de la primera torre de la línea. Z0 = es la impedancia de onda de la línea. Ejemplo: En 115 kV Z0 = 400 ohms V50% = 850 kV para una cadena de 9 platos, cada plato de10” x 5 ¾” Id =

(2 ⋅ 1.1 ⋅ 850 ) ≅ 5 400

kA

Elegimos un pararrayo clase estación de 10 kA. Sí tenemos una línea de media tensión de 25 kV (Z0 = 500 Ω) con V50% ≅ 170 kV. Id =

(2 ⋅ 1,1 ⋅ 170) = 0,75 kA 500

Elegimos un pararrayo clase distribución de 2,5 ó 5 kA.

130

CAPITULO X

PARARRAYOS

10.3.5. MARGEN DE PROTECCION Tensión [kV]

BIL Margen de protección

VRP Voltaje residual del pararrayo OZn Tiempo [microseg.]

El margen de protección se calcula mediante la siguiente formula:

MP =

(BIL − VR ) ⋅ 100 BIL

MP = margen de protección del pararrayos contra descargas atmosféricas en porcentaje. BIL = Aislación del aparato a proteger. VR = Tensión residual. •

El MP no debe ser menor al 20 % del BIL (margen mínimo), en la practica se adopta el criterio que el MP no debe ser al menor al 40 % (margen práctico).

•

El voltaje residual VR es suma del VRP (voltaje residual del pararrayo) y de la autoinducción del cable de puesta a tierra. Así tenemos en general:

VRP L

di dt

Equipotencial

131

CAPITULO X

PARARRAYOS

VR = VRP + L ⋅

di + R T ⋅ Id dt R T ⋅ Id = 0

Usando puesta a tierra, equipotencial común

VR = VRP + L ⋅ Donde L ⋅

di ; dt

di dt

L = l · longitud;

l = 1.2 µH / m

Longitud = Tramo no común (lo más corto posible). Ejemplo: Cual es el margen de protección que ofrece un pararrayo de ZnO de 69 kV (voltaje nominal), sí el voltaje residual del pararrayo es de 222 kV para 5 kA, la longitud de bajada es de 5 metros. En tablas encontramos: 325 kV de BIL para una tensión nominal de 69 kV.

VR = VRP + L

En una subestación: L = l× longitud = 1,2 µH

m

× 5m

di = 4 kA µseg dt di = 6 × 4 = 24 kV L⋅ dt VR = 222 + 24 Sí :

VR = 246 kV Finalmente: BIL − VR × 100 BIL 325 − 246 MP = × 100 325

MP =

MP = 24 %

132

⇒

di dt

L = 6 µH

CAPITULO X

PARARRAYOS

10.4. REGLAS DE INSTALACION DE PARARRAYOS Los pararrayos deben estar lo mas cerca posible de los equipos a proteger y sobretodo de los equipos con aislacion no autorecuperable y con las bajantes a tierra lo mas cortas y directas posibles. Para limitar la autoinducción y tener un adecuado margen de protección.

Las reglas de instalación de pararrayos son: •

Los pararrayos se instalan a la entrada ó salida de cada línea.

•

Los equipos con bobinas deben estar protegidos en cada extremo de los bornes, por ejemplo un transformador tiene que tener pararrayos tanto en el lado de alta tensión como en el lado de baja tensión. Los pararrayos deben ubicarse lo mas cerca posible para limitar las reflexiones de onda.

•

En subestaciones grandes se colocan también pararrayos en los transformadores de potencial de las barras.

10.5. ESPECIFICACION DEL PARARRAYO Ejemplo: •

Tipo de pararrayo Oxido de zinc

•

Clase y corriente de descarga Clase estación de 10 kA.

•

Altura de funcionamiento del pararrayo (para la corrección del nivel de aislación del aislador externo) 2600 m.s.n.m

•

MCOV 72 kV

133

CAPITULO X

•

PARARRAYOS

Voltaje residuales El voltaje residual puede tomarse de los últimos catálogos.

•

LD class (Line discharge class) 3 (Para lineas de transmisión normales de 115 kV en Bolivia) Valores de 4 a 5 para líneas de transmisión de alta y extra alta tensión muy largas.

•

Accesorios Contador de rayo, miliamperímetro, conector de tierra, conector de líneas, etc.

10.6. COODINACION DE LA AISLACION La coordinación de la aislacion es la elección de los niveles de aislacion o BIL´s y de las distancias en aire, con relación al nivel de protección ofrecido por los pararrayos. En las subestaciones se tienen equipos con aislación autorecuperable y no-autorecuperable, estos últimos deben ser protegidos cuidadosamente y adecuadamente contra sobretensiones. Entre el nivel de aislación elegido y el nivel residual del pararrayo debe existir un adecuado margen de protección.

Tensión [ kV]

Onda de Sobretensión

Nivel de aislación del transformador

Margen de protección

Tensión Residual del Pararrayo

Valor Residual

Tiempo [microseg.]

COORDINACION A TRES NIVELES Este sistema de protección que aun se usa, tenia un nivel de protección superior, un nivel intermedio y un nivel inferior. El nivel inferior estaba definido por el voltaje residual ofrecido por los pararrayos que era la referencia de la coordinación. Se elegía el nivel superior con un nivel de aislación BIL 2 para proteger los equipos con aislación no-autorecuperable y se elegía el nivel intermedio con un nivel de aislación BIL 1 para proteger los equipos con aislación autorecuperable.

134

CAPITULO X

PARARRAYOS

Tensión [kV]

Margen de protección 1 Margen de Protección 2

BIL 2 BIL 1 Valor Residual V R

Tiempo [microseg.]

COORDINACION A DOS NIVELES Actualmente este sistema de coordinación de aislación mas utilizado por la mejor protección ofrecida por los pararrayos actuales. El nivel superior corresponde a la protección de equipos con aislación autorecuperable y noautorecuperable y el margen inferior al valor residual del pararrayo. Tensión [kV]

BIL (único) Margen de protección

Valor Residual V R

Tiempo [microseg.]

Elegir un margen de protección adecuado o realizar una buena coordinación de la aislación, es una acción preventiva (escoger adecuados niveles de aislación para prevenir daños por sobretensión). En la practica aun cuando se usa la coordinación a dos niveles, se puede tener coordinación a tres niveles por los valores disponibles de niveles de aislación en la fabricación de los equipos.

135

CAPITULO XI

EQUPOS DE COMPENSACION

CAPITULO XI EQUIPOS DE COMPENSACION 11.1. GENERALIDADES En los sistemas eléctricos la mayoría de los elementos de la red, así como las cargas, demandan de una cierta cantidad de potencia reactiva que necesariamente debe generarse y transmitirse. Para lograr esto es necesario contar con equipos adecuados de generación y compensación de potencia reactiva que permitan mejorar la calidad y eficiencia de un sistema de potencia. Además de superar los problemas de estabilidad y mantener el perfil de tensiones entre determinados limites bajo condiciones normales y condiciones de falla. A.T.

A.T. Generador Reactor Shunt P + jQ

P + jQ

Condesador Serie

Static Var Compensator SVC A.T. Capacitor Shunt

M.T.

Embrague

M.S.

M.T. P + jQ

Reactor Serie

P + jQ

Capacitor Rotatorio

M.L. Motor de Lanzamiento

B.T. Capacitor Shunt P + jQ

En las redes eléctricas se distinguen las cargas resistivas y las inductivas: Las cargas resistivas, absorben corriente en fase con la tensión aplicada por lo que su factor de potencia es siempre uno. Las cargas reactivas, absorben corrientes con un desfase de 90 º con respecto a la tensión aplicada, en atraso si el consumo es inductivo y en adelanto si es capacitivo. La industria es el sector que más requiere de potencia reactiva, debido a la existencia de un gran número de motores. Los hornos de inducción, hornos de arco, los equipos de soldar, las excavadoras, perforadoras, son las cargas que también requieren de potencia reactiva. 136

CAPITULO XI

EQUPOS DE COMPENSACION

La potencia reactiva que es indispensable para las cargas inductivas, es al mismo tiempo indeseable para transmitirse, porque significa limitaciones en la capacidad de los generadores, transformadores, líneas de transmisión y redes de distribución eléctrica, ya que cuanto más potencia reactiva consuma una instalación, más bajo es el factor de potencia, lo que implica mayor potencia aparente y corriente absorbida. Por esta razón, en la practica se trata de suprimir o reducir en lo posible la componente inductiva de la corriente , ó lo que es lo mismo, la potencia reactiva en los puntos de consumo. En vista del carácter inductivo de las cargas, los capacitores o condensadores son los más adecuados para la compensación de potencia reactiva. Los capacitores generan potencia reactiva adelantada compensando la potencia reactiva atrasada de la carga. En la compensación reactiva existen dos objetivos básicos: •

CORRECCION DEL FACTOR DE POTENCIA Normalmente en la practica se entiende por mejorar el factor de potencia, como la compensación de potencia reactiva lo más cerca posible de la carga que la requiera, y así evitar el abastecimiento desde una central generadora, reduciendo perdidas durante su transporte y postergar inversiones para la ampliación de un nuevo sistema de generación, transmisión y distribución, . Como se mencionó, la mayoría de las cargas inductivas tienen factores de potencia retrasados y la corriente de carga tiende a ser mas grande que la requerida por el suministro de potencia activa. Sólo la potencia activa es utilizada, la reactiva representa una carga para el consumidor, quien tiene que pagar por el exceso de potencia aparente. La empresa distribuidora tiene buenos motivos para no transmitir innecesariamente potencia reactiva desde los generadores hasta las cargas, ya que las líneas, los generadores o las redes de distribución no pueden ser utilizados a su máxima eficiencia. Por este motivo, las tarifas de suministro en los consumidores industriales son casi siempre penalizadas, por lo que obliga a los diferentes consumidores a ver formas de compensación reactiva.

•

REGULACION DE VOLTAJE Las cargas varían en el tiempo su consumo de potencia según su diagrama de carga (ocasionando que la demanda de potencia reactiva no sea constante), lo que origina variaciones de tensión, las cuales pueden causar una operación deficiente del sistema. Típicamente los limites de variación de la tensión deben estar en un rango del ± 5 %. Para evitar el problema de la variación de excesiva de tensión , se recurre al suministro de potencia reactiva por medio de compensadores regulables, motores síncronos y compensadores de potencia reactiva, estáticos y controlados por tiristores

11.2. EQUIPOS DE COMPENSACION DE POTENCIA REACTIVA Los equipos que generalmente encontramos en la subestaciones son los siguientes: -

Capacitores Shunt Capacitores Serie Capacitores Rotatorios Reactores Shunt Reactores Serie Compensador estático SVC (STATIC VAR COMPENSATOR) 137

CAPITULO XI

EQUPOS DE COMPENSACION

11.2.1. CAPACITORES SHUNT O EN DERIVACION Es un capacitor o grupo de capacitores conectados en paralelo. Estos suministran potencia reactiva en adelanto que contrarresta parte o toda la componente retrasada de la carga inductiva en el punto de la instalación. Un capacitor en paralelo cumple la misma función que un generador sincrónico. Las ventajas que se obtiene conectando en el lado de baja tensión son: -

Permite un mejor aprovechamiento de la capacidad del transformador ya que se reducen las perdidas en el transformador. Mejora la regulación de tensión de la línea de alta tensión. Reduce el costo de la energía, debido a una notable reducción de las perdidas en la alimentación de alta tensión.

Las ventajas en el lado de alta tensión son: -

Mejora el factor de potencia y la regulación de la tensión en el lado de alta tensión. Mejor aprovechamiento del dieléctrico del condensador y por consiguiente, el banco de capacitores resulta más reducido y más económico. Se reduce la magnitud de la corriente de la alimentación.

En ambos casos la conmutación produce transientes. Económicamente resulta más ventajoso instalar el banco de capacitores en el lado de alta tensión del transformador de distribución, especialmente en el campo de la media tensión. Los capacitores shunt, se conectan típicamente en delta y en doble estrella. Cuando se conecta en delta, el banco de capacitores esta a la tensión de la línea. Normalmente este tipo de conexión se usa en baja tensión. R

S

T

La conexión en doble estrella (neutro aislado), es mas usada en alta tensión y tiene las siguientes ventajas: -

Los desequilibrios del sistema no son transmitidos al circuito de protección del banco de capacitores. No presenta un camino para la tercera armónica En caso de falla de un capacitor, la corriente máxima de corto circuito queda limitada a tres veces la corriente nominal del banco, sin importar la corriente de falla del sistema. Por lo que se utilizan interruptores de acción lenta que son mucho mas económicos.

Para compensar un sistema eléctrico, se usa económicamente bancos de capacitores hasta una capacidad de 30 – 50 Mvar, por encima de esta capacidad se recomienda compensar con un motor síncrono ó SVC. Los bancos de capacitores tienen un relé contra desequilibrios y uno contra sobrecorrientes. 138

CAPITULO XI

EQUPOS DE COMPENSACION

Ejemplo de cómo se arma aproximadamente un banco de capacitores para una tensión de 115 kV y 15 / 18 Mvar. 5 x 200 kvar = 1000 kvar

3 x 1000 kvar = 3000 kvar

6 x 3000 kvar = 18 Mvar

1000 kvar

200 kvar 3000 kvar

3000 kvar

3000 kvar

3000 kvar 3000 kvar

3000 kvar

Las unidades básicas en este caso son de 200 kvar y 24 kV, los bancos se compran bajo el sistema “ llave en mano” de fabricas especializadas. 11.2.2. CAPACITORES EN SERIE La compensación serie, es un método efectivo para mejorar la eficiencia de la transferencia de potencia “activa” de una línea, esta mejora se realiza mediante la disposición de capacitores serie que compensan la reactancia inductiva serie. P=

V1 ⋅ V2 senδ X

V1

V2

P Donde δ es el ángulo de desfase entre V1 y V2. P' =

V1 ⋅ V2 senδ' XL - X C

P' > P

y δ' < δ

139

CAPITULO XI

EQUPOS DE COMPENSACION

V1

V2

P' El grado de compensación esta dentro el 20 al 75 % de la capacidad de la línea sujeto a un estudio de estabilidad y de resonancia subsincrona. Forma de instalación de capacitores serie (simplificado). Sobrecorrientes

Sobretensiones

Sobretensiones

Paralelamente al capacitor se dispone el interruptor, para que cuando exista un corto circuito el interruptor actué como un by – pass . Del mismo modo se instala el pararrayo, el mismo que deja pasar las sobretensiones en caso de contingencia, de modo que no dañe al capacitor serie. Los capacitores se especifican con los siguientes datos: -

Potencia Voltaje nominal Nivel de aislación Frecuencia

11.2.3. CAPACITOR ROTATORIO (COMPENSADOR SINCRONO) Los capacitores rotatorios son motores sincrónos trabajando normalmente sobre - excitados. Una maquina síncrona puede operarse sobre – excitado para suministrar potencia reactiva (se comporta como un capacitor), o sub – excitado para absorber potencia reactiva ( se comporta como un reactor). El uso de este tipo de compensador es factible económicamente solo para potencia reactivas mayores a 60 Mvar.

140

CAPITULO XI

EQUPOS DE COMPENSACION

Esquemáticamente la compensación se realiza así de esta forma: M.T.

Motor Sincrono

Excitación

Embrague

Motor de Lanzamiento

También se puede aprovechar la existencia del terciario de los autotransformadores. A.T.

M.T.

Motor de Lanzamiento

A.T.

El condensador rotatorio entrega o absorbe una potencia reactiva continuamente regulable, lo cual permite un control más eficiente del voltaje. El mejor desempeño de los condensadores rotatoricos, es su inherente capacidad y habilidad para dar soporte de tensión al sistema de potencia durante perturbaciones o por la súbita pérdida de generación. Ya que a diferencia de los bancos estáticos, los condensadores rotatoricos no traen las desventajas de los bancos estáticos, entre las cuales resalta principalmente la regulación escalonada a través de interruptores, debido a que el condensador rotatorico permite una regulación continua de tensión. También, contribuyen a mejorar la estabilidad transitoria del sistema y con un control suplementario, tienen capacidad para reducir las oscilaciones de tensión después de ocurrida una contingencia. 11.2.4. REACTORES Los reactores son bobinas, que constructivamente y desde el punto de vista del material empleado para su fabricación, son parecidos a los transformadores, tanto por la forma como por su tamaño. Según la capacidad necesaria de los reactores, estos pueden ser de tipo seco para potencias reactivas pequeñas. Para potencias grandes esta sumergido en aceite, sus terminales salen a través de aisladores de porcelana y necesitan de un sistema de refrigeración para eliminar el calor generado por las perdidas internas.

141

CAPITULO XI

EQUPOS DE COMPENSACION

11.2.4.1. REACTORES SHUNT Es una unidad o grupo de reactores monofásicos conectados en estrella, principalmente se lo usa en líneas largas por el efecto Ferranti en líneas largas y para disminuir las corrientes capacitivas por limitaciones de capacidad de los interruptores. Los reactores Shunt se los puede instalar en los extremos o al medio del recorrido de las líneas.

Nominalmente será dimensionado al 60 - 70 % de la capacidad de la línea. Por ejemplo: Una línea en 230 kV, 320 km, y C = 0.01 uF / km. Xc =

1

ËIc = V Xc = 230

w C

Q = 3 × 230 × 130 al 70%

3

× 2π × 50 × 0.01×10 -6 × 320 = 130 A

52 Mvar

Q = 52 × 0.7 = 36 Mvar

18 Mvar

18 Mvar

11.2.4.2. REACTORES SERIE Es una unidad o grupo de unidades conectadas en serie, cuya función principal es la de limitar las corrientes de corto circuito y poder disminuir de esta forma la capacidad interruptiva de interruptores y equipos, y por ende su costo. Se utilizan en media tensión.

142

CAPITULO XI

EQUPOS DE COMPENSACION

M.T.

11.2.5. COMPENSADORES ESTATICOS DE VAR ( SVC ) El SVC (static var compensator) esta compuesto de reactores y capacitores estáticos controlados por tiristores, este dispositivo entrega o absorbe potencia reactiva en forma regulable según las exigencias del sistema eléctrico. El uso de un SVC posibilita un significativo control de la tensión ante la fluctuaciones de potencia reactiva, las cuales son responsables de la variaciones de tensión. Posibilita un control rápido y continuo de la potencia reactiva. Su función es parecida a la delos capacitores rotatorios, pues pueden suministrar o absorber potencia reactiva y son actualmente más económicos que aquellos. Los SVC pueden poseer además de filtros, para reducir el nivel de armónicos de la corriente dependiente de las condiciones del sistema.

Teóricamente el SVC funciona así: Durante la entrega de máxima potencia reactiva la corriente circula por los capacitores y se corta la corriente que circula por los reactores. La máxima absorción de potencia reactiva significa la desconexión de los capacitores y máxima circulación de corriente por los reactores. Al variar la corriente que circula por los reactores, en combinación con la conexión de los capacitores se tiene una amplia gama de regulación.

143

CAPITULO XI

EQUPOS DE COMPENSACION

11.3. FACTS Actualmente se están generalizando el uso de dispositivos de electrónica de potencia para la flexibilización de operación de sistemas de transmisión en corriente alterna. Este grupo de capacitores y reactores variable, controlados por tiristores lleva el nombre de FACTs (flexible alternate current transmisión systems) y su uso a demostrado ser económico. Los SVCs forman parte de los FACTs.

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CAPITULO XII

PUESTA A TIERRA DE SUBESTACIONES

CAPITULO XII PUESTA A TIERRA DE SUBESTACIONES 12.1. INTRODUCCIÓN En las instalaciones eléctricas, todas las partes metálicas que se encuentran accesibles al contacto de las personas deben mantenerse siempre a un potencial seguro. Las instalaciones deben prevenir cualquier contacto accidental con partes metálicas circundantes a elementos energizados. Los riesgos pueden reducirse al mínimo y eventualmente eliminarse, si entre todas las partes metálicas y tierra existe una adecuada conexión. DEFINICIÓN DE PUESTA A TIERRA Conexión intencional franca y directa, sin valor de impedancia, entre puntos de un sistema eléctrico y la masa terrestre. La masa terrestre (voltaje referencial cero) tiene la característica de una gran capacidad eléctrica y su potencial eléctrico varia solo transitoria y localmente cuando se inyectan grandes corrientes. “Puesta a tierra“, comprende cualquier conexión eléctrica sin fusible ni protección alguna, entre un equipo o parte de una instalación y un electrodo de tierra, de dimensiones y características tales que, a régimen, pueda asegurarse que la instalación está prácticamente al mismo potencial que el de la tierra. 12.2. CLASES DE PUESTA A TIERRA Las normas internacionales clasifican las puestas a tierra en las siguientes clases: a) PUESTA A TIERRA DE PROTECCIÓN Se instala para seguridad de las personas, debido a que existe la posibilidad de que ciertas partes de la instalación, que no pertenecen al circuito de trabajo puedan adquirir una diferencia de potencial, debido a fallas en la aislación ó por cualquier contacto accidental con elementos energizados. A fin de evitar este peligro, es esencial conectar a tierra los siguientes elementos de la subestación: • • •

Cubas de transformadores, carcasas de maquinas, y otros equipos eléctricos. Bobinas de los transformadores de medida; uno de los bornes de baja tensión en los CT´s y PT´s. Armazones metálicos, tableros eléctricos, cajas terminales, palancas, manivelas, volantes de aparatos eléctricos, rejillas de protección, revestimientos metálicos, etc.

b) PUESTA A TIERRA DE FUNCIONAMIENTO Parte de la necesidad de establecer una conexión a tierra en puntos que forman parte del circuito de trabajo, con el objeto de garantizar el correcto funcionamiento del sistema. Incluye la puesta a tierra de los neutros de los generadores y transformadores, asimismo la conexión de pararrayos, hilos de guardia, PTs, CTs, etc.

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CAPITULO XII

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c) PUESTA A TIERRA POR TRABAJOS Se usa para realizar conexiones a tierra en forma temporal de las partes de la instalación puestas fuera de servicio, para realizar mantenimientos, reparaciones, ampliaciones, etc, y ser accesibles sin peligro para los trabajadores. 12.3. OBJETIVOS DE UN SISTEMA DE ATERRAMIENTO La necesidad de contar con un sistema de aterramiento en las subestaciones es la de cumplir con las siguientes funciones: •

Garantizar la seguridad de las personas limitando los diferencias de potencial entre las estructuras metálicas y el terreno (VC) y entre puntos del terreno (VP) a valores aceptables dentro y fuera de la subestación durante condiciones de falla.

•

Obtener una baja resistencia de tierra de manera que el sistema de transmisión del cual forma parte, pueda considerarse, como solidamente puesto a tierra.

•

Proporcionar una vía de baja impedancia, lo más económica posible a un sistema, asegurando una correcta operación de los equipos y/o dispositivos de protección, haciéndolos más sensibles y de modo que aíslen rápidamente las fallas a tierra.

•

Dispersar en la tierra las corrientes provenientes de descargas atmosféricas limitando los voltajes producidos.

•

Limitar desplazamientos del neutro en los sistemas trifásicos con neutro.

•

Evitar descargas eléctricas estáticas en zonas con emanaciones gaseosas inflamables.

•

Dar mayor confiabilidad y continuidad al servicio eléctrico.

•

Minimizar la interferencia de los circuitos de transmisión y distribución sobre los sistemas de comunicaciones y control.

12.4. TENSIONES MAXIMAS TOLERABLES POR EL CUERPO HUMANO La seguridad del personal que cumple sus actividades ó de toda persona que se encuentre en el interior o en las cercanías de la subestación, constituye el principal objetivo del proyecto de una malla de tierra (dispersor típico para subestaciones). La dispersión de altas corrientes a tierra, provenientes del rayo o fallas del sistema mismo, origina la aparición de gradientes de potencial elevados en el terreno y proporcionales al potencial o tensión de malla. En estas circunstancias, todo ser viviente que este apoyado en dos puntos entre los cuales existe una diferencia de tensión debido al gradiente de potencial, sufre una descarga que, si sobrepasa el limite de corriente tolerable por el cuerpo humano, tendrá resultados fatales. El umbral de percepción de la corriente, se acepta igual a un miliamperio, pudiéndose tolerar intensidades superiores, si el tiempo de duración es corto. Después de numerosos estudios y experiencias, C. F. Dalziel ha determinado los valores limites de corriente tolerables por el cuerpo

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CAPITULO XII

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humano, sin que se produzca fibrilación ventricular, en función del tiempo de actuación y se expresa en la siguiente relación matemática: I k2 ⋅ t = 0,0135 Resulta:

Ik =

0,116 t

Ecuación obtenida para una persona de aproximadamente 50 kg. Donde: Ik = Valor eficaz de la corriente que circula por el cuerpo en amperios. t = Tiempo de duración del choque eléctrico en segundos. 0,0135 = Constante de energía derivada empíricamente Para una persona de aproximadamente 70 kg. Ik =

0,157 t

Debido a que las magnitudes de las diferencias de potenciales son proporcionales al potencial de malla, el cual a su vez depende de la corriente dispersada y de la resistencia de puesta a tierra, la forma de controlar estas diferencias de potencial, puede ser: • •

Variando la resistencia de puesta a tierra hasta alcanzar un valor tal que la elevación del potencial de malla sea bajo y consiguientemente, las diferencias de potencial proporcionales sean también bajas. Distribuyendo convenientemente los conductores del sistema de tierra para obtener valores satisfactorios en las diferencias de potencial.

Las posibilidades de riesgo más frecuentes en una instalación energizada, toman en cuenta diversos casos que pueden presentarse al hacer contacto con puntos a diferente potencial, determinados por los conceptos de Tensión de paso EP, tensión de contacto EC, tensión de transferencia ET.

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a) TENSION DE PASO EP Es la diferencia de potencial experimentado por un individuo, entre los pies en la superficie del suelo, asumiendo una distancia de un metro. Curva de elevación de tensión respecto a una tierra lejana, al circular una corrientre de cortocircuito I por la estructura.

V

I

Estructura

R1 R2

E paso

R0

I

1/2 R C

Ic

RT R1

1/2 R C

1/2 R C

2R T

1/2 R C

Nivel terreno

RT R2

Ic

R C = Resistencia del cuerpo. Rt = Resistencia de tierra.

RO

IEEE Std 80

La expresión matemática correspondiente a valores tolerables de corriente, se obtiene de la figura y resulta ser: EP = ( R C + 2 R T ) ⋅ IC Donde: RC = Resistencia del cuerpo humano que se asume igual a 1000 ohms, entre los dos pies y entre un pie y una mano RT = Resistencia del terreno inmediatamente debajo de cada pie. Se considera a 3ρs siendo ρs la resistividad superficial que toca el pie. IC = Corriente eficaz tolerable por una persona sin que se produzca fibrilación ventricular dado en amperios. Reemplazando se llega a la expresión final que se utilizará posteriormente. E P = (1000 + 6 ⋅ C S ρ S ) ⋅

0,116 t

CS = Es el factor reductor del valor nominal de resistividad de la capa superficial ρs.

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b) TENSIÓN DE CONTACTO EC Es la diferencia de potencial entre los pies de un individuo y un objeto metálico al alcance de su mano. La distancia medida sobre el suelo, se la toma igual a un metro. V

Curva de elevación de tensión respecto a una tierra lejana, al circular una corrientre de cortocircuito I por la estructura.

Estructura

I RC R1

E contacto

Ic

I

Ic

RT

RT

R0

RC

Nivel terreno RT

RT

R1

R C = Resistencia del cuerpo. R T = Resistencia de tierra.

RO

IEEE Std 80

La tensión en función de la corriente tolerable seria:

R   E C = R C + T  ⋅ IC 2   Donde cada termino representa lo mismo que en el potencial de paso, explicado anteriormente. Reemplazando los valores de la corriente de tierra y del cuerpo humano, se tiene: E C = (1000 + 1,5 ⋅ C S ρ S ) ⋅

0,116 t

c) TENSIÓN DE TRANSFERENCIA ET Es la diferencia de potencial ET que existe cuando se hace contacto sobre el suelo con un conductor que esta a tierra en un punto lejano. La tensión de transferencia se presenta por ejemplo, entre las áreas de la red de tierra y puntos externos a la subestación, a través de los circuitos de comunicación, de los neutros de baja tensión, de las tuberías de agua o gas, de las rieles, o cualquier parte metálica que de alguna forma ingrese a la estación.

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I

Ic RT

Curva de elevación de tensión respecto a una tierra lejana al circular una corrientre de cortocircuito I por la estructura.

E transferencia

RT

R0 RC

Estructura

Cable de guardia conectado a tierra en un solo punto lejano (P).

E transferencia

IC RC

I Nivel terreno RT

RT

R0

R C = Resistencia del cuerpo. R T = Resistencia de tierra

IEEE Std 80

Las recomendaciones básicas para evitar las tensiones transferidas son: • •

• •

Las rieles que entran a la subestación, no deben conectarse a la red de tierra porque transfiere un aumento de potencial a un punto lejano durante un cortocircuito. No deben conectarse a la red de tierra de la subestación, los neutros o circuitos secundarios de baja tensión, porque durante un corto circuito toda la elevación de potencial de la red se transfiere a puntos lejanos entre este conductor conectado a tierra de la subestación y la tierra del lugar de que se trata. Debe considerarse el hilo neutro de circuitos secundarios como conductor vivo. En las bardas metálicas por estar en la periferia de la malla de tierra, aparecen las tensiones de contacto más peligrosas. Esto se soluciona extendiendo el área de la malla de tierra por lo menos un metro mas allá de la reja. Las tuberías de agua, de gas, conductores metálicos de los cables, etc. deben conectarse a la red de tierra en varios puntos y no deben tener conductividad metálica fuera de la subestación.

También se dispone en el mercado de aparatos de protección, como los transformadores de aislamiento y/o neutralización. 12.5. SISTEMAS DE REDES DE TIERRA EN SUBESTACIONES Existen dos clases de sistemas de tierra que se usan en subestaciones: a) Sistema de anillo b) Sistema de malla El sistema de anillo (para pequeñas subestaciones) se obtiene conectando en forma de anillo un conductor de cobre ó acero galvanizado de adecuada sección alrededor de la superficie ocupada por la subestación y conectando derivaciones a cada aparato mediante un conductor de menor sección. Los potenciales peligrosos disminuyen al disiparse la corriente de falla por varios caminos en paralelo. Es un sistema económico y eficiente.

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CAPITULO XII

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El sistema mallado (para subestaciones de potencia) consiste en una retícula con cables horizontales unidos de forma perpendicular a distancias lo más uniformemente posible, enterrados a una profundidad de aproximadamente un metro. Se adopta este sistema, para lograr una superficie prácticamente equipotencial, tendiente a lo que se obtendría con una placa metálica. 12.6. COMPONENTES DE UNA PUESTA A TIERRA Un sistema de puesta a tierra esta constituido por las siguientes partes: • • • •

El terreno Dispersor(es) Conductores de tierra Conectores y accesorios

Debido a que las fallas del sistema eléctrico son dispersadas a través de cada uno de estos elementos: los dispersores, conductores de tierra y demás accesorios deberán ser resistentes a la corrosión, tener una adecuada conductividad eléctrica y ser resistentes a los esfuerzos térmicos y electromecánicos. 12.6.1. EL TERRENO Se llama tierra, en general, a los elementos que constituyen el terreno, tales como la arena, arcilla, elementos orgánicos, elementos químicos, etc. Es importante el conocimiento de las características y la resistividad del terreno donde se construirá la subestación. La conductividad del terreno es fundamentalmente de naturaleza electrolítica, varia con la profundidad, y con el contenido de humedad, de substancias químicas (sales); con la temperatura. En la siguiente tabla podemos observar las variaciones de resistividad para diferentes tipos de suelo.

RESISTIVIDAD [Ω x m]

TIPO DE SUELO

Lama Tierra de jardín con un 50 % de humedad Tierra de jardín con un 20 % de humedad Arcilla seca Arcilla con un 40 % de humedad Arcilla con un 20 % de humedad Arena mojada Arena seca Roca compacta Granito

5 a 100 140 480 1500 a 5000 80 330 1300 3000 a 8000 1000 a 5000 1500 a 10000

Aterramiento Eléctrico - Geraldo Kindermann & Jorge Mario Campagnolo

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EFECTO DE LA HUMEDAD EN LA RESISTIVIDAD DEL TERRENO CONTENIDO DE HUMEDAD EN % POR PESO

RESISTIVIDAD [Ω x m] Capa Superior

Marga (grava) Arenosa

1000 x 104 2500 1650 530 190 120 64

1000 x 104 1500 430 185 105 63 42

0 2.5 5 10 15 20 30

Aterramiento Eléctrico - Geraldo Kindermann & Jorge Mario Campagnolo

EFECTO DE LA TEMPERATURA EN LA RESISTIVIDAD DEL TERRENO TEMPERATURA [º C] Marga arenosa con 15.2 % de humedad

RESISTIVIDAD [Ω x m]

20 10 00 (agua) 00 (hielo) -5 - 15

72 99 138 100 790 3300

Aterramiento Eléctrico - Geraldo Kindermann & Jorge Mario Campagnolo

EFECTO DEL CONTENIDO DE SALES EN LA RESISTIVIDAD Porcentaje de sal Marga arenosa 15 % de humedad, 17º C

RESISTIVIDAD [Ω x m]

0,0 0,1 1 5 10 20

107 18 4,6 1,9 1,3 1

Aterramiento Eléctrico - Geraldo Kindermann & Jorge Mario Campagnolo

INFLUENCIA DE LA ESTRATIFICACION DEL SUELO Generalmente los suelos no son homogéneos y están formados por diversas capas de resistividad y profundidad diferente. Estas capas son en general horizontales y paralelas en la superficie del suelo, sin embargo, se presentan casos donde las capas están inclinadas e inclusive verticales debido a alguna falla geológica. Para realizar un mejor análisis del perfil del suelo se considera las capas de los suelos como si fuesen horizontales. En la figura, se tiene la variación del comportamiento de los flujos de corriente en suelo heterogéneo debido a las variaciones de la resistividad en las capas del suelo.

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CAPITULO XII

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I

I

σ1

Superficies Equipotenciales

σ1

Dispersion de la Corriente

σ2

σ2 σ2 < σ1

σ2 > σ1

VARIACIONES ESTACIONALES DE LA RESISTENCIA EN UNA MALLA EN ARCILLA ARENOSA R [ Ω]

1800 1600 (1)

1400

(2)

1200 800 600 400

Dic

Nov

Oct

Sep

Ago

Jul

May

Abr

Mar

Feb

Ene

Dic

Nov

Sep

Oct

Ago

Jul

00

Jun

200

Aterramiento Eléctrico - Geraldo Kindermann & Jorge Mario Campagnolo

(1) 8 tubos de ¾” enterrados a 3’ de profundidad. (2) 8 tubos de ¾” enterrados a 10’ de profundidad. Como se puede observar, la resistividad del terreno depende del contenido de humedad, temperatura, contenido de sales, etc. Por lo tanto, la resistencia de la conexión varia también a través de las estaciones del año. En algunos lugares, la resistividad de la tierra es tan alta, que el valor requerido de resistencia, se podría obtener a costos demasiado altos debido a la complejidad de la malla que resulta del estudio. En estos casos es mucho más económico disminuir el valor de la resistencia de la malla, reduciendo la resistividad del terreno a través del tratamiento químico del suelo. El tratamiento aparte de su costo tiene una duración limitada, por lo que se recomienda realizar un nuevo tratamiento después de algún tiempo (3 a 4 años).

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CAPITULO XII

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TIPOS DE TRATAMIENTO QUÍMICO a) BENTONITA La bentonita es un material arcilloso existente y abundante en Bolivia que tiene las siguientes propiedades: • • • • •

Fácilmente soluble en agua. Retiene la humedad. Buen conductor de la electricidad. Baja resistividad (1.2 a 4 Ω x m). No es material corrosivo.

b) EARTHRON O SIMILARES Este compuesto químico es un material liquido de lignosulfato más un agente gelificador y sustancias inorgánicas. Sus principales propiedades son: • • • • •

No es soluble en agua. No es corrosivo. Su efecto es de larga duración. Es de fácil aplicación en el suelo y retiene la humedad. Es químicamente estable.

c) GEL O SIMILARES Esta sustancia química que en presencia de agua forma un agente aditivo de tratamiento. Esta basado en un producto de reacción compleja en forma de electrolito sólido. Este gel tiene alta conductancia y es prácticamente insoluble en agua y ácido de humus, además, debido a su capilaridad absorbe grandes cantidades de agua y puede aplicarse a toda clase de terrenos. No es corrosivo y su efecto es de larga duración. d) GALLINAZA La gallinaza (estiércol de gallina) tiene la propiedad de retener la humedad, aunque en menor grado comparando con los anteriores, esta y otras características que lo llevan a su preferencia en terrenos con poco o nada de sales. Tiene las siguientes propiedades: • • • • •

No es soluble al agua. Retiene la humedad. Fácil de aplicación en el terreno y su efecto es de larga duración. Es un buen conductor de la electricidad y presenta baja resistividad. No es corrosiva (pH alcalino).

e) TIERRA VEGETAL A pesar de contar con valores altos de resistividad, la resistivilidad del terreno mejora sustancialmente con el tratamiento de esta sustancia orgánica, puesto que las sales que

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contiene, favorecen a la conducción de corrientes de falla, además que cuando se presentan precipitaciones fluviales, la humedad se retiene mejorando los parámetros deseados. MEDICIÓN DE LA RESISTIVIDAD DEL TERRENO Existen Varios métodos para determinar la resistividad, sólo se describirá dos de las técnicas más difundidas. 1) METODO DE WENNER O DE CUATRO ELECTRODOS Este método consiste en enterrar electrodos a una profundidad b y espaciados a intervalos a. Se hace circular una corriente de prueba I por los dos electrodos extremos y se mide con un voltímetro el voltaje resultante.

I

V

b a

a

a

La resistividad del terreno puede ser calculada por la siguiente ecuación: 4 π aR

ρa = 1+

2a 2

a + 4b

2

-

a 2

a + b2

Donde R = V / I Cuando se realiza las mediciones, normalmente se colocan los cuatro electrodos en línea recta a una distancia proporcional a, y a una profundidad b ≤ 0.1 a . Por lo que la anterior relación de la resistividad del terreno se puede resumir a la siguiente expresión: ρa = 2 π a R

ó

155

ρa = 2 π a

V I

CAPITULO XII

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Gráficamente ρ(a) se puede tener idea de la estratificación del terreno. ρ ( Ω·m)

ρ ( Ω·m)

ρ1 >ρ2

ρmedio

Dos Capas

a (m)

a (m)

ρ ( Ω·m)

ρ ( Ω·m)

ρ2 >ρ1 Dos Capas

Tres Capas

a (m)

a (m)

2) METODO DEL ELECTRODO MOVIL O DE TRES ELECTRODOS En este método se entierran dos varillas cortas a una profundidad b y una varilla más larga que las anteriores a una profundidad h, colocados en forma recta. La profundidad h del electrodo más largo es variado durante la prueba, con el electrodo del medio b1 se toma los datos del voltaje (colocado al 62 % del electrodo L) y por el electrodo del extremo b2 se hace circular la corriente de prueba I. Para cada valor de variación de la profundidad h se obtiene un valor V / I que determina el valor de la resistividad aparente. Estos valores se pueden graficar en función de h para tener una visión grafica de la variación de la resistividad del terreno. La resistividad se puede calcular mediante la siguiente ecuación: ρa =

2πh ln 2,943

156

h d

×

V I

CAPITULO XII

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I

V

b h b1

b2

0,62d d

NOTA La medición de la resistividad es le único método de disponer datos reales para el diseño de una puesta a tierra Solo en terreno homogéneo ρmedido ≡ ρequivalente ≡ ρmedio. Para terrenos estratificados se debe estimar ó calcular una ρequivalente mediante cálculos aproximados como el Método Sistematizado indicado por la norma IEEE – 81 (6). 12.6.2. DISPERSORES Y CONDUCTORES DE TIERRA Los dispersores son los electrodos de puesta a tierra (anillos o mallas), los cuales están constituidos por cables y varillas que se entierran o se clavan en los terrenos. Las varillas pueden fabricarse con tubos o varillas de hierro galvanizado, ó de copperweld. En terrenos cuyas componentes son más corrosivas, se utiliza el copperweld que consiste en una varilla de hierro a la cual se le adhiere una lamina de cobre externa. Los conductores utilizados en las mallas de tierra son los cables de cobre con secciones mayores a 4/0 AWG para asegurar un buen contacto con el suelo. No se utilizan secciones menores por razones mecánicas. Se utiliza en subestaciones el cobre por tener buena conductividad eléctrica y térmica, además, es muy resistente a la corrosión, también las normas permiten el uso del acero galvanizado de adecuada sección (S > 100 mm2). 12.6.3. CONECTORES Y ACCESORIOS Son los elementos que nos sirven para unir a la red de tierras los electrodos profundos, las estructuras, los neutros de los bancos de capacitores, de transformadores, etc. Los conectores utilizados en los sistemas de aterramiento son principalmente de tres tipos: a) Conectores atornillados b) Conectores a presión c) Conectores soldados

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CAPITULO XII

PUESTA A TIERRA DE SUBESTACIONES

Todos los tipos de conectores deben poder soportar la corriente de la red en forma continua y sobretodo las corrientes de descarga a tierra. Los conectores atornillados se fabrican con bronces de alto contenido de cobre, formando dos piezas que se unen por medio de tornillos cuyo material esta formado por bronces al silicio que les da alta resistencia mecánica y a la corrosión. El uso del bronce, que es un material no magnético, proporciona una conducción segura para las descargas atmosféricas que son de alta frecuencia. Los conectores a presión son más económicos que los atornillados y dan mayor garantía de buen contacto. Los conectores soldados son los más económicos y seguros por lo que son más usados que los otros. 12.7. CALCULOS PARA UNA MALLA A TIERRA 12.7.1. CALCULO DE LA RESISTENCIA DE TIERRA Existen diversos métodos teóricos para determinar la resistencia final de la malla de tierra en la subestación, sin embargo, todos ellos proporcionan valores aproximados. Entre los principales métodos se tienen los siguientes: a) METODO DE SVERACK Este método es razonablemente preciso para profundidades de malla entre 0,25 y 2,5 metros. La resistencia se obtiene mediante la siguiente la expresión:

RT

  1 1 = ρ + L 20 S  

    1   1 +  20   1+h  S  

Donde: L = Longitud del conductor enterrado ( más varillas), [m]. S = Área de la malla de tierra, [m2]. h = Profundidad de enterramiento de los conductores de la malla, [m]. ρ = Resistividad media del terreno, [Ω·m].

b) METODO SIMPLIFICADO Este método proporciona un resultado rápido y práctico. RT ≅

2ρ P

Donde: ρ = Resistividad del terreno, [Ω·m]. P = Perímetro del área de la subestación

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CAPITULO XII

PUESTA A TIERRA DE SUBESTACIONES

12.7.2. CALCULO DE LA MÁXIMA CORRIENTE DE FALLA A TIERRA Se considera la máxima corriente de falla monofásica a tierra en condiciones de máxima generación del sistema eléctrico. La impedancia calculada Z1 + Z2 + Z0 del punto de falla hacia el sistema, para un cálculo más preciso se añade la resistencia de tierra R y la resistencia de la falla Rf. La máxima corriente de falla se define como:

I G = C PD f S f I f Donde: IG = Máxima corriente de malla, [A]. If = Valor eficaz de la corriente simétrica en el instante en que se inicia la falla a tierra, [A]. Sf = Factor de división de corriente. Df = Factor de decremento para la duración de la falla. CP = Factor correctivo de protección. Falla monofásica a tierra. If =

3E 3 R + 3 R f + (R 1 + R 2 + R 0 ) + j(X 1 + X 2 + X 0 )

Donde: E = Tensión fase – neutro, [V]. R = Resistencia de la malla a tierra, [Ω]. Rf = Resistencia de arco de la falla, [Ω]. R1 = Resistencia de secuencia positiva, [Ω]. R2 = Resistencia de secuencia negativa, [Ω]. R0 = Resistencia de secuencia cero, [Ω]. X1 = Reactancia de secuencia positiva, [Ω]. X2 = Reactancia de secuencia negativa, [Ω]. X0 = Reactancia de secuencia cero, [Ω]. Durante un cortocircuito, debido a que adicionalmente existen otros elementos (neutros de alimentadores, hilos de guardia, etc) de drenaje de corriente de secuencia cero, sólo parte de la corriente total de falla circula por la malla de tierra. Una vez determinada la corriente de falla a tierra, ésta se modifica a través de factores de corrección para su empleo en los cálculos del sistema de tierras. Se toma en cuenta los siguientes términos: a) Factor de división de corriente de falla Sf Existen varios métodos para el cálculo de este factor, tanto gráficos como analíticos. Como un ejemplo consideraremos el sugerido por el libro de Subestaciones de Extra y Alta Tensión de Carlos F. Ramírez. Para el calculo de éste factor, se debe encontrar la impedancia equivalente de los cables de guarda y puestas a tierra de las torres de la líneas de transmisión que salen y entran a la subestación. La impedancia de los cables de guarda Zg se determina mediante la siguiente expresión:

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CAPITULO XII

PUESTA A TIERRA DE SUBESTACIONES

  D e   rc + 0,000988 + j0,002938 f × log  GMR   Zg = nA Donde: f = Frecuencia, [Hz]. Rc = Resistencia del conductor, [Ω / km]. A = Número de torres por kilómetro de línea. n = Número de cables de guardia en paralelo por torre. GMR = Radio medio geométrico del conductor, [m]. De = Profundidad equivalente de la tierra de retorno, [m]. ρ f ρ = Resistividad promedio del terreno bajo la línea, [Ω·m]. D e = 658,4

La impedancia del conjunto de cables de guarda y torres, aplicando al método de Endrenyi:

[

Z = 0,5 Z g + Z g × R t

] m1

Donde: Rt = Resistencia promedio de las puestas de las puestas a tierra de las torres, [Ω]. m = Número de líneas iguales llegando a la subestación. Sf =

1  1     ∑ (Z k ) + R g  k =1  k  k =1  p

∑  Z

p

Donde: P = Número de conjuntos de líneas de transmisión de diferente tipo llegando a la subestación. Zk = Impedancia equivalente del conjunto de línea k. Rg = Resistencia de puesta a tierra. b) Factor de Decremento Df Este factor se produce por el desplazamiento de la onda de corriente continua y los decrementos en las componentes transitorias de corriente continua y alterna de la corriente de falla para duraciones de falla de 0 – 60 ciclos. El factor de decremento se calcula mediante la siguiente expresión:

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CAPITULO XII

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       −     Ta   Df = 1 + 1−e  tf          

t T

f a

              

Donde: tf = Tiempo de despeje de la falla, [sg]. Ta = Constante subtransitoria equivalente del sistema .... Ta =

X"

100 π R " La relación X” / R” es aproximadamente igual a X / R, que son los valores en estado estable. Los valores de Df podemos encontrar en la siguiente tabla: Duración de la falla TS (sg)

Factor de decremento

0,08 0,1 0,2 0,25 0,50 ( o más)

1,65 1,25 1,20 1,10 1,00

Diseño de subestaciones eléctricas – José Raúl Martín

c) Factor correctivo de protección CP Este factor prevee el aumento en la magnitud de las corrientes de falla como consecuencia del crecimiento del sistema eléctrico de potencia (generación). En la practica para el calculo se utiliza CP = 1.5, esto tomando en cuenta los múltiples proyectos a implementarse, también se toma CP = 1 sí se tuviese la corriente de corto circuito futura proyectada para 20 años. Las Corrientes a lo largo de toda la malla no se dispersan uniformemente, en la parte interna se forman interferencias que provocan que la corriente descarga que se dispersa en la parte central sea menor, en la parte periférica sea mayor, y aun mucho mayor en las esquinas; por lo tanto, las esquinas y la periferie son los lugares más peligrosos, porque se producen los mayores potenciales de paso. Este problema se puede solucionar mallando más la parte periférica y colocando varillas en todo el contorno del perímetro de la malla a una distancia razonable, también la capa de grava deberá extenderse por lo menos un metro más allá del área de la malla. En los lugares de la malla donde hay inyección de corrientes, como los neutros de los transformadores, pararrayos, CTs, PTs, etc. también se colocan varillas para evitar los efectos de los potenciales de contorno. 12.7.3. SECCIÓN DEL CONDUCTOR La sección del conductor se halla mediante la ecuación de Sverak.

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CAPITULO XII

PUESTA A TIERRA DE SUBESTACIONES

S = IG ×

t c × α r × ρ r × 10 4  T − Ta TCAP × ln1 + m k 0 + Ta 

  

Donde: k0 =

1 α0

S = Sección del conductor de la malla, [mm2]. IG = Corriente eficaz por la malla, [kA]. Tm = Temperatura máxima permisible, [º C]. Tr = Temperatura de referencia para el material, [º C]. Normalmente 20º C. Ta = Temperatura ambiente, [º C]. ∝r =Coeficiente térmico de resistividad con referencia a la temperatura Tr. ∝0 =Coeficiente térmico de resistividad para 0º C. ρr = Resistividad del conductor de tierra con referencia a Ta = 20º C, [µΩ-cm]. tc = Máximo tiempo del flujo de corriente de falla, [sg]. TCAP = Factor de capacidad térmica, [J / cm3 / ºC]. Y el diámetro d =

4S π

Los valores normalmente usados son los siguientes: Ta = 40º C Tm = 1083º C, temperatura de fusión del cobre. Tm = 450º C, temperatura permisible para la soldadura de latón. Tm = 250º C, temperatura permisible para uniones para uniones con conductores. MÉTODO SIMPLIFICADO: 1mm2 / cada 160 A Con este método se debe considerar que por razones mecánicas no se usa secciones menores a 4/0 AWG en subestaciones de potencia. 12.7.4. CALCULO DE POTENCIALES TOLERABLES POR EL CUERPO HUMANO Debido a que la resistividad del suelo es diferente a la capa de grava, se debe determinar el factor reductor del valor nominal de la resistividad de la capa superficial ya sea por el método grafico o por el método analítico. a) METODO ANALITCO Para determinar el factor reductor se usa la siguiente fórmula:

162

CAPITULO XII

PUESTA A TIERRA DE SUBESTACIONES

   ∞ 1  CS = ⋅ 1+ ∑ 0,96  n=1   

   n k  2    2⋅n⋅h    S 1 +      0,08    

Donde: CS = Factor reductor para determinar el valor de la resistencia de la capa superficial. hS = Espesor de la capa superficial. k = coeficiente de reflexión. ρ − ρs k= ρ + ρs ρ = Resistividad de terreno. ρs = Resistividad de la capa de grava. b) METODO GRAFICO Teniendo los valores del espesor de la capa superficial y el coeficiente de reflexión, se puede hallar el valor de CS mediante las siguientes gráficas obtenidas del libro “Aterramiento eléctrico” de Geraldo Kindermann & Jorge Mario Campagnolo .

CS K=0 1.0

0.9 -0.1 0.8 -0.2

0.7

-0.3

0.6

-0.4

0.5

-0.5

0.4

-0.6

0.3

-0.7 0.2

-0.7 -0.8

0.1

-1.0 0

0.04

0.06

0.08

0.10

0.12

0.16

0.18

0.20

0.22

0.24

hS [metros]

Curvas para K positivos

163

CAPITULO XII

PUESTA A TIERRA DE SUBESTACIONES

CS K=0 1.0

0.9

-0.1

0.8 -0.2

0.7 0.6

-0.3

0.5

-0.4

0.4

-0.5

0.3

-0.6

0.2

-0.7 -0.7

0.1

-0.8 -1.0 0

0.04

0.06

0.08

0.10

0.12

0.16

0.18

0.20

0.22

0.24

hS [metros]

Curvas para K negativos

POTENCIAL DE PASO Ep LIMITE EP =

1000 + 6 ⋅ (C S × ρ S ) ⋅ 0,116 tS

POTENCIAL DE CONTACTO EC LIMITE Ec =

1000 + 1,5 ⋅ (C S × ρ S ) ⋅ 0,116 tS

ts = Tiempo de actuación de los relés. [sg]. 12.7.5. POTENCIALES CRITICOS DE DISEÑO Son los potenciales de mayor intensidad que pueden aparecer en la subestación, y a fin de cumplir con los objetivos de seguridad de la malla de tierra, deben ser en magnitud, menor o igual al valor de los potenciales limite calculados anteriormente. Los cuales son: a) TENSIÓN DE MALLA Definida según la norma IEEE - 80 un caso especial del potencial de contacto, que se produce entre un cable de malla y el centro de una retícula que conforma la red de tierra, siendo las retículas que se forman en las esquinas de la malla de tierra las más peligrosas.

164

CAPITULO XII

PUESTA A TIERRA DE SUBESTACIONES

La expresión matemática para determinar la tensión de malla, es proporcional a la máxima corriente de falla a tierra, la resistividad, al coeficiente de contacto e inversamente proporcional a la longitud de conductor enterrado. Vc = k c

ρ IG

k c = k m k i = Coeficiente de contacto

L

Vc =

ρ ⋅ k m ⋅ k i ⋅ IG L

km = factor de geometría 1  D2  1  3 5 7 9 2n − 3   + ln ⋅ ⋅ ⋅ ········· km = ln  2π  16 h d  π  4 6 8 11 2n − 2  D = Espaciamiento mayor entre conductores. h = Profundidad a la que se encuentra el conductor. d = Diámetro del conductor. ki = Es un factor de corrección por irregularidades para tomar en cuenta el flujo de corriente no uniforme en diferentes partes de la malla de tierra. k i = 0,656 + 0,172 ⋅ n'

n' = (nA ⋅ nB ) nA = Número de conductores paralelos. nB = Número de conductores transversales.

Si ki > 2, entonces se utiliza directamente ki = 2 IG = Es el valor eficaz de la corriente total máxima afectada ρ = La resistividad del terreno en Ω·m En el diseño de la malla de tierra debe cumplirse: Vc < Ec b) MÁXIMA TENSION DE PASO VP La ecuación para determinar los potenciales de paso fuera de la malla en la periferia es la siguiente: VP = k P

ρI G L

k P = k S k i = Coeficiente de paso

VP =

ρ k S k i IG L

ks = Factor de geometría. kS =

 1 1 1 1 1 + + + ········  π 2h D + h 2D (n − 1) D 

165

CAPITULO XII

PUESTA A TIERRA DE SUBESTACIONES

El resto de los parámetros: ρ, IG, D, h, ki y L son los mismos que los definidos en el potencial de transferencia. En el diseño de la malla de tierra debe cumplirse: VP < EP 12.7.6. CALCULO DE LA LONGITUD MINIMA DEL CONDUCTOR ENTERRADO Para obtener una longitud de cable se iguala la tensión de transferencia con el potencial de contacto limite, para luego despejar la longitud, que debe ser mayor a la expresión despejada para mantener la tensión de contacto por debajo de los limites seguros. VC = E C ρ k m k i I G 1000 + 1.5 × C S ×ρ S ×0,116 = L tS L≥

ρ k m k i IG t S 116 + 0,174 ⋅ C S ρ S

METODO SIMPLIFICADO: L≥

ρ IG 1000

Donde: IG = Máxima corriente de malla, [A]. ρ = La resistividad del terreno en Ω·m 12.8. CONSIDERACIONES EN EL DISEÑO Para evitar los potenciales de transferencia que se presentarían de la o hacia la subestación, no deben conectarse a la malla de tierra los neutros de los circuitos secundarios de baja tensión, considerándolos como conductores energizados para evitar inconvenientes. Para realizar una verificación periódica de la resistencia de la malla es conveniente construir, por lo menos en dos sitios, cajas de inspección que permiten la fácil conexión del equipo de medida. Los edificios que se encuentran dentro del área de la subestación, todos sus elementos metálicos (ventanas, marcos, puertas, etc.) deben estar al mismo potencial de tierra, de modo que todos los aparatos y tableros también deban conectarse a la malla de puesta a tierra. En la periferia de la malla donde se produce el mayor potencial de paso, razón por la que en previsión de este fenómeno, la capa de grava se extenderá por lo menos un metro más allá de los limites de la malla.

166

CAPITULO XII

PUESTA A TIERRA DE SUBESTACIONES

Planos de construcción Sobre el plano de fundaciones, se diseña el mallado teórico, adecuando las diferentes puestas de tierra y reforzando las zonas de inyección de corriente (pararrayos y neutros) con varillas, e instalando varillas periféricas para ayudar al control de potenciales en el contorno. 12.9. EJEMPLO DE APLICACIÓN Resistibilidad del terreno = 100 Ω·m Resistividad del ripio (grava) = 3000 Ω·m Resistencia del cuerpo humano = 1000 Ω·m Corriente de cortocircuito prevista para el año = 10 kA Tiempo de actuación de los relés = 0.12 sg Profundidad de entierro = 0.70 m Dimensiones de la subestación = 80 m x 70 m Considerando como normal un mallado entre 4 a 15 metros se realiza uno preliminar y se verifica que VC < EC y VP < EP. Con D = 13 m (solo conductores en un sentido) se tiene n = 7. Resistencia del terreno RT ≈

2ρ 2 × 100 ≈ 0.67 Ω < 1 Ω = P 2 × 80 + 2 × 70

Sección del conductor 1 mm 2 × 10000 A ≈ 62,50 mm 2 ⇒ S = 4 / 0 AWG 160 A 4 / 0 AWG ⇒ d = 0.0134 mm Longitud del conductor S≈

L≈

ρI 100 × 10000 = ≅ 1000 m 1000 1000

Calculo de los potenciales Formulas simplificadas de potenciales limite de contacto y de paso: E C = 900 ×

E C = 900 ×

1 t

EP =

1 ≈ 2600 V 0.12

167

EP =

160 + ρ t

160 + 100 0,12

≈ 750 V

CAPITULO XII

PUESTA A TIERRA DE SUBESTACIONES

VC = k m k i

km =

ρI L

 1  3 5 7 9 11  132 1   + ln × × × ln × 2 π  16 × 0,7 × 0,0134  π  4 6 8 10 12 

k m ≈ 0,87 k i = 0,656 + 0,172 × 7 = 1,85

k C = k m k i = 1,61

L = 7 × 70 = 490 VC = 1,61 ×

100 × 10000 ≈ 3286 V > 2600 V 490

Entonces, considerando el mallado completo con D = 13 m L = 7 × 70 + 6 × 80 = 970 m Entonces: E C ≈ 1660 V < 2600 V O.K. Con L = 970 m Vp = k S K i

kS =

ρI L

1 1 1 1 1 1 1 1  + + + + + +  π  2 × 0,7 13 + 0,7 2 × 13 3 × 13 4 × 13 5 × 13 6 × 13 

k S ≈ 0,286 k p = 0,286 × 1,85 = 0,53 VP =

0,53 × (100 × 10000 ) ≈ 545 V < 750 V 970

168

O.K.

CAPITULO XIII

BARRAS COLECTORAS

CAPITULO XIII BARRAS COLECTORAS 13.1. INTRODUCCIÓN Barras colectoras son el conjunto de conductores eléctricos que se utilizan como conexión común los distintos circuitos que salen o llegan de la subestación. Los circuitos que se conectan o derivan las barras pueden ser de generación, líneas de transmisión, bancos de capacitores, bancos transformadores, etc. En una subestación se pueden tener uno ovarios juegos de barras que agrupen diferentes circuitos uno o varios niveles de aislación, dependiendo del sistema y tipo de subestación.

de de de en

El diseño de las barras colectoras implica la selección apropiada del conductor en lo referente al material, tipo y forma del mismo, a la selección de los aisladores y accesorios y la selección de las distancias entre apoyos y entre sus fases. La selección final de las barras esta determinada por aspectos económicos, materiales existentes en el mercado y normas establecidas. 13.2. TIPOS DE BARRAS Los tipos de barras normalmente usados son los siguientes: • •

Barras flexibles Barras rígidas

Teóricamente, el material para la fabricación de barras puede ser cualquiera que ofrezca resistencia mecánica adecuada, y sobretodo, sea un buen conductor eléctrico. Los materiales más extendidos son el cobre y el aluminio. Actualmente, el aluminio es el mas usado por ser liviano, altamente resistente a la corrosión y mas económico que el cobre. a) BARRAS FLEXIBLES El cable o barra flexible es un conductor formado por un haz de alambres trenzados en forma helicoidal. Es el tipo de barra más comúnmente usado por ofrecer condiciones optimas desde el punto de vista mecánico, razón por lo cual su dimensionamiento obedece a efectos eléctricos y mecánicos. También es común usar conductores de un solo hilo en subestaciones de pequeña capacidad en media tensión. En el diseño de barras flexibles es aceptable una flecha entre 1 % a 3 % del vano de la barra flexible. Esto incluye la deflexión de las cadenas de aisladores que en definitiva ocasionan la mayor parte de la flecha. El uso de cables permite tener vanos más largos y permite su instalación a mayores alturas sobre el suelo. Por otro lado, se requieren estructuras altas de soporte tipo pórtico. El material más usado para barras flexibles en Bolivia es el aluminio reforzado con alma de acero (ACSR) que es el conductor de líneas de transmisión ( RAIL e IBIS en 230 y 115 kV respectivamente).

169

CAPITULO XIII

BARRAS COLECTORAS

b) BARRAS RIGIDAS Las barras tubulares o rígidas, se usan principalmente en subestaciones donde las corrientes a ser transmitidas sean grandes y/o las tensiones sean muy elevadas. También se usan en las subestaciones blindadas o GIS, donde los espacios son reducidos. Al igual que en las barras flexibles, el material mas usado para las barras rígidas es el aluminio con sus diferentes aleaciones. Las barras rígidas, a pesar de su alto costo en comparación con los otros tipos de barras ofrecen las siguientes ventajas: -

Igual resistencia a la deformación en todos los planos, teniendo además, capacidad de conducción de corriente relativamente grande por unidad de área. Reduce el número de soportes necesarios debido a su rigidez.

La selección del diámetro y sección de los tubos se hace en base a la capacidad de conducción de corriente y a su deflexión. 13.3. FACTORES DE DISEÑO Para el diseño de las barras colectoras tanto rígidas como flexibles, se deben realizar todo o parte de los siguientes cálculos: a) b) c) d) e)

Corriente nominal Esfuerzos electrodinámicos ejercidos por las corrientes de cortocircuito. Efectos térmicos provocados por la corriente nominal y cortocircuito. Resonancia Flecha

a) CORRIENTE NOMINAL La corriente nominal de las barras se determina en función de la potencia y de los parámetros del sistema, con la siguiente formula. I=

S 3 ×U

Donde: I = Corriente que debe conducir teóricamente el conductor, [A]. S = Potencia aparente en las barras, [kVA]. U = Tensión de fase, [kV]. Para determinar la capacidad de corriente de los conductores de la subestación se deben no solo tomar en cuenta la corriente nominal, sino también la temperatura ambiente, velocidad del viento y la radiación solar.

170

CAPITULO XIII

BARRAS COLECTORAS

De acuerdo con las normas Internacionales no se deberá exceder la temperatura limite de diseño de los conductores (70 ºC para el Cu y 80 ºC para el Al, según Norma DIN) y la temperatura ambiente para la cual a sido diseñada, siendo esta de 35 ºC ( ∆TMAX = 35 ºC, según norma DIN). BARRAS TUBULARES DE ALUMINIO DIÁMETRO EXTERIOR mm

ESPESOR mm

40

2 3 4 5 6

MASA kg / m

SECCIÓN mm2

239 349 452 424 490

0,645 0,942 0,1220 1,480 1,730

CORRIENTE NOMINAL A

MATERIAL

EXTERIOR PINTADO

DESNUDO

648 783 892 982 1060

621 750 854 941 1020

E – ALF 10 E – ALF 10 E – ALF 10 E – ALF 10 E – ALF 10

Donde: 1 ½” ≅ 40 mm 2” ≅ 50 mm 2 ½” ≅ 63 mm 3” ≅ 80 mm Para seleccionar el conductor de barras ACSR, se toma el valor de la corriente nominal a transmitir como el 60 % de la corriente máxima de tablas del conductor elegido. CONDUCTORES ACSR CODIGO

KMC

SECCIÓN mm2

DIÁMETRO mm

MASA kg / m

CARGA DE RUPTURA kN

CORRIENTE NOMINAL A

RAIL

954 397

517 234

29,591 19,888

1,602 0,815

115,20 72,50

910 590

IBIS

b) ESFUERZOS ELECTRODINAMICOS EJERCIDOS POR LAS CORRIENTES DE CORTO CIRCUITO El calculo de las fuerzas de corto circuito es de fundamental importancia pues causa esfuerzos electrodinámicos peligrosos sobre los conductores, los soportes y aisladores. Para el diseño se procede con los siguientes cálculos. 1) Corriente de cortocircuito máximo El valor máximo de la corriente de cortocircuito subtransitoria es: I CC MAX = 1,8 × 2 × I CC ICC MAX ≅ 2,55 ICC

171

(1)

CAPITULO XIII

BARRAS COLECTORAS

2) Esfuerzos electrodinámicos entre dos elementos conductores Cuando ocurre un cortocircuito circulan corrientes con magnitudes elevadas y aparecen fuerzas de repulsión y atracción.

F = BLi Por la concentración:

H=

i 2πd

B = µH =

F=

(2)

µi 2πd

Sustituyendo en (2)

µ L i2 = [NEWTONS] 2πd

(3)

Pero por i = ICC MAX y con cambio de unidades. FMAX = 2,04

L 2 I × 10 d CC MAX

-2

= [kgf ]

(4)

L 2 I × 10 d CC

-2

= [kgf ]

(5)

FMAX = 13,265

En este caso, la corriente en ambos conductores es la misma, por consiguiente, la fuerza puede ser considerada como un valor medio. Lógicamente la fuerza obtenida es dependiente de la corriente de cortocircuito bifásica que generalmente es diferente y de diferente magnitud que la trifásica. I CC 2φ =

VN = [kA ] 2 Z2

172

CAPITULO XIII

BARRAS COLECTORAS

3) Efectos electrodinámicos entre tres elementos conductores

F

iR iS iT

En la subestaciones las barras están dispuestas generalmente en forma coplanar por lo que la barra S es la mas solicitada porque su distancia es menor que las otras. Las corrientes en los tres conductores son distintas, por lo que fuerza ejercida sobre un conductor depende de la corriente que por el circula y de las corrientes en cada uno de los otros conductores. FS = FRS + FST FS =

Aplicando la ecuación (3)

µ l i R iS µ l iS i T + 2πd 2πd

FS =

µ l i S (i R + i T ) 2πd

(6)

Sustituyo las expresiones de las corrientes planteadas de cortocircuito con cambio de unidades y ∝ = 75 ºC (ángulo de cierre). l 2 F = 10,2 I CC × 10 d I CC =

-2

= [ kgf ]

PCC 3φ 3 UN

NOTA Como los cálculos mecánicos tiene un factor de seguridad F.S. = 2 ó 2,5 , no es necesario un calculo exacto. En la practica se aplica la ecuación (5) usando para ICC el valor de corto circuito trifásico que se tiene (caso mas desfavorable).

173

CAPITULO XIII

BARRAS COLECTORAS

4) Dimensionamiento de los aisladores Para el dimensionamiento de los aisladores se toma en cuenta el esfuerzo máximo, expresado en las ecuaciones (4) y (5). Consideramos el esfuerzo máximo por unidad de longitud aplicado al aislador.

L

P=

FMAX FMAX = = [kgf / m] FS 0,5

(9)

Debe ser: PAislador ≥ P (Resistencia al voladizo [Cantilever]) 5) Dimensionamiento mecánico de barras Se considera como un caso extremo una “viga simplemente apoyada con onda distribuida”

FS

F S /2

F S /2 L

MMAX =

FS L 8

(10)

Donde: FS = carga aplicada uniformemente sobre toda la barra, [kg]. MMAX = momento máximo flexionante, [kg ·cm].

174

CAPITULO XIII

BARRAS COLECTORAS

Con el momento máximo flexionante y la forma de la barra se obtiene: σ MAX = Donde:

MMAX w

(11)

σMAX = esfuerzo máximo de flexión, [kg / cm2].

W = momento resistente, [cm3]. w= Donde:

I y

(12)

I = momento de inercia, [cm4]. Y = distancia de la flecha neutra, [cm]

El material tiene un esfuerzo de deflexión admisible σadmisible y debe ser mayor al valor calculado: σ ad > σ MAX

(13)

c) EFECTOS TERMICOS Las variaciones de temperatura por la circulación de la corriente nominal y los efectos de cortocircuito, producen la dilatación o la expansión de los materiales, provocando esfuerzos excesivos que son peligrosos y pueden llegar a romper los aisladores de soporte. Para los conductores flexibles la dilatación se traduce en un aumento de flecha. Consideraremos los efectos térmicos en barras rígidas durante la transmisión de corriente nominal y en el estado de cortocircuito. 1) Corriente nominal Al circular corriente en la barra, se produce una cierta cantidad de calor por efecto Joule provocando la dilatación del material, este problema, obliga el uso de juntas flexibles. La dilatación de una barra se expresa mediante la siguiente fórmula:

D = α L ∆θ

(14)

Donde: D = Distancia de dilatación, [cm]. α = Coeficiente de dilatación lineal. Para el Cu = 17 x 10-6 [1 / ºC] Para el Al = 24 x 10-6 [1 / ºC] L = longitud de la barra, [cm]. ∆θ = Sobre elevación de la temperatura 30 ºC sobre Tamb = 35 ºC (Norma DIN)

175

CAPITULO XIII

BARRAS COLECTORAS

2) Efectos térmicos de las corrientes de cortocircuito Cuando se producen cortocircuitos en el sistema, el conductor o los conductores involucrados que se encontraban a una temperatura determinada, acumulan calor elevando consecuentemente su temperatura de manera transitoria. Este efecto es de corta duración, del orden de los microsegundos, pero suficiente como para causar daños, por lo que las protecciones de interruptores y fusibles deben ser diseñados considerando los efectos térmicos. La elevación transitoria de temperatura podemos expresar con la siguiente formula: θ MAX = 35º+

MAX

k A

2

I CC (t + 0,6 ) × 10 −6 2

(15)

expresado en ºC, a una temperatura ambiente de 35 ºC.

Donde: ICC = Corriente de cortocircuito permanente, [kA]. k = Coeficiente para el Cu =0,0058 y para el Al = 0,0149. A = Sección de la barra. [mm2]. t = duración de la falla = tiempo del relé + tiempo de apertura OCB, [seg]. Se debe verificar que la temperatura calculada con la formula anterior debe ser menor a la admisible del material del conductor. θ MAX ≤ θ MAX MAT Según la Norma DIN:

θ MAX Cu = 200 º C θ MAX Al = 180 º C

d) RESONANCIA Un conductor rígido tiene su propia frecuencia natural de vibración fN. Si el conductor es desplazado de suposición de equilibrio, este empezara a vibrar a su frecuencia natural. La magnitud de estas oscilaciones decaerá en función del tiempo, debido a la amortiguación presente. Pero, sí el conductor se somete a una fuerza periódica cuya frecuencia sea cercana a la frecuencia natural del vano, la barra continuara oscilando y la amplitud de la onda de las oscilaciones aumentara, pudiendo dañar la estructura que lo soporta y los aisladores. Cuando la frecuencia natural se aproxima en mas o menos a un 10 % de la frecuencia eólica o a dos veces la frecuencia eólica, se puede producir resonancia. fN ≅ ±10% f e ó f N ≅ ±10% 2f e La frecuencia natural debe ser:

176

⇒ RESONANCIA

CAPITULO XIII

BARRAS COLECTORAS

fN > 1,1 f e fN < 0,9 f e fN > 1,1 (2f e ) fN < 0,9 (2f e ) Donde: EJ GL

fN = 112

(16)

E = Modulo de elasticidad, [kg / cm2 ]. Cu = 1,25 x 106 Al = 0,72 x 106 J = Momento de inercia, [cm4]. G = Peso de la barra, [kg / cm]. L= Longitud entre apoyos, [cm]. En caso de darse problemas de resonancia, existe en le mercado amortiguadores que evitan posibles rupturas de las barras mismas o de los elementos que lo sostienen. e) FLECHA Considerando una viga simplemente apoyada, la formula de la flecha esta expresada por la siguiente formula: f=

5 G L4 384 E J

(17)

Donde: f = flecha, [cm]. G = peso, [kg / cm]. E = modulo de elasticidad, [kg / cm2]. L = distancia entre apoyos, [cm]. J = momento de inercia, [cm4]. Siendo

f% =

f × 100 L

(18)

Se deberá mantener f % < 1 % (barras rígidas) NOTA El diámetro a ser adoptado depende de la intensidad de corriente y de las características mecánicas necesarias. Se puede iniciar la verificación con un diámetro de 1” por cada 10’ de vano entre apoyos.

177

CAPITULO XIII

BARRAS COLECTORAS

13.4. AISLADORES Los aisladores tienen dos funciones básicas: eléctrica y mecánica. La función eléctrica, es de proveer una aislación adecuada a la barra bajo tensión y partes no energizadas. Su función mecánica, es de soportar los esfuerzos mecánicos debido a la tensión de flechado del conductor y esfuerzos mecánicos y electromecánicos debidos a: cortocircuitos, viento, hielo y sismos. En el caso de barras rígidas se utilizan normalmente aisladores de núcleo sólido y de varios elementos, estos tienen resistencia mecánica normalizada, las solicitaciones mecánicas que pudieran sufrir se calculan de acuerdo al procedimiento anteriormente descrito (13.2). En el caso de barras flexibles se utilizan aisladores tipo platillo normalmente de 10” x 5 ¾” (254 mm x 146 mm), estos tienen distintos valores de resistencia mecánica que deberán ser seleccionados según a los esfuerzos a los cuales serán sometidos. Él número de aisladores requeridos estará en función de la coordinación de aislación en la subestación. Es importante recordar, que el nivel de aislación que se requiera debe ser calculado realizando las correcciones necesarias, por al altura. El aislador rígido esta caracterizado por su BIL, su resistencia a Cantilever (esfuerzo al voladizo) y por el circulo de pernos (Bolt circle 3” ó 5”) 13.4.1. DETERMINACION DEL NUMERO DE AISLADORES EN BARRAS FLEXIBLES El número de aisladores por cadena que soporta las barras flexibles en una subestación eléctrica, está relacionada con la tensión crítica de flameo correspondiente al Nivel Básico de Aislación, seleccionada para los equipos de la subestación. El comportamiento de la aislación externa es considerado bajo condiciones atmosféricas. a) Determinación en función del Nivel Básico de Aislación (BIL) Se determina en función de la tensión critica de flameo correspondiente al BIL normalizado de los equipos de la subestación y de la tensión critica de flameo de un aislador tipo platillo. BIL normalizado ≈ V90% V50% =

V90% (1 − K ⋅ σ)

[IEC 71 – 1]

Donde: V90% = Sobretensión con una probabilidad de no flameo del 90 %, [kV]. V50% = Tensión crítica de flameo, con una probabilidad del 50 %, [kV]. K = Factor de distribución Gauscéana, igual a 1.3. σ = Desviación standard que para sobretensiones de rayo se considera igual a 3%. El número de platos se determina según tablas de acuerdo a normas ANSI. Normalmente se adiciona dos aisladores mas para evitar que exista una tensión de flameo inverso, que de lugar a la rotura de uno de los platillos.

178

CAPITULO XIII

BARRAS COLECTORAS

b) Determinación en función de la distancia de descarga equivalente La contaminación ambiental y al distancia mínima en aire tienen gran influencia en el comportamiento de la cadena de aisladores, que particularmente se ven afectadas por las sobretensiones temporales. Para determinar el número de aisladores por cadena, se calcula mediante la siguiente formula: Uf Na =

dda

δ dgp

Donde: Na = Número de aisladores para la cadena respectiva. Uf = Tensión de fase para la tensión máxima de trabajo, [kV]. δ = Densidad relativa del aire, la cual se expresa como: δ=

3.92 ⋅ b 273 + θ

θ = Temperatura ambiente, [ºC]. b = Presión barometrica, [cm Hg]. b = 10

h    log 76 − 18336   

h = Altitud sobre el nivel del mar, [m]. dda = Distancia de descarga que corresponde al aislador NEMA C-29.1 = 29,2 [cm]. dgp = Distancia de descarga especifica teniendo en cuenta el grado de polución, [cm / kV]. Para dgp se tienen los siguientes opciones: Sin polución 2,3, con polución ligera 3,2, intensa 4,5, y muy intensa 6,3.

13.5. ACCESORIOS Las barras colectoras rígidas, están formadas principalmente de los siguientes accesorios: -

Grampas fijas No permiten el movimiento de las barras rígidas, manteniendo las mismas estáticas.

-

Grampas deslizantes Permiten que la barra rígida pueda deslizarse libremente sobre el aislador soporte.

-

Juntas de dilatación Son conectores que sirven para absorber las dilataciones en las barras rígidas. Esta conformado por conductores flexibles y se lo utiliza a la llegada de barra a equipos pesados a fin de evitar esfuerzos mecánicos que provoquen la ruptura del aislador.

179

CAPITULO XIII

BARRAS COLECTORAS

-

Bell – ends Es un tapón que se emplea en los terminales de la barra rígida.

-

Conector tipo “T” Es usado en derivaciones para salidas en forma perpendicular a la barra.

-

Conector tipo paralelo Es también usado en derivaciones para salidas en dirección de la barra.

-

Conectores tipo recto Permite la derivación aprovechando el extremo de la barra rígida.

-

Coplas Permiten la unión de las barras rígidas en línea recta.

13.6. EJEMPLOS 13.6.1. CALCULO PAR EL DISEÑO DE UNA BARRA RIGIDA Datos: ICC = 5 kA I = 760 A (corriente que debe conducir teóricamente el conductor) Longitud del Vano = 10 m Distancia entre barras = 2,5 m Conductor medida nominal 3’ Diámetro externo = 8,89 cm Diámetro interno = 7,79 cm Velocidad del viento = 100 km / hr Masa de la barra = 0.942 kg / m E = 7 x 105 kg / cm2 Duración de la falla = 0.12 sg •

Corriente nominal de la barra rígida = 783 A (exterior pintado, según tablas) Conductores de conexión Rail ASCR

•

Carga electrodinámica LI Fe = 13.265 × CC × 10 -8 d

•

Fe = 13.265 ×

10 × 50002 × 10 -8 = 13.265 [kg] 2. 5

Carga del viento

180

CAPITULO XIII

•

BARRAS COLECTORAS

Carga debido a temblores FSh = 0.2 × gC

FSh = 0.2 × 10 × 0.942 = 1.884 [kg]

FSv = 0.5 × GC

•

FSV = 0.5 × 0.942 = 0.471 [kg / m]

Carga resultante F = 1.884 + 40 + 13.265 = 55.15 [kg]

•

Esfuerzos Momento flexionante MMAX =

F×L 8

MMAX =

55.15 × 10 = 68.937[kg m] 8

Momento resistente 4 2  π   D − D int WO =   ×  ext D ext  32  

[ ]

   

 π   8.89 4 − 7.79 4 WO =   ×  8.89  32  

σ MAX =

68.937 × 10 2 = 243 .51 [kg / cm 2 ] 28.31

  = 28.31 cm 3  

Esfuerzo máximo σ MAX =

MMAX WO

Esfuerzo admisible = 900 kg / cm2 Luego: •

Deflexión

(

 π  4 4 − D int J =   × D ext  64  f=

5 × G × L4 384 × E × J

f% =

•

σadm > σMAX

)

f=

(

)

[ ]

 π  J =   × 8.89 4 − 7.79 4 = 125.84 cm 4  64  5 × (0.00471 + 0.00942 ) × 1000 4

2.089 × 100 = 0.21% 1000

384 × 7 × 10 5

= 2.089 [cm]

Luego : f % < 1%

Resonancia f n = 112

E×J G×L

fn = 112

7 × 10 5 × 125 .84 = 8.84 [sg] (0.00471 + 0.00942 ) × 1000 4

181

CAPITULO XIII

BARRAS COLECTORAS

Frecuencia eólica fe = 3.85sg

1.1 x fe =1.1x3.85 = 4.235 sg FN > 4.235 sg

•

Efectos térmicos D = 24 × 10 −6 × 1000 × 30 = 0.72 [cm]

D = α × L × ∆θ

Existe la necesidad de juntas de dilatación θ MAX = 35º + θ MAX = 35 +

k I CC (t + 0.6 ) × 10 −6 2 A 0.0149 349

2

× 5(0.12 + 0.6) × 10 −6 = 35 [º C ]

θMAX Al = 180 °C •

θMAX Al > θMAX

El efecto corona es despreciable. Para barras rígidas y tensiones menores o iguales a 115 kV el efecto de radio interferencia no es un factor de diseño.

Aisladores de soporte de barras Los aisladores que soportaran las barras serán de tipo poste y se debe especificar lo siguiente: •

Tensión máxima de servicio: 123 kV.

•

Nivel básico de aislación: 650 kV.

•

Voltaje de prueba a frecuencia industrial: 275 kV.

•

Distancia de fuga Datos del fabricante: Distancia de fuga mínima (kf) para un nivel de polución ligero es de 16 mm / kV Diámetro exterior del aislador es de 350 mm. Factor de corrección debido al diámetro (kd) es de 1.1 para 300 mm < D

F FS

Ra =

55.15 = 110.3 [kg] 0.5

El aislador deberá tener una resistencia al voladizo mayor que 110.3 kg. •

Circulo de ubicación de agujeros de 5” de diámetro (bolt circle), con perforaciones de 11/16 de pulgada.

•

Accesorios - Conectores para tubo de 3 ”. - Pernos de 5/8 ” de diámetro, tanto para la base como la capucha superior. - Estructura de soporte galvanizado.

183

CAPITULO XIII

BARRAS COLECTORAS

184

CAPITULO XIV

PORTICOS Y SOPORTES

CAPITULO XIV PORTICOS Y SOPORTES 14.1. PORTICOS Los pórticos son estructuras que soportan las barras aéreas y los esfuerzos provocados por estas y los equipos, permiten mantener las distancias mínimas de seguridad a tierra, entre fases, y de seguridad al personal durante el montaje y mantenimientos. El diseño y construcción de los pórticos corresponde a la ingeniería estructural. 14.2. MATERIALES PARA LA CONSTRUCCION DE LOS PORTICOS En la construcción de las estructuras de los pórticos se utiliza madera, hormigón y acero. a) Estructuras de madera Este material esta limitado a zona apropiadas por las condiciones del medio ambiente; tienen un periodo de duración corto, además necesitan de un tratamiento para no ser atacados por los insectos. Resisten esfuerzos relativamente menores. Se los utiliza en media tensión y excepcionalmente en alta tensión (69 kV). El empleo de la madera para los pórticos depende mucho de la disponibilidad de madera de cada país. Por ejemplo en los Estados Unidos EE.UU. y Canadá se utilizan diversas variedades de madera para alta tensión, inclusive hasta los 500 kV. En Bolivia normalmente se usa la palma negra sin tratamiento y el eucalipto tratado con una expectativa de vida de alrededor de 10 años, sin embargo su uso tiende a quedar marginado por su gradual sustitución por estructuras de hormigón. b) Estructuras de hormigón Son de mayor duración que las estructuras de madera, pero son muy pesadas, por lo que representa un problema al momento de ser transportados en zonas montañosas. Los tipos más comunes de hormigón son: el vibrado, centrifugado y el pretensado. Para la fabricación de estructuras de hormigón se debe cumplir normas muy exigentes, de lo contrario, la resistencia puede resultar menor y presentar fisuras provocando que los componentes de hierro como las armaduras se oxiden, lo cual pueden reduce su vida útil, que se estima en 30 años. Estas estructuras son muy adecuadas para lugares tropicales. b) Estructuras de acero Generalmente son de acero reticulado formando estructuras variadas de acuerdo a exigencias o diseños de cada fabricante. Tienen la ventaja de ser transportadas por partes y armadas en el mismo sitio, pero son más caras que las de hormigón. La galvanización del acero en caliente, es el procedimiento metalúrgico que garantiza la resistencia a la oxidación y la corrosión para un periodo de vida útil de 30 - 50 años (trópicos - sierra). Los ensambles de los pórticos suelen hacerse con pernos, y también por soldadura eléctrica de los distintos elementos.

185

CAPITULO XIV

PORTICOS Y SOPORTES

14.3. CARGAS SOBRE PORTICOS Los pórticos para barras están conformados por columnas y vigas en las que se suspenden o se amarran tanto a los conductores de las barras flexibles como a los conductores de salida y entrada a la subestación. Las vigas del pórtico son columnas empotradas que transmiten al suelo principalmente acciones de vuelco producido por los conductores de las barras flexibles y los cables de guardia. Los amarres de los conductores R y T, dispuestos sobre el travesaño del pórtico pueden ser internos o externos.

R

S T

Las cargas de los conductores que se aplican a los pórticos se pueden descomponer en tres componentes principales: -

-

Carga Vertical CV, que comprende el peso mismo de los conductores, los conductores de guardia, aisladores, herrajes, equipos y personal de montaje y mantenimiento, y el peso mismo de la misma estructura. Carga Transversal CT, que comprende la presión del viento PV sobre los herrajes, conductores de guardia y sobre la estructura misma. Carga Longitudinal CL, comprende el esfuerzo horizontal normal a las anteriores y en dirección de los conductores.

CT CL CV

PV

186

CAPITULO XIV

PORTICOS Y SOPORTES

Pórticos de una subestación de distribución

14.4. SOPORTES PARA EQUIPOS Todos los equipos de una subestación se encuentran dispuestos sobre estructuras que guardan distancias mínimas de seguridad entre fases y tierra. Las estructuras pueden tener configuraciones y formas muy simples, como una columna, hasta muy complicadas como pequeños pórticos para barras. Las cargas actuantes sobre las estructuras se consideran las acciones del peso del equipo y la estructura misma, el viento, las cargas de montaje y mantenimiento, sismo, cargas electrodinámicas, etc. Se muestra como ejemplo los siguientes soportes para equipos -

Soporte para pararrayos

TRANSFORMADOR

SOPORTES DE ACERO

VISTA FRONTAL

VISTA DE PERFIL

187

CAPITULO XIV

-

PORTICOS Y SOPORTES

Soporte para transformadores de potencial y trampa de onda. Soporte para transformadores de corriente

TRANSFORMADOR CAPACITIVO DE TENSIÓN CON TRAMPA DE ONDA ADOSADA

TRANSFORMADOR DE CORRIENTE SOPORTES DE ACERO

-

Soporte para interruptores

188

CAPITULO XIV

PORTICOS Y SOPORTES

-

Soporte para seccionadores

-

Soportes para barras rígidas BARRA RÍGIDA

BARRA RÍGIDA

SECCIONADOR DE APERTURA CENTRAL

SOPORTE

SOPORTE

189

BARRA RÍGIDA

AISLADOR TIPO POSTE

CAPITULO XV

SISTEMAS AUXILIARES

CAPITULO XV SISTEMAS AUXILIARES 15.1. INTRODUCCIÓN Los sistemas auxiliares de una subestación, comprenden el conjunto de instalaciones en baja tensión, alimentados por fuentes de corriente continua y corriente alterna, cuya función primordial es de asegurar el funcionamiento de todo equipo eléctrico o electromecánico que comprende la subestación para así no perturbar la continuidad y confiabilidad del servicio. Los equipos y dispositivos que están conectados a los servicios auxiliares son: a) Equipos auxiliares. Motores de interruptores y seccionadores, motores auxiliares de los transformadores y calefacción. b) Equipos de comando y control. Equipos de protección, circuitos de comando y señalización. c) Instalaciones anexas. Alumbrado de los ambientes interiores y exteriores, circuitos de fuerza motriz, bomba de agua, aire acondicionado, comunicaciones, etc. Primordialmente los sistemas auxiliares comprenden: los servicios auxiliares en corriente continua y en corriente alterna. Los servicios auxiliares, según el tiempo de que deben estar en estado de funcionamiento sin interrupción, se dividen en dos categorías: servicios auxiliares esenciales, y no esenciales. 15.1.1. SERVICIOS AUXILIARES ESENCIALES Estos deben estar disponibles permanentemente y no deberán ser perturbados por fallas que afecten al sistema por alguna contingencia o algún otro motivo que afecte a la continuidad de servicio. Los servicios auxiliares esenciales aseguran la alimentación de los circuitos “vitales” que principalmente son: -

Equipos de protección y los automatismos que aseguran la operación y/o la reposición del servicio, motores de interruptores y seccionadores. Los circuitos de comando, control y señalización de los aparatos de alta tensión y equipos generales. Equipos de telecomunicaciones.

Los circuitos y equipos indicados están alimentados por baterías de corriente continua, asociadas a cargadores de baterías. 15.1.2. SERVICIOS AUXILIARES NO ESENCIALES Estos pueden tolerar interrupciones de corta duración, pero su desconexión prolongada puede producir perturbaciones graves en el servicio de la subestación. Los equipos relacionados con los servicios no esenciales son:

190

CAPITULO XV

-

SISTEMAS AUXILIARES

Dispositivos de carga de baterías. Iluminación de emergencia. circuitos y equipos de telemedida, circuitos auxiliares de refrigeración de los transformadores de potencia, circuitos de calefacción, etc.

Los equipos indicados están alimentados normalmente desde la red de distribución en corriente alterna, 15.2. DISPOSICION Y UBICACION DE LOS EQUIPOS Los servicios auxiliares en la subestación son concebidos como unidades centralizadas. Para el control de los servicios auxiliares, tanto en corriente continua como en alterna, se cuenta con una sala de control y comando en el cual están ubicados los paneles de control, protección, medida y alarma de los equipos. En la misma sala se encuentran los tableros de distribución de corriente continua, corriente alterna y el cargador de baterías. La distribución de los conductores hacia los equipos en los paneles de control y el patio de alta tensión se hace a través de canaletas, zanjas y dúctos. Al lado de la sala de control se encuentra la sala de baterías, donde están ubicados además, todos los elementos necesarios para el mantenimiento periódico de las baterías. 15.3. SERVICIOS AUXILIARES EN CORRIENTE ALTERNA Una subestación necesita de corriente alterna para el funcionamiento de los servicios auxiliares. Los servicios auxiliares pueden ser alimentados a través de diferentes medios en media tensión para luego transformarlo a baja tensión, los cuales se mencionaran a continuación: a) Transformador de distribución, el alimentador puede ser: una línea de media tensión perteneciente a otra subestación. b) El terciario de los transformadores de potencia, que tengan conexión estrella – estrella con terciario accesible, muy usado en subestaciones de interconexión. c) Transformadores de potencial, capacitivos, inductivos unipolares o banco trifásico, estos se los utiliza cuando no se tiene acceso a líneas de media tensión o al arrollamiento terciario. d) Transformadores de alta a media tensión, es una de las soluciones más caras. La elección de uno de los medios anteriormente mencionados que se será utilizado para energizar los equipos de los sistemas auxiliares dependerá del tipo de subestación, la importancia de la misma, seguridad y confiabilidad de servicio, y sobre todo el costo que representa. Los sistemas de energía ininterrumpida (SEI) con grupo electrógeno, se utilizan en algunas subestaciones importantes para casos donde la alimentación en corriente alterna no deba ser interrumpida y se tenga una posibilidad más de energía aparte de las baterías. También se usan UPSs (unidades de potencia no interrumpibles con inversores u onduladores asociados).

191

CAPITULO XV

SISTEMAS AUXILIARES

A través del diagrama unifilar siguiente se muestran en forma general la instalación de los sistemas auxiliares. A.T.

A.T.

M.T.

DIESEL

M.T.

B.T.

C.A.

B.T.

C.A.

INVERSOR

SERVICIOS ESENCIALES

GRUPO ELECTROGENO

SERVICIOS ESENCIALES

ONDULADOR

C.C.

BATERÍAS

15.3.1. DETERMINACION DE LA DEMANDA MAXIMA TOTAL Para obtener la demanda máxima se realiza de acuerdo a los siguientes criterios: -

-

-

La demanda máxima de iluminación se calcula afectando a la potencia instalada por los factores de demanda, recomendado por el Reglamento de Instalaciones Eléctricas Interiores en baja tensión. Para interruptores, la apertura o cierre simultaneo de dos interruptores. Del mismo modo para los seccionadores, se considera la apertura simultanea de dos seccionadores en alta tensión y dos seccionadores en media tensión. Para los demás circuitos de un consumo mayor a los 5000 W, se los considera que funcionan simultáneamente.

Por lo general, se obtiene sumando todas las cargas de la subestación. A esta suma se le afectara, por los factores de demanda y de simultaneidad, recomendados por el reglamento de instalaciones eléctricas. 15.4. SERVICIOS AUXILIARES EN CORRIENTE CONTINUA La prestación de servicios auxiliares en corriente continua, se realizará desde el tablero de distribución de corriente continua. Este tablero, se alimentara desde el tablero de distribución principal de corriente

192

CAPITULO XV

SISTEMAS AUXILIARES

alterna, a través de un rectificador electrónico y en caso de contingencia a través de un banco de baterías mantenido en flotación. 15.4.1. BATERIAS Batería es un conjunto de celdas conectadas en serie. La tensión nominal de la batería se obtiene sumando la tensión de cada una de las celdas. Las baterías instaladas en una subestación tienen como función principal almacenar energía que se utiliza para energizar los sistemas de disparo de los interruptores, protecciones, alarmas, indicadores y alumbrado de emergencia. Por lo que las baterías deben hallarse en optimas condiciones de funcionamiento. El dimensionamiento del banco de baterías se determinara por la capacidad Ah (Amperes x hora) y el número de celdas. Además, se deberá tomar en cuenta los siguientes parámetros: •

Tiempo de respaldo Es el lapso de tiempo durante el cuál las baterías de la instalación deberán ser capaces de abastecer de energía a los consumidores de corriente continua, estando el cargador de baterías sin alimentación de corriente alterna. Existen múltiples factores que deben ser considerados y cuidadosamente evaluados para fijar el tiempo de respaldo en cada caso particular, ya que el tiempo de respaldo tiene una incidencia fundamental en el costo de las baterías. En la práctica se encuentran tiempos de 1 hasta 10 horas.

•

Niveles de tensión normalizados De acuerdo con la Tabla VI de la norma IEC 694, la tensión nominal de los circuitos auxiliares y los elementos de cierre y apertura de los equipos de maniobra, debe elegirse entre los siguientes valores de tensión: 24 V, 48 V, 110 o 125 V, y 220 o 250 V. Se consideran los niveles de tensión para los siguientes dispositivos y aparatos: 220 V o 110 V -

Motores de emergencia Alumbrado de emergencia Control de equipos de maniobra Protección

24 V o 48 V -

Telecontrol, teleprotección, telecomunicación. Control Alarmas de incendio y de intrusión.

De acuerdo con IEC – 694, los elementos de cierre y apertura de los equipos de maniobra deben operar correctamente con tensiones de 85 % y 110 % de la tensión nominal. 193

CAPITULO XV

SISTEMAS AUXILIARES

Para los consumidores de 48 V y 24 V, los limites usuales son 90 % y 115 % de la tensión nominal. En la Tabla 1 de IEEE 946 (que se describe a continuación), recomienda los limites de tensión para los diferentes dispositivos que comprenden los sistemas auxiliares en corriente continua. CONSUMIDOR Bobina de apertura de interruptores Bobina de cierre de interruptores Contactor Válvula de solenoide Motor de actuador de válvula Motor auxiliar Relé electromecánico Relé de estado sólido Instrumentación Lámpara indicadora Fuente de poder de estado sólido

125 V 70 – 140 V (56% - 112%)

250 V 140 – 280 V (56% - 112%)

90 – 140 V (72% - 112%)

180 – 280 V (72% - 112%)

100 – 140 V (80% - 112%)

200 – 280 V (80% - 112%)

La tensión mínima en los consumidores debe ser calculada considerando la mayor corriente que este puede absorber. Por ejemplo, en el caso de un motor no se debe considerar su corriente nominal, sino más bien su corriente de arranque. •

Ciclo de servicio El ciclo de servicio de un a batería se define como las corrientes que una batería debe estar disponible para suministrar a los consumidores durante un periodo especificado. Consiste en determinar las demandas esperadas y la secuencia de estas. Podemos mencionar la siguiente tabla y diagrama ejemplo: No se debe olvidar los consumidores ocasionales que se energizan al azar y que son necesarios para reestablecer el servicio normal de la instalación, como las bobinas de cierre de los interruptores de alta tensión, (cargas random). Como ejemplo se describe el siguiente ciclo de servicio. PERIODO

CONSUMO

TOTAL [A]

DURACION [min]

1 2 3 4 5 6 R

L1 L1+ L2 L1+ L2+L3 L1 +L4 L1 L1+ L5 L7

40 200 260 100 40 120 100

5 25 5 25 40 20 1

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CAPITULO XV

SISTEMAS AUXILIARES

R [Ω]

260 240

L3

220 200 180 160 140 120

L2

100 80

Carga Random

L5

L4

60 40 1

2

3

20

4

L1

5

L7

6

00 5

•

30 35

1 60

100

120

T [min]

Elección del esquema básico Existen varias configuraciones de esquemas a citar en los sistemas auxiliares de corriente continua, mencionaremos algunos: Esquema con una batería y un cargador de batería. Esquema con una batería y dos cargadores de batería. Esquema con dos baterías y dos cargadores de batería. Esquema con dos baterías y tres cargadores de batería. Esquema con doble alimentación de los consumidores esenciales. Esquema con conversores de corriente continua. La elección de uno de los esquemas anteriormente mencionados, depende de la importancia de la subestación, la confiabilidad y factores económicos. L7

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CAPITULO XV

SISTEMAS AUXILIARES

Como ejemplo se describe un esquema con doble cargador y baterías. Baja Tensión

CARGADOR 1

CARGADOR 2

BATERIA 1

BATERIA 2

Diodo de oposición

SECCION 1

SECCION 2

ONDULADOR

•

La temperatura mínima ambiente La capacidad de la batería será mayor al subir la temperatura del electrolito y se reduce al bajar de la misma. Las causas que influyen sobre la capacidad de la batería son: Velocidad de difusión; la cual es alterada debido a que la temperatura influye sobre la viscosidad del electrolito y por consiguiente, sobre la movilidad de los iones. Conductividad del electrolito; a mayores temperaturas el electrolito tendrá mayor energía antes de llegar a la tensión final de descarga. Los fabricantes disponen de gráficos donde se tiene la variación de la capacidad de las baterías respecto a la temperatura. La capacidad de las baterías esta referida a una temperatura dada, que normalmente es de 25 ºC y se desea conocer la capacidad disponible a otras temperaturas se deberá aplicar la siguiente fórmula: CT = Cr[1+I(T - Tr)]

IEC 896 –1

Donde: CT = Capacidad a la temperatura T, [Ah].

Cr = Capacidad a la temperatura de referencia, [Ah]. I = Coeficiente de temperatura, [ºC-1]. T = Temperatura media inicial del electrolito, [ºC]. Tr = Temperatura de referencia (normalmente 25ºC), [ºC].

De acuerdo a IEC 896 –1, si no se cuenta de una información más precisa por el fabricante para el coeficiente de temperatura, se debe considerar I = 0.006 [ºC-1].

196

CAPITULO XV

SISTEMAS AUXILIARES

15.4.2. DETERMINACION DEL NUMERO DE CELDAS DE LAS BATERIAS La capacidad de una batería se determina por el número de celdas que se dispondrá en serie y sobre todo la tensión de servicio de la batería. Para determinar el número de celdas se debe tener en cuenta lo siguiente: -

Tensiones máximas y mínimas de trabajo Los equipos están diseñados para operar satisfactoriamente en un rango de tensiones. Estos rangos están recomendados en las publicaciones de la CIER, IEEE, y otras publicaciones.

-

Caídas de tensión Las caídas de tensión en los cables se deben limitar al 3 % para alimentadores de teleprotección y telecomunicaciones, 5 % para alimentadores de control y protecciones (Según la publicación CIER). En condiciones de falla las corrientes de corto circuito son altas; y por ende, las caídas de tensión son también mayores. Para limitar las corrientes de corto circuito se debe limitar el tiempo de la circulación de la corriente y no se debe instalar interruptores sobredimensionados; además, deberán operar en el menor tiempo posible.

Una practica muy común es usar 12, 24, 60, o 120 celdas para sistemas de tensión de 24, 48, 125, o 250 VDC respectivamente, para baterías que flotan entre 2.23 y 2.25 V / celda. Sin embargo, en algunos casos se deberá ajustar el número de celdas de acuerdo al rango de operación. La capacidad de la batería se determina de acuerdo a curvas características típicas de cada fabricante, de donde se obtiene un factor que luego se multiplicará al número de celdas. 15.4.3. CORRIENTES DE CORTO CIRCUITO La corriente de corto circuito total es la suma de los aportes de las baterías, los cargadores de baterías, y los motores. Esta debe ser calculada para seleccionar protecciones de una capacidad de ruptura adecuada y dimensionar los equipos como cables, barras, diodos de bloqueo, etc. a) Aporte de las baterías al corto circuito La corriente que aporta la batería al cortocircuito depende de la tensión interna de la batería (en vació), la resistencia interna de la batería, y la suma de las impedancias del circuito externo (la resistencia de los conectores entre celdas, los cables de alimentación principal, etc). b) Aporte del cargador de baterías Las normas IEEE indican que el aporte de un cargador al cortocircuito esta limitado por los elementos de control cuando la corriente supera a la nominal, debido a que la acción no es instantánea, durante los primeros 10 – 20 milisegundos aparecen en le circuito corrientes altas, concluido este tiempo actúa el circuito limitador de corriente. Por ejemplo: para 48 V la corriente nominal sube 8 veces, para 125 V la corriente nominal sube 10 veces, y para 220 V la corriente nominal sube 14 veces.

197

CAPITULO XV

SISTEMAS AUXILIARES

c) Aporte de los motores y bobinas Este aporte solo ocurre siempre y cuando los motores están en funcionamiento en el momento de la falla, generalmente es de 5 veces la corriente nominal de los motores. Como la capacidad de los motores es reducida, su efecto al cortocircuito es despreciable. 15.4.4. CARGADORES DE BATERIA Son dispositivos que mantienen las baterías al nivel de carga nominal. Están compuestos de un rectificador del tipo puente trifásico, con diodos de silicio y estabiliza la tensión de salida por medio de rectificadores estáticos construidos con tiristores. El transformador de alimentación del puente es de aislación seca. Los cargadores de baterías deben tener un conmutador de tres posiciones. FLOTACION, IGUALACION Y MANUAL. En la posición de flotación, la batería esta conectada en paralelo con el cargador de batería. La vida útil depende mucho de que la tensión de flotación en sus bornes sea lo mas constante posible y este dentro el rango admisible. En la posición de igualación, se lo utiliza cuando la batería queda descargada por periodos no muy largos. La posición de carga manual profunda se lo utiliza cuando existe contingencias, las cuales pueden durar horas, durante este periodo la batería queda descargada y la tensión se reduce. Durante el servicio de carga flotante o carga de igualación, el cargador deberá tener una característica de corriente – tensión constante. Durante el servicio de carga manual profunda, el cargador de batería debe tener una característica de corriente constante y la tensión variable. La conmutación de “flotación” a “carga manual profunda” o viceversa, deberá poder hacerse en modo manual y automático. Con el cargador de batería en “automático”, la posición de carga habitual es en “flotación” y pasara automáticamente a “carga manual profunda” por baja tensión de batería. Para el dimensionamiento de los cargadores de batería, los criterios recomendados por la publicación de la CIER son lo siguientes: a) Cada cargador de batería debe ser capaz de alimentar la totalidad de los consumos, más la corriente de flotación de las baterías. b) Cada cargador de batería debe ser capaz de entregar la corriente de carga manual profunda a una batería. c) Después de una caída de servicio, la batería debe ser capaz de alimentar en flotación el 50 % de los consumidores y de entregar una corriente tal a la batería correspondiente, que sea suficiente para recargarla en un lapso no superior a 10 horas. d) Si la temperatura ambiente del recinto en que se encontraran los cargadores de batería puede llegar durante periodos superiores a una hora a temperaturas mayores a las máximas indicadas por los fabricantes que normalmente son mayores a los 40 ºC, se deberá corregir mediante factores de corrección por temperatura. e) tensión máxima de salida de los cargadores de batería Si se desea que un cargador de baterías sea capaz de dar carga manual profunda a una batería, se debe conocer la tensión final fijada por el fabricante y el número de celdas de la batería. Los rangos más usales de la tensión de carga manual profunda son los siguientes: baterías ácidas

2,6 a 2,7 V / celda 198

CAPITULO XV

SISTEMAS AUXILIARES

baterías alcalinas

1,8 a 1,85 V / celda

Si se decide emplear para carga manual profunda cargadores de batería portátiles, que se trasladan de una instalación a otra, la tensión máxima de salida es determinada por la tensión de igualación y el número de celdas de la batería. Los rangos más usales de la tensión de igualación son los siguientes: baterías ácidas baterías alcalinas

2,25 a 2,4 V / celda 1,45 a 1,6 V / celda

f) Tensión mínima de salida de los cargadores de batería El nivel más bajo de tensión corresponde al funcionamiento en flotación, cuyos rangos más usuales son: baterías ácidas 2,15 a 2,25 V / celda baterías alcalinas 1,35 a 1,45V / celda 15.4.5. FACTORES PARA LA SELECCION DE CABLES, INTERRUPTORES Y/O FUSIBLES Para el dimensionamiento de los cables de los servicios auxiliares en corriente continua se toma en cuenta: -

La corriente que debe conducir. La corriente de corto circuito que debe soportar. La caída de tensión admisible en el cable.

Para la selección de un interruptor o un fusible de corriente continua se debe realizar previamente los siguientes estudios: -

Determinar la tensión máxima de servicio a que deberá operar el interruptor en condiciones normales o de falla. Determinar la temperatura a la que deberá operar el interruptor. Determinar la corriente máxima transitoria que debe ser capaz de conducir el interruptor o fusible sin que operen los mismos. Determinación de la corriente de cortocircuito bajo las condiciones más desfavorables.

Teóricamente los fusibles tienen varias ventajas técnicas sobre los interruptores como protección contra corto circuitos, sin embargo, muchas publicaciones prefieren el uso de interruptores para los sistemas auxiliares en corriente continua. Con los factores mencionados anteriormente se deben también dimensionar los contactores, pulsadores, conmutadores rotatorios, etc. 15.4.6. TIPOS DE BATERIAS Según el tipo de electrolito de las baterías, estas pueden ser ácidas o alcalinas.

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CAPITULO XV

SISTEMAS AUXILIARES

a) Batería de tipo ácido Cada celda esta formada por las siguientes partes: Recipiente. Es un envase donde se localiza las placas, el electrolito y los separadores. Es de un material transparente de modo que permita la inspección visual de los elementos que están dentro del recipiente. Placas. En una celda se dispone de placas positivas y negativas, las placas positivas están formadas por dióxido de plomo (PbO2) y las negativas están formadas de plomo puro. Separadores. Son elementos aislantes que permiten la circulación del electrolito y mantienen separadas las placas positivas de las negativas. Electrolito. Es una solución de agua y ácido sulfúrico. Dentro de las baterías tipo ácido, podemos describir las siguientes: -

Plomo ácidas, celdas planas. Su expectativa de vida es de 5 – 10 años y son las más económicas. Plomo ácidas, celdas tubulares. Su expectativa de vida es de 10 años. Plomo ácidas, celdas Planté. Adecuadamente mantenidas duran 25 años, soportan operaciones cíclicas con descarga pesada, pero no pueden quedar descargadas durante periodos muy largos.

b) Batería de tipo alcalino ( celdas de níquel cadmio o níquel hierro) La descripción de una celda de tipo alcalino es prácticamente igual que las de plomo ácido. A diferencia de que en la primera, la placa positiva esta formada por una hilera de tubos de malla de acero, que contiene hidróxido de níquel y la placa negativa esta rellena de oxido de cadmio, que se reduce a cadmio metálico durante el proceso de carga. El recipiente de la batería de tipo alcalino es de plástico opaco y los separadores son de barras de hule o de polietileno. Su expectativa de vida es de más de 25 años, requieren de poco mantenimiento, poco cuidado en los ciclos de carga y descarga. Se las utiliza cuando se requiere una gran capacidad de descarga. Son más costosas, pero se prefieren en subestaciones no vigiladas. 15.4.7. PRECAUCIONES EN SALA DE BATERIAS Los locales que estarán destinados a las baterías deben ser secos, bien ventilados y sin vibraciones que puedan originar desprendimiento de gases y desgaste prematuro de las celdas. Además, el banco de baterías se debe instalar en un cuarto, provisto de un extractor de gases para evitar accidentes Es imprescindible que los distintos dispositivos, equipos e instalaciones sean a prueba de explosiones e incendios. El suelo del ambiente debe ser a prueba de ácidos o álcalis y con una ligera pendiente con un canal de desagüe; de modo tal, que se pueda evacuar cualquier liquido que se derrame. Las ventanas, techos, muros, etc. deberán cubrirse con pintura resistente al ácido o a los álcalis. Es necesario un adecuado espacio para la inspección, pruebas, mantenimientos, y reemplazo de celdas. Las celdas deberán estar montadas sobre racks, si son metálicos deben ser resistentes al ácido y álcalis, baterías de distintas tensiones ó baterías distintas deben ser separadas. La carga debe estar conectada a la batería y no a los bornes del cargador, esto debido a la conexión repentina de las cargas de corta duración, (no mayores a un minuto) durante el ciclo de trabajo. Las baterías se instalan en un cuarto separado de los demás equipos pero cercano al cargador de baterías. 200

CAPITULO XV

SISTEMAS AUXILIARES

15.4.8. EJEMPLO PARA LA DETERMINACIÓN DE LA CAPACIDAD DEL BANCO Y CARGADOR DE BATERIAS -

Esquema básico CARGADOR 1

BATERIA 1

DC - 125 V

ONDULADOR

Iluminación de emergencia

-

Tiempo de respaldo = 8 horas

-

Ciclo de servicio -

Consumos permanentes, 40 A por el lapso de 2 horas. Consumos no permanentes, 15 A por el lapso de 59 minutos Consumos momentáneos, 55 A al inicio del periodo por un minuto, 35 A al final del periodo durante un minuto. I [Α]

120 100 95 80

75

L1

60

55

L3

40

L2

20 00

2

3

1

Periodo Consumos

1 2 3 4

L1 = 95 L2 = 40 L3 = 55 L4 = 75

L4

60

4

120

Diferencia de consumos

Duración [min]

Tiempo hasta termino de sección

L1 = 95 L2 –L1 = -55 L3 -L2 = 15 L4 –L3 = -20

1 59 59 1

120 119 60 1

Factor de capacidad [A / placa positiva]

12.5 12 19 55

T [min]

Placas positivas requeridas

7.6 -4.58 0.79 0.36 4.17

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CAPITULO XV

SISTEMAS AUXILIARES

El factor de capacidad se obtiene de curvas características dadas por el fabricante. Tiene la característica de que a mayor tiempo, menor será el valor del factor de capacidad. Por lo tanto el número de placas positivas será de 4.17, este valor se debe afectar por los factores de temperatura (1.1), aumento de consumos (1.16), y por envejecimiento (1.25). Estos factores se obtienen de tablas y curvas dadas por los fabricantes. n pp = 4.17 × 1.1 × 1.16 × 1.25 = 6.65 ≈ 7

El número total de placas es igual al doble de las placas a positivas mas uno. Número total de placas =1 + 2 x 7 = 15 De la tabla del fabricante para baterías ácidas se obtiene una descarga de 35 A por cada 8 horas con una tensión final de 1.75 V / celda. De modo que la capacidad del banco de baterías resulta ser 35 A x 8 horas = 280 [A · hr]. -

Determinación del número de celdas La tensión máxima de servicio será de un 10 % mas de la tensión nominal. 125 + 125 x 0.1 = 137.5 V La tensión mínima de servicio será de – 9,7 % de la nominal. 125 + 125 x -0.097 = 112.87 V Si elegimos una tensión de 1.75 V / celda, obtendremos el número máximo de celdas. 137.5 = 78.57 1.75

Adoptaremos 78 celdas para obtener una tensión de servicio máximo de 136.5 V. -

Dimensionamiento del cargador de baterías Para dimensionar el cargador de baterías se puede usar la siguiente relación:

Donde: A = Capacidad nominal del cargador, [A]. n = Eficiencia mínima de carga (1.25 para baterías plomo – ácidas y 1.4 para níquel – cadmio). Ah = Capacidad nominal del cargador, [Ahr]. T = Tiempo de respaldo A0 = Corriente parapara carga continua (o de 8 horas), [A]. Si tenemos 280 [A · hr] de capacidad del banco de baterías y para 8 horas, se obtiene 35 A con un rendimiento del 80 % del cargador de baterías. 202

CAPITULO XV

SISTEMAS AUXILIARES

n × A h 1.25 × 280 = = 43.75 [A ] T 8 La corriente máxima de carga manual y profunda de una batería es del orden de 8.5 A por cada 100 A · hr de capacidad de la batería, referida a 3 horas, 20 ºC, y 1.75 V / celda. Por tanto, obtenemos la corriente máxima a carga manual profunda: A0 = Icmp = 2.8 x 8.5 = 23.8 [A]. Por lo tanto: A = 67.55 A Para cargadores de batería que se instalaran a alturas superiores a los 1500 m.s.n.m. y temperaturas mayores a los 40 ºC se requiere considerar el factor de corrección por altura y temperatura respectivamente. Por ejemplo si instalamos el cargador de batería a una altura de 4000 m.s.n.m. y 20 ºC , el factor de corrección seria de 0.8. 67.55 = 84.44 [A ] 0 .8 Entonces, la corriente nominal del cargador de baterías será de aproximadamente 85 A. 15.4.9. ALUMBRADO DE EMERGENCIA Existen dos maneras de obtener alumbrado de emergencia en las subestaciones: Alumbrado de emergencia con lámparas de corriente continua. Alumbrado de emergencia con lámparas de corriente alterna. a) Alumbrado de emergencia con lámparas de corriente continua El alumbrado de la iluminación de emergencia, se lo realiza mediante circuitos en corriente continua alimentados desde una o mas baterías. Mayormente se ilumina con lámparas incandescentes por su bajo costo, aunque también existe en el mercado lámparas con halogenuros en una variedad de diseños. b) Alumbrado de emergencia con lámparas de corriente alterna Consiste en alimentar la iluminación en corriente alterna mediante conversores u onduladores que se alimentan de corriente continua desde una o mas baterías. Dado a que el rendimiento lumínico de las lámparas de fluorescentes es elevado en comparación de las lámparas incandescentes y mas económico que las lámparas de sodio o mercurio, su uso sé a diversificado para iluminar interiores. Los inversores o onduladores mantienen la tensión en alterna para grandes rangos de variación de la tensión en continua de entrada, esta característica, los hace ideales para iluminación con lámparas fluorescentes. 15.4.9.1. ALIMENTACION DEL ALUMBRADO DE EMERGENCIA Existen dos posibilidades para la alimentación del alumbrado de emergencia: -

Alimentación permanente ( sin conmutación) Alimentación temporal (con conmutación)

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CAPITULO XV

SISTEMAS AUXILIARES

La alimentación permanente funcionara juntamente con el alumbrado normal (de no emergencia), tiene la ventaja de no usar conmutadores y permite detectar oportunamente la falla de cualquier componente de la instalación oportunamente y no así en momentos de emergencia. Por otro lado, dado a que los inversores son alimentados por las baterías, estos deberán ser de mayor potencia que la solución con conmutación; además, a las perdidas en los conductores hay que sumar mayores perdidas en los cargadores de batería y los inversores. La alimentación temporal, que funciona sólo cuando le ocurre alguna contingencia al alumbrado normal, concretamente cuando falla los sistemas auxiliares de corriente alterna. Requiere de equipos de conmutación, que pueden fallar y además no asegura que los inversores funcionen correctamente cuando se los necesite. El circuito de conmutación esta provisto de un relé, que cuando falla la alimentación de alterna, cierra automáticamente la alimentación de corriente continua, regresando al circuito de alterna tan pronto se normaliza el servicio de corriente alterna. 15.5. ALUMBRADO DE SUBESTACIONES Las subestaciones eléctricas deben estar dotadas de alumbrado para el personal de operación, mantenimiento y vigilancia, de modo que pueden desarrollar sus trabajos en forma satisfactoria evitando así accidentes y posibles contingencias. 15.5.1. ILUMINACIÓN EXTERIOR Comprende toda la parte de la subestación que esta a la intemperie o toda zona que no esta bajo techo. Las luminarias se instalan en el perímetro de la subestación, complementados por luminarias instaladas al centro o en lugares que eliminen al máximo las sombras de cualquier objeto. Para disponer las luminarias se puede utilizar postes, estructuras, y también los mismos pórticos de la subestación. Las luminarias deben colocarse alejadas de las partes energizadas, de modo que puedan sustituirse las lámparas defectuosas o reparar las luminarias, sin peligro de riesgo al personal de mantenimiento. Se establece dos niveles de iluminación exterior: 50 lux y para los lugares mas críticos (inspección y mantenimiento de equipos), 200 lux. Para la iluminación se puede utilizar lámparas de mercurio o de vapor de sodio, este ultimo tiene la propiedad no atraer los insectos. El cálculo luminotécnico se puede desarrollar mediante el método de los lúmenes para exteriores. 15.5.2. ILUMINACIÓN INTERIOR El nivel de iluminación para los interiores de la subestación es de 100 lux, para la sala de control se preverá de 500 lux y para la sala de baterías de 200 lux. Se debe tener especial cuidado para la iluminación vertical donde se encuentran los dispositivos de control, protección, y medida; del mismo modo, para la iluminación de los tableros de mando tipo pupitre. Para este tipo de iluminación se acostumbra a usar luminarias de haz dirigido. El cálculo luminotécnico se puede desarrollar por el método de cavidades zonales o el método de los lúmenes para interiores.

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SISTEMAS AUXILIARES

15.6. ALARMAS Básicamente se contara con las siguientes alarmas: -

Falta de tensión de alimentación 380 / 220 V corriente alterna, también deberá disponer de un indicador de falta de fase. Falta de tensión de corriente continua en la salida a la batería y en la salida al consumo. Falla del cargador de batería. Baja o alta tensión de corriente continua en la salida al consumo. Falla a tierra de la batería Contra incendios

15.7. CERCO DE LA SUBESTACIÓN El cercado de una subestación es una protección contra el ingreso de personas ajenas al personal de mantenimiento y control que desconocen los peligros a que pueden estar expuestos, como también evita el ingreso de personal no autorizado. Generalmente en las subestaciones los cercos son de malla olímpica. Este tipo de cerco se encuentra en zonas semiurbanas o en subestaciones grandes alejadas de las ciudades. Deben esta debidamente puesta a tierra, para evitar tensiones por toque o por transferencia. En las ciudades o zonas urbanas se construyen cercos de ladrillo y cemento, estos presentan mejor apariencia y evitan la posibilidad de aparición de tensiones en los momentos de falla. También en el campo se puede emplear el adobe por su bajo costo. 15.8. ZANJAS Y DUCTOS Las zanjas se utilizan para disponer los cables de control y protección y como también para los cables de potencia. Se recomienda construir zanjas separadas para los circuitos de potencia. Las zanjas son construidas de hormigón armado, reforzados en los lugares donde circulan vehículos. Los dúctos son normalmente de PVC, pero para lugares donde hay circulación de vehículos se puede utilizar ductos metálicos. Estos ductos pueden terminar en las zanjas o en las cámaras colectoras. Las dimensiones de los ductos mas empleados son de dos y tres pulgadas, y si se requiere conducir un mayor número de conductores, se puede usar ductos paralelos en número requerido. 15.9. CASA DE CONTROL Se recomienda ubicar la casa de control en lugar que sea posible observar los equipos especialmente los de maniobra, no deberá instalarse debajo de las líneas ni obstaculizar la circulación de vehículos. Además deberá preverse de ventanas que permitan suficiente visión de la subestación. Se debe considerar en su diseño, las futuras ampliaciones y facilidades para los operadores. 15.10. TABLEROS La cantidad de tableros que los sistemas auxiliares tengan depende de la complejidad de la subestación. Por la forma en que se lo ubica pueden ser verticales o de pupitre. Los tableros más importantes son cuatro: 205

CAPITULO XV

-

-

SISTEMAS AUXILIARES

Tableros de comando y medida. Tableros de protecciones. Tableros de comunicaciones (carrier u onda portadora). Tableros de servicios de servicios auxiliares.

15.11. CONTROL DE SUBESTACIONES Se entiende por control de subestaciones, al conjunto de instalaciones en baja tensión y demás dispositivos que son necesarios para proteger y gobernar un sistema de potencia. Un sistema de control tiene como función primordial controlar, supervisar y protegen la transmisión de energía eléctrica. En caso de anormalidades, el sistema de control asegurara la continuidad de servicio hasta donde las condiciones lo permitan. El control puede operarse en forma manual o automática, también puede efectuarse de manera local y remota. 15.11.1. SISTEMA DE CONTROL LOCAL El sistema de control local se realiza por medio del personal de operación que están permanentemente vigilando y operando las diferentes instalaciones de una subestación, lo cual se ejecuta mediante los mecanismos de mando manual y auxiliados por los sistemas de control automático o manual, medición y protección. Los operadores siguen instrucciones desde un centro de despacho remoto por medio de comunicaciones telefónicas u cualquier otro medio de comunicación. 15.11.2. SISTEMA DE CONTROL REMOTO Este sistema de control se utiliza en subestaciones donde la operación y el control se realizan desde un centro de operación remoto, sólo en casos de mantenimiento, contingencia, o algún caso especial se opera localmente. El elemento principal del sistema de control remoto de una subestación es la unidad terminal remota UTR, la cual envía toda la información de la subestación al centro de control a través de un canal de comunicaciones (PLC, radio o microondas), ó del centro de control a la subestación. El uso de microprocesadores para mejorar el control de protección y maniobra de las subestaciones, ha dado lugar al mejoramiento del registro de fallas, control supervisorio, adquisición de datos y el comando del sistema de relés accionados por computadora (SCADA).

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CAPITULO XVI

DISEÑO DE SUBESTACIONES

CAPITULLO XVI DISEÑO DE SUBESTACIONES 16.1. GENERALIDADES Diseñar una subestación eléctrica es ciencia y arte, ciencia porque se aplican los conocimientos técnicos paulatinamente adquiridos, por investigación y experiencia, a lo largo del siglo XX, estructurados en las normas nacionales e internacionales y transmitidos en los centros de formación técnica; arte por estar influenciada fuertemente por la creatividad del diseñador. En el diseño de una subestación se involucran diversos sectores de la Ingeniería Eléctrica y también de la Ingeniería Civil, Mecánica, Electrónica y Ambiental, sin olvidar la contribución de la Arquitectura. Este capítulo pretende indicar el camino a seguir en el diseño de una subestación. 16.2. PROCEDIMIENTO GENERAL Para realizar el diseño de una subestación eléctrica se deben considera las siguientes etapas: 1) Estudios de Planificación y de Sistemas Eléctricos 2) Estudio Ambiental 3) Ubicación del sitio, Servidumbres y Accesos 4) Selección del Esquema de Barras 5) Definición de Protecciones y Mediciones 6) Tipo de instalación (intemperie, protegida, blindada) 7) Etapas de Equipamiento 8) Servicios Auxiliares AC y DC 9) Preparación del Esquema Unifilar Completo 10) Coordinación de Aislaciones y definición de Niveles de Aislación 11) Disposición General de Equipos 12) Elaboración de Planos Electromecánicos 13) Especificación de Equipos y Materiales 14) Telecomunicaciones, Telemedida, Telecontrol y teleprotección 15) Diseños y Planos de Ingeniería Civil y Arquitectura 16) Especificaciones de Obras Civiles 17) Especificaciones de Montaje Electromecánico 18) Memorias Descriptivas y Cálculos 19) Elaboración de Cronogramas 20) Estimación del Presupuesto 21) Pliegos de Licitación

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DISEÑO DE SUBESTACIONES

16.3. DATOS PRELIMINARES Una vez establecida la necesidad de una subestación, a partir de tareas de Planificación con el auxilio del análisis de Sistemas Eléctricos, el ingeniero de diseño debe recolectar datos y premisas técnicas, a partir de las cuales deberá proceder. En líneas generales deberá conocer: a) Niveles de tensión: Que serán algunas de las tensiones ya normalizadas en el país, o a implementarse, para transmisión y distribución. b) Flujos de Potencia: Será necesario conocer las potencias activas y reactivas desde y hacia la subestación y la eventual presencia de equipos de compensación. c) Regulación de Tensión: Con las posibles variaciones de esta y la eventual necesidad de transformadores con LTC. d) Niveles de Cortocircuito: Actuales y futuros para un periodo no menor a diez años. e) Sobretensiones: Resultado de los estudios de sobretensiones de origen externo (sobretensiones de rayo) y sobretensiones de origen interno (sobretensiones de maniobra y temporarias). f) Etapas de Equipamiento: Se debe conocer el número y tipo de los paños o bahías a instalarse en una primera etapa y posteriormente. 16.4. SELECCIÓN DEL SITIO En base a los datos anteriormente indicados se debe realizar una estimación del área necesaria para la construcción de la subestación, especialmente en el caso de instalaciones a la interperie, que son los mas comunes en nuestro país y ocupan un mayor espacio. Conociendo este dato y la ruta prevista para las líneas de transmisión y/o distribución, se deberán ubicar los terrenos que se consideren apropiados para la subestación, tomando en cuenta los siguientes aspectos: I. II. III. IV. V. VI. VII.

Area Suficiente, inclusive para ampliaciones futuras. Accesos adecuados para el transporte de equipos pesados. Espacio suficiente, actual y futuro, para entrada y salida de líneas. Terrenos con resistividad eléctrica adecuadamente baja, pero no corrosiva. Terrenos planos y no inundadles, con buen drenaje y buena resistencia eléctrica. Limitados problemas ambientales y/o fácil mitigación de estos. Costo limitado (lo mas bajo posible) del sitio.

16.5. DIAGRAMA UNIFILAR Una vez realizadas las etapas de indicadas en los puntos 3 al 8 del subtitulo 16.2, se deberá realizar la importante elaboración del Diagrama Unifilar completo, que servirá de referencia durante la continuación del diseño. Las simbologías utilizadas deben ser en lo posible establecidas en la norma IEC.

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CAPITULO XVI

DISEÑO DE SUBESTACIONES

16.6. NIVELES DE AISLACION Con los estudios de coordinación de la aislación se definen los niveles de aislación, entre aquellos normalizados, y las distancias de aislación en aire y de seguridad del personal (Ver tablas Anexas). Los niveles de aislación normalizados, deberán ser de nuestro país, (Bolivia), cuidadosamente establecidas a fin de no encarecer el costo de los equipos que se instalen por encima de los 1000 m.s.n.m. y se deberá usar, al máximo, las ventajas ofrecidas por los modernos pararrayos de OZn para reducir los niveles de aislación. 16.6. PLANOS DE LICITACION Para la licitación y compra de equipos y para definir los items y metrados (mediciones expresados en el sistema métrico) de la licitación del montaje electromecánico, se deberán elaborar como mínimo los siguientes planos: Unifilar, disposición en planta y cortes, herrajes, diagrama de cargas en las estructuras, malla de tierra, canalizaciones, sala de control, iluminación. Para la licitación de obras Civiles se deberán elaborar: plano topográfico, plano de movimiento de tierras, plano de drenajes, plano de fundaciones, plano de zanjas y obras de arte, planos arquitectónicos de edificios, instalaciones sanitarias, eléctricas, cercos y caminos de acceso. 16.8. PLIEGOS DE LICITACION A fin de realizar la adquisición de los equipos y la construcción de la subestación (obras civiles y montaje electromecánico) se deben elaborar los relativos Pliegos que incluyen: instrucciones a los proponentes, condiciones generales, condiciones especiales, especificaciones técnicas, formulario de propuesta y planos. 16.9. PLANOS DE EJECUCION Y CONFORMES A OBRA Posteriormente a la compra de equipos y la adjudicación de las obras civiles y el montaje electromecánico se debe realizar el proyecto de detallado y elaborar los planos aprobados para construcción. Después de la entrega provisional de la subestación, se deberán preparar los planos conforme a obra (As Built). 16.10. RECOMENDACIÓN En el diseño de la Subestaciones en Alta Tensión en Bolivia se debe tener muy en cuenta, donde sea necesario, la adecuación futura de estas a la modalidad de alimentación de algunas grandes ciudades en rápido crecimiento, (posible y necesario futuro anillo en 115 o 230 kV), limitando, en lo posible, los niveles de corto circuito, al evitar el paralelismo de grandes transformadores e impedancias bajas en estos. Además se tomara en cuenta la utilización futura de las fibras ópticas.

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CAPITULO XVI

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TABLA 1 Distancias eléctricas para equipos de patio, comprendidos desde 22 kV a 88 kV y tensiones mayores o iguales a 110 kV con neutro aislado. Distancias mínimas en aire entre fases, o entre conexiones de la misma fase separadas eléctricamente una de la otra.

kVCRESTA (Valores pico)

Voltaje

kV

kV

mm

pulgadas

mm

pulgadas

150 200 250 350 450 550 650 750 1050

22 33 44 66 88 110 132 165 220

279 381 482 685 863 1068 1270 1473 2082

11 15 19 27 34 42 50 58 82

330 432 558 786 989 1219 1473 1702 2388

13 17 22 31 39 48 58 67 94

Distancia mínima a tierra

TABLA 2 Distancias eléctricas para equipos de patio con neutro francamente puesto a tierra y tensiones mayores o iguales a 110 kV. kVCRESTA (Valores pico)

Voltaje

Distancia mínima a tierra

Distancias mínimas en aire entre fases, o entre conexiones de la misma fase separadas eléctricamente una de la otra.

kV

kV

mm

pulgadas

mm

pulgadas

450 550 650 900 1050

110 132 165 220 275

863 1068 1270 1779 2082

34 42 50 70 82

989 1219 1473 2057 2388

39 48 58 81 94

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TABLA 3 Distancias de seguridad para posibilitar operaciones, inspecciones, limpieza, reparaciones, pintado y trabajos de mantenimiento. Voltaje

Distancias mínimas desde cualquier punto encima ó cerca del equipo donde se requiera que una persona se pare (medidos desde la posición de los pies). Al conductor desnudo mas cercano en aire (“section Hacia la parte mas cercana que no este a potencial clearance”) de tierra de un aislador que sostiene un conductor con tensión (“ground clearance”)

kV Up to 11 15 22 33 44 66 88 110 132 165 220 275

m

pies

pulgadas

2.59

8

6

2.74

9

0

2.89 3.05 3.20 3.35 3.50 3.81 4.27 4.57

9 10 10 11 11 12 14 15

6 0 6 0 6 6 0 0

m

pies

pulgadas

2.44

8

0

TABLA 4 Las estructuras básicas (pórticos) deben se diseñados de acuerdo a normas eléctricas y a la disponibilidad de espacio. Las distancias especificadas NEMA influencian a todo el diseño de las estructuras (pórticos y soportes) de la subestación. Distancias entre Distancias de seguridad Distancias de seguridad conductores y cables de para partes rígidas entre conductores y tierra. guardia

A

Tensión de diseño máximo [kV]

Tensión nominal [kV]

8.25 15.5 25.8 38 48.3 72.5 121 145 169 242 242 362 362

7.2 14.4 23 34.5 46 69 115 138 161 230 230 345 345

BIL

Recom

B

Min

Recom

pulgadas pulgadas pies 95 110 150 200 250 350 550 650 750 900 1050 1050 1300

7.5 10 12 15 18 29 47 52.5 61.5 76 90.5 90.5 105

6 7 10 13 17 25 42 50 58 71 83 83 104

211

10 10 10 11 11 12 13 14 15 15 16 16 16

Min

Recom

Min

pies

pies

pies

8 9 10 10 10 11 12 13 14 15 16 16 18

21 21 21 22 22 23 24 25 25 26 28 28 30

20 20 20 22 22 23 24 25 25 26 28 28 30

CAPITULO XVI

DISEÑO DE SUBESTACIONES

Tensión de diseño máximo [kV]

Tensión nominal [kV]

BIL

8.25 15.5 25.8 38 48.3 72.5 121 145 169 242 242 362 362

7.2 14.4 23 34.5 46 69 115 138 161 230 230 345 345

95 110 150 200 250 350 550 650 750 900 1050 1050 1300

Distancias mínimas entre partes vivas. metal – a – metal.

C

pulgadas 7 12 15 18 21 31 53 63 72 89 105 105 119

pulgadas 18 24 30 36 48 60 84 96 108 132 156 156 174

Bus supports recom c to c

D

A

Seccionador de Seccionador de D apertura montaje vertical y central. Seccionador apertura fusible central.

pulgadas 30 30 36 48 60 72 108 132 156 192 216 216 240

pulgadas 30 30 36 48 60 72 108 132 156 192 216 216 240

Seccionador

Barra Rígida

C C

Pórtico

B

212

pulgadas 36 36 48 60 72 84 120 144 168 192 216 216 240

CAPITULO XVI

DISEÑO DE SUBESTACIONES

BIBLIOGRAFIA BASICA

1. Carlos Felipe Ramírez G., “subestaciones de Alta y extra Alta tensión”, Ed. Mejia Villegas S.A., Medellin, COLOMBIA 2. José Raúl Martín, “Diseño de Subestaciones Eléctricas”, Mc Graw Hill, MEXICO. 3. Lorenzo Nieves, “Introducción al Proyecto Eléctrico de Estaciones Transformadoras”, A.E.A. Buenos Aires, ARGENTINA. 4. Jorge Linares O., “Diseño de Subestaciones Eléctricas de Alta Tensión” A.E.P. Lima PERÚ. 5. G. Enríquez Harper, “Elementos de Diseño de Subestaciones Eléctricas”, Ed. Limusa, MEXICO. 6. J. Ramírez Vázquez, “Estaciones Transformadoras de Distribución”, CEAC, Barcelona ESPAÑA. 7. G. Zoppetti, “Estaciones Transformadoras y de Distribución”, Ed. G Gili, Barcelona ESPAÑA. 8. Alves Menezes, “Subestacoes e Patio de Manobras de Usinas Electricas”, Ed. Conquista, Rio de Janeiro, BRASIL. 9. V /A.., Design Guide for Rural Substation”, R.E.A., ESTADOS UNIDOS. 10. G.Balzer et ali., “Switchgear Manual”, ABB, Mannhein, ALEMANIA. 11. S. Rao, “Electrical Substation Practice”, Khana Tech, Delhi, INDIA. 12. Lythall, “Switchgear Book”, Ed. Butterworths, London, INGLATERRA.

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ANEXO A

ANEXO A SUBESTACIONES AISLADAS EN GAS SF6 (GIS) Ing. German Rocha Maldonado ELECTROTECNIA – CIEEC Octubre, 2001 Las subestaciones aisladas en SF6, se usan desde 1969. Su rango de aplicación se extiende desde 72.5 hasta 800 kV, con corrientes de cortocircuito de 40, 50 y 63 kA. En casos especiales se pueden construir con corrientes de cortocircuito de hasta 80 kA. Estas subestaciones también llamadas GIS (Gas Insulated Substations), subestaciones blindadas o subestaciones encapsuladas en SF6, son equipamientos de maniobra y medida y terminales de cables que están contenidos en envolventes aterradas llenos de gas Exafluoruro de Azufre SF6. Estas subestaciones se construyen con módulos de interruptores, seccionadores, transformadores de corriente y potencial terminales de cable y terminales tipo intemperie. También pueden fabricarse módulos de pararrayos, sin embargo estos módulos son muy costosos y en general es preferible instalar pararrayos convencionales en los terminales de los cables de potencia con los cuales conectan las bahías a las líneas de transmisión o transformadores. Estas subestaciones se pueden instalar al interior o al exterior, sin embargo en casos como zonas con niveles de radiación ultravioleta elevados como las subestaciones ubicados en alturas mayores a los 1000 sobre el nivel del mar, es mejor instalarlos en el interior de un edificio. Las subestaciones aisladas en SF6, actualmente tienen costos que las constituyen en alternativos a las subestaciones convencionales en diversas situaciones. Esta tecnología no es nueva pero su uso estuvo restringido a situaciones muy particulares por su elevado costo. En Bolivia solo el año pasado se han instalado bohíos de 115 kV, en la subestación Challapata de Electropaz con equipos suministrados por ALSTHOM. La empresa TIDE S.A. tiene previsto instalar dos subestaciones en 230 kV en Santivañez (Cochabamba) y Sucre con esta tecnología. El marco regulatorio vigente para la industria eléctrica del país, y sus características como la alta confiabilidad del equipamiento contribuyen a seleccionar este tipo de soluciones para las nuevas instalaciones, puesto que se obtienen dos ventajas aparentemente contradictorias: Una alta calidad de equipamiento y un costo competitivo. 1. LAS RAZONES PARA UTILIZAR LAS GIS 1.1. Requerimientos de espacio •

Falta de espacio o volumen, típica situación de instalaciones en cavernas o en subestaciones cuyo espacio es reducido para ampliaciones.

•

Elevado costo del terreno, sobre todo en las áreas urbanas, los costos de los terrenos son muy elevados y se justifica la selección subestaciones GIS.

1

ANEXO A

•

Elevado costo de la obra civil, en algunos casos hay necesidad de llevar a cabo movimientos de tierras, defensivos y otros que pueden encarecer excesivamente las obras civiles, las GIS al requerir un mínimo espacio eliminan o reducen significativamente estos costos, hasta el punto que resultan mas económicas que las soluciones convencionales.

•

Terreno de acceso difícil o accidentado.

1.2. Condiciones ambientales existentes •

Alta contaminación salina, situación que no es propia del país.

•

Alta contaminación industrial, que podría requerir costos de mantenimiento altos en el caso de subestaciones convencionales.

•

Zonas sísmicas, esta es una situación que debe ser considerado, puesto que hay sectores del territorio nacional que son zonas sísmicas. A medida que las tensiones son mayores las alturas de los equipos convencionales aumentan por las dificultades inherentes a garantizar resistencia a esfuerzos horizontales y verticales.

•

Instalaciones en altura, los equipos GIS no requieren que se corrija la aislación al tratarse de una aislación interna. Solo será preciso corregir la aislación de los terminales. Esto permite que las celdas GIS tengan prácticamente el mismo costo para aislaciones por ejemplo de 1050 o 1300 kV de nivel básico de aislación, con las economías que esta situación ofrece.

•

Zonas muy frías, en este caso las celdas de interior se protegen contra temperaturas extremadamente bajas.

•

Regulaciones urbanísticas exigentes, de momento esta no parece ser una limitación en el país, pero, es una cuestión de tiempo, en el futuro, cada vez será mas difícil que los municipios de las principales ciudades del país acepten la instalación de subestaciones convencionales de exterior. En este caso se compararán los costos de las subestaciones compactos tipo interior con equipamiento convencional, con los de las bahías GIS.

2

ANEXO A

VISTA EN CORTE DE UNA BAHÍA DE ALSTOM 8 1 1

2

7 3

4 5 6

Vista en corte de una bahía con cable, doble barra. 1.- Seccionador de aterramiento. 2.- Desconectodor de barra. 3.- Interruptor 4.- Mecanismo a resorte operado con motor.

5.6.7.8.-

Desconectador del alimentar. Desconectodor del alimentador. Cubierta de terminal de cable. Transformador de tensión

Bahía de salida de línea

3

ANEXO A

Bahía de transformador

Bahía de acoplamiento

4

ANEXO A

Bahía de salida con cable

1.3. Mínimo impacto ambiental •

Zonas turísticas, las áreas de atracción turística, deben ser protegidas y en ellas no es permisible instalar subestaciones convencionales. Una subestación GIS con accesos con cable subterráneo es una solución óptima.

•

Zonas ecológicas, el impacto visual de una subestación GIS es mínimo y un diseño adecuado de las obras civiles puede mitigar significativa mente este efecto, por ejemplo en casos extremos se pueden adoptar soluciones subterráneas.

•

Zonas residenciales, o centros históricos de las ciudades puesto que las subestaciones con tecnología GIS pueden instalarse al interior de una casa. Por su aspecto de "perfil bajo", favorece la instalación al interior de edificios de dimensiones reducidas.

•

Lugares de descanso, en este tipo de ubicación una solución es una subestación subterránea, con un mínimo impacto en las áreas verdes de un paseo o una plaza pública.

•

Mínima influencia en el entorno, los volúmenes y dimensiones reducidas de las subestaciones GIS contribuyen a que se ocasione un mínimo impacto al entorno de su ubicación.

1.4. Requerimientos de seguridad •

Zonas de vandalismo, cuando los aisladores de los equipos convencionales pueden ser dañados, las soluciones son del tipo interior, ya sea convencionales compactas o las bahías GIS.

•

Zonas de alto riesgo de accidentes

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ANEXO A

•

Seguridad para el personal, las subestaciones GIS son muy seguras y de alta confiabilidad.

•

Seguridad frente a fallas, el sistema modular, con partes estancas evita la propagación de fallas.

3. REQUERIMIENTOS TECNICOS Estas instalaciones ofrecen una alta confiabilidad, largo vida útil, mínimo mantenimiento, puesto que los últimos resultados de las más modernas investigaciones se incluyen permanentemente en la tecnología de las GIS. Las soluciones son flexibles y de acuerdo a la necesidad. En efecto, con solo unos pocos pero diferentes módulos constructivos se puede armar cualquier configuración de barras deseada, por ejemplo: barra simple, barra doble, anillo, interruptor y medio etc. Incluso estas bahías GIS pueden acomodarse a edificios ya construidos con dimensiones ya determinadas. Planificación óptima de subestaciones, considerando las reducidos dimensiones de las celdas y los accesos con cable subterráneo. Los desarrollos futuros y las ampliaciones son simples. Las subestaciones GIS presentan un menor índice de fallas que una subestación convencional y en cualquier circunstancia las consecuencias de una falla son mínimas. Ejemplo de una Configuración Doble Barra

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ANEXO A

D1

D2

D3

D4

3. TECNOLOGíA DE LAS GIS Las subestaciones son muy compactos, por ejemplo las bahía de SIEMENS de 72.5 a 170 kV, tienen un ancho de la celda de solo 1.2 m, una bahía SIEMENS de hasta 230 kV, tiene unas dimensiones solo de 5 x 3.8 x 2.4 m., una bahía de ALSTHOM para esta misma tensión mide 4.6 x 3.7 x 1.85 m. (Alto, largo, ancho). Las subestaciones GIS son muy flexibles para el armado de las distintas configuraciones de barras, con una estructura modular y con secciones fácilmente desmontables. Seguridad continuamente mejorada, por los continuos desarrollos tecnológicos que son incorporados a los nuevas generaciones de equipamientos. En relación a la configuración de las barras hay dos tecnologías desarrollados y que son las barras monopolares y los barras tripolores. En tensiones mayores a 230 kV, la tecnología mas usada es la de borra monopolar. Este tipo de instalación es usado desde tensiones menores por ALSTHOM, ABB los usa desde 230 kV y SIEMENS tiene un híbrido de barras tripolares y derivaciones monopolares. Desde el punto de vista de costo, una envolvente monofásica está muy próxima de una trifásica. En general es posible afirmar que las barras monopolares ofrecen mayor seguridad, La envolvente trifásica es mas peligrosa en caso de falla, es de configuración mas complejo. Las distancias son fase fase, en este tipo de envolvente los transformadores de corriente están inmersos en SF6, en una envolvente monofósica son externos. Las envolventes de aluminio son mas adecuados, los principales fabricantes de¡ mercado construyen las envolvente de aluminio, con una alta resistencia a la corrosión. Algunos fabricantes continúan haciéndolos de acero pero esta es una señal de un desarrollo tecnológico ya superado, además de

7

ANEXO A

presentar otros inconvenientes como la necesidad de pintarlos incluso interiormente con el riesgo de desprendimiento de partículas, las pérdidas por histéresis, el mayor peso, y otros. Los accionamientos motrices disponen de una lubricación propia para toda la vida útil de¡ equipamiento. Ligereza de las estructuras, por el poco peso de las bahías. Solo en caso de requerirse determinados condiciones de sismicidad, estas estructuras se refuerzan, Excelente hermeticidad, prácticamente no hay fugas de SF6, corrientemente los fabricantes garantizan fugas menores al 1% anual, y en todo caso se pueden hacer reposiciones eventuales con el equipo en servicio. Aisladores inalterables, los terminales para cable aislado tienen una vida útil compatible con el resto del equipamiento.

El sistema de control de las bahías es normalmente suministrado por los fabricantes y puede ser de¡ tipo convencional y digital, se puede adquirir el equipamiento solo con control o con control y protecciones integrados. Estos sistemas suelen prever sistemas redundantes para la comunicación con el SCADA. Facilidad de montaje, en condiciones normales el montaje de una bahía demora solo alrededor de una semana, con un equipo de montadores y una grúa de no más de una tonelada. Es común que los fabricantes dirijan el montaje y se hagan cargo de las pruebas en sitio. Obras civiles reducidas, básicamente las bahías requieren una loza plano con pernos de anclaje, y espacios en la loza para el paso de los cables de potencia, y cuando de dispone de conductos de SF6 al exterior no se requiere ni esto último. Los gastos de inversión son mínimos, debido a que se reduce el espacio necesario, y las fundaciones son fundaciones sencillas, el montaje es simple, debido al poco peso de las envolventes de aluminio, las GIS pertenecen al grupo de construcciones sumamente ligeras. Funcionamiento seguro y casi libre de mantenimiento, la primera revisión no es necesaria hasta después de 20 años de funcionamiento.

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ANEXO A

En conclusión podemos afirmar que esta tecnología será usado con frecuencia en las instalaciones a ejecutarse en el futuro, tanto en distribución como en transmisión Bibliografía: Curso de formación de ALSTOHM en Oberentfeiden (Suiza) ALSTHOM, Presentación de los productos GIS. ALSTHOM, Gas-lnsulated Switchgear, 245 kV, Type B 105. SIEMENS; Subestaciones de alta tensión aislados por gas desde 72,5 hasta 800 kV. ABB, Switchgear Manual, 8va. Edición.

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ANEXO B

ANEXO B SUBESTACIONES INTELIGENTES AISLADAS EN AIRE (SIAA) Ing. Germán Rocha Maldonado ELECTROTECNIA – CIEEC Enero, 1999. 1.- INTRODUCCION La industria eléctrica en Bolivia, como resultado de la desregulación, capitalizaciones y privatizaciones efectuadas, prácticamente, ha concluido su proceso de reestructuración. Esta situación debe generar un ambiente de competitividad, de manera que manteniendo los niveles de calidad y desempeño mínimo definidos por la Superintendencia de Electricidad, los agentes del mercado deben buscar la reducción de los precios de la energía eléctrica. En este contexto de competitividad y reducción de costos, ABB ha desarrollado el nuevo concepto de subestaciones inteligentes aisladas en aire SIAA, que combina las funciones de equipos de alta tensión, la tecnología de la fibra óptica y de computación, dando como resultado soluciones considerablemente más compactas, con un ahorro de espacio y con los siguientes beneficios adicionales: •

Costo de terreno más bajo.

•

Mantenimiento sencillo con pocas fuentes potenciales de falla.

•

Menos ferretería, conectores y estructuras soporte.

•

Menos fundaciones de concreto.

•

Tiempo de instalación más corto.

•

Gestiones legales más sencillas.

•

Impacto visual menor.

Al combinar la última información y tecnología de computadoras con electrónica óptica proveen subestaciones más confiables con mayores índices de disponibilidad y de mayor accesibilidad debido entre otras cosas a lo siguiente: •

Protección basada en relés numéricos que se consignan a través de fibra óptica.

•

Autodiagnóstico y control de estado avanzado.

•

Barras colectoras para una comunicación rápida y confiable.

•

Mantenimiento únicamente cuando se requiere.

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ANEXO B

Estas subestaciones SIAA al ser más compactas ofrecen una interesante aplicación en zonas urbanas, donde para evitar impactos visuales pueden instalarse dentro de construcciones, es decir son soluciones con equipo convencional de reducido volumen para instalaciones interiores. Otra aplicación importante de las SIAA es en proyectos de elevación de tensión o de modernización de subestaciones. Todo el equipamiento de maniobra de una SIAA es compacto y requiere de un mínimo de espacio. La tecnología de computadoras reduce el cableado para protección y control a un pequeño número de enlaces de fibra óptica. El sistema es flexible y permite que una unidad de maniobra se eleve de tensión o se cambie o una subestación completa, en cada caso con una mínima salida de operación y perturbaciones. En el pasado fue generalmente difícil reemplazar el sistema protección de barras. El concepto de SIAA facilita en reemplazo completo de la protección de barras y el equipamiento de las bahías es removido en etapas. La nueva protección de barras trabaja con los antiguos y nuevos sensores de corriente. En el caso de antiguos transformadores de corriente, se usan convertidores de alterna / continua para transformar las señales durante la fase de reconstrucción. 2.- APARATOS DE ALTA TENSION La posibilidad de construir soluciones con subestaciones compactas y flexibles es grandemente dependiente de los aparatos de alta tensión usados. Soluciones utilizando las funciones modulares SIAA significan que varias funciones pueden ser integradas en el mismo aparato. Esto conlleva a una reducción entre 30-35% del área requerida para la subestación, así como del número de fundaciones. Las estructuras y los empalmes de alta tensión son considerablemente menores. Los seccionadores que no son absolutamente necesarios, han sido removidos y aquellos que deben mantenerse, han sido integrados dentro de un módulo funcional. Un número reducido de aparatos de alta tensión conlleva una mayor confiabilidad y un mantenimiento más sencillo. SIAA significa que una subestación con una solución flexible y simple puede ser escogida con un alto grado de seguridad tanto personal como de equipo. Los aparatos contienen equipo para autoverificación y auto diagnóstico. las subestaciones convencionales consisten en componentes separados de maniobra y control que no siempre encajan exactamente uno con otro. Esto requiere aparatos auxiliares, con sus fundaciones adicionales, conectores de alta tensión cables del sistema de control y relés. Todo esto toma espacio extra. En adición, las barras deben diseñarse para tal disposición. El concepto de SIAA, por otra parte, se basa en configuraciones de barra simples y logra módulos de maniobra con funciones de seccionador (en este trabajo estamos usando el término seccionador porque es de uso generalizado aunque creemos que es mas adecuado el término desconectador). Donde es apropiado han sido integrados modernos sensores de corriente y tensión en los aparatos a alta tensión. Estas medidas han reducido significativamente el espacio necesario. La función del seccionador ha sido substancialmente mejorada. El principio fundamental es que el seccionador permanentemente instalado sea virtualmente libre de mantenimiento durante un periodo de 30 años. Donde ha sido posible, los seccionadores han sido integrados en un módulo de maniobra junto con el interruptor y otros equipos, y serán removidos para mantenimientos.

Los sensores de tensión y corriente hacen uso de principios de medición probados, combinados con lo más avanzado de procesamiento de señales y transmisión de datos. Los sensores de corriente son

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ANEXO B

montados en conectadores de alta tensión o son integrados en el interruptor. Se los puede montar en uno o los dos lados del interruptor.

Módulo de entrado de línea Los sensores de tensión son generalmente instalados con una cuchilla de puesta a tierra. también es posible una combinación de sensor de tensión y corriente, por ejemplo en un módulo de medición de energía. Las SIAA se han desarrollado desde 115 hasta 550 kV. Cumplen con todas las normas y pruebas de ensayo aplicables en IEC y ANSI. Algunos de los equipos desarrollados son los siguientes: LTB.- Compacto, Interruptor tipo extraíble montado en carrito para 110 a 245 kV, El interruptor es un LTB en una configuración tripolar construido con seccionadores montados sobre un carrito con ruedas. Para la desconexión el interruptor es jalado hacia fuera. Los contactos fijos son libres de mantenimiento y los contactos móviles en el interruptor son accesibles para mantenimiento o reemplazo una vez que el interruptor sobre el carrito ha sido extraído. Este tipo de interruptor LTB Compacto puede ser utilizado tanto para uso interior como exterior. El módulo entero puede ser probado. Se llevan a cabo todas las pruebas especificadas para seccionadores e interruptores.

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ANEXO B

HPL.- Compacto, módulo de maniobra para 300 - 550 kV.- El interruptor es un HP1- equipado con seccionadores tipo pantógrafo, cuchillas de puesta a tierra y DOCT y de las siglas en inglés de Transformador de medida óptico digital) en arribos lados de los contactos del interruptor. Los seccionadores pueden ser montados vertical o horizontalmente. Un montacargas puede ser utilizado para remover el módulo de maniobra para mantenimiento y servicio. Durante el mantenimiento un módulo de maniobra de reserva puede colocarse en servicio. Los tres polos de un modulo pueden ser reemplazados en menos de 8 horas. Todas las unidades son probadas en servicio.

LTDS.- Compacto, Seccionador Aislado en Gas, El sistema de contactos de los seccionadores así como los caminos de circulación de corriente son encapsulados completamente y protegidos por un gas aislante que hace del seccionador prácticamente libre de mantenimiento. El seccionador aislado en gas cumple con las demandas de las normas JEC para seccionadores conmutadores y hacen posible el crear nuevas soluciones para subestaciones. El seccionador es también diseñado para ser un portador de barra, y por lo tanto reduce la necesidad de aisladores soportes independientes.

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ANEXO B

En nuestra opinión, este equipo, debe ser usado solo en casos extremos puesto que no permite una verificación visual de la separación de los circuitos, característica esencial de los seccionadores (desconectadores). De todos los equipos desarrollados, éste nos parece de aplicación muy restringida a situaciones de limitaciones extremas de espacio. ES, Cuchilla de tierra.- La cuchilla de tierra que es la primera línea de defensa en una subestación durante el trabajo de mantenimiento, tiene un diseño modular y puede ser usado en todo tipo de aparatos alta tensión de SIAA. El diseño modular significa que las cuchillas de tierra pueden ser instaladas donde son necesarias. La cuchilla de tierra puede ser operada eléctrica o manualmente. Transformadores de Medida optícos.- Transformadores de medida ópticos digitales (de las siglas en inglés DOIT) son usados para medición. Los transformadores de medida combinan técnicas tradicionales de medición con avanzada electrónica y electrónica óptica. Enlaces de alta tensión con cables de fibra óptica son usados para aislar entre los puntos de medida en las barras de alta tensión y el potencial de tierra. El sistema de medición con transformadores de medida ópticos tiene una precisión del sistema de 0.5% correspondiente al sistema de medición convencional con precisión de transformadores clase 0.2, es independiente de las condiciones de carga. DOCT.- Transformadores de Corriente.- Son muy pequeños y completamente libres de mantenimiento. Pueden ser montados directamente sobre los interruptores, seccionadores u otro equipo de alta tensión. La corriente de un transformador de corriente es convertida a una señal digital que es transmitida por medio de electrónica óptica hacía los equipos de control y protección. DOVT .- Transformadores de tensión.- Los transformadores de tensión son - completamente libres de mantenimiento. la tensión es medida usando divisores de tensión capacitivos y es convertida a una señal digital que es transmitida por medio de electrónica Óptica hacia los equipos de control y protección. 3.- INTELIGENCIA DISTRIBUIDA El equipo de control en una SIAA es diseñado para cumplir con demandas futuras usando una barra de proceso, medición o monitoreando funciones basadas en tecnología numérica. La solución técnica provee funciones seguras y confiables y una alta inmunidad a las perturbaciones. Otras ventajas son su mantenimiento simplificado y fácil reemplazo de los aparatos durante el servicio. Esto es el resultado de la tecnología numérica, sin degradación de datos en el proceso. Toda la comunicación entre los equipos en el patio de maniobras y el cuarto de control es por medio de cables de fibra óptica. La redundancia es asegurada por mediciones dobles, sistemas seguros, barras colectoras y sistemas de potencia auxiliares. El sistema tiene inteligencia distribuida lo que significa que los recursos del procesador están tan cerca como sea posible del sistema primario.

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ANEXO B

CENTRO DE CONTROL REGIONAL

MMI LOCAL

TERMINAL DE PROTECCION

GATEWAY

ACCESO MOVIL

TERMINAL DE PROTECCION

TERMINAL DE CONTROL

BARRA COLECTORA DEL PROCESO

BARRA COLECTORA DEL PROCESO

OITP

OITP

PISA

OITP

TERMINAL DE CONTROL

PISA

OITP

PISA

PISA

Barra colectora del proceso.- La barra colectora del proceso es una barra colectora muy rápida que trabaja de acuerdo a la demanda de prioridad principal (Comportamiento determinístico). En una barra colectora determinística el peor caso de comunicación siempre puede ser calculada. El sistema de control y protección trabaja tanto en forma vertical como horizontal. (integración vertical y horizontal). La comunicación entre dos aparatos en el sistema primario no necesita ir a un nivel jerárquico superior y de allí regresar al nivel primario ya que puede ir horizontalmente a través de¡ nivel primario. El hardware y software para la barra colectora del proceso y comunicación óptica son desarrollados y comercializados por un líder mundial en la industria de la computación. Esto significa que suministradores alternativos pueden ser escogidos de tal forma que siempre esté disponible servicio técnico de soporte local. Durante las pruebas de recepción y puesta en servicio, el sistema principal es probado con la ayuda de software especial que permite que todas las funciones sean verificadas, los ajustes chequeados y todas las tolerancias probadas. El monitoreo del sistema total se realiza continuamente durante la operación. Cualquier perturbación que ocurra puede ser graficada y registrada.

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ANEXO B

Relés de Protección.- Las funciones de los Relés de Protección son diseñadas usando tecnología numérica la cual da mayor confiabilidad, precisión y también mejores posibilidades de censar fallas en diferentes condiciones de carga. La protección MMI es uniforme e indiferente al tipo de protección, todos los paneles frontales de las unidades con pantallas y botones de ajuste son idénticos. Los valores son ajustados y mostrados en la pantalla digitalmente así como los parámetros primarios directos tales como Amperios, Voltios y Ohmio. Control remoto.- Hoy en día la mayoría de las subestaciones son atendidas por personal en el sitio. En pocos anos más, muy difícilmente habrá estaciones de este tipo. Una SIAA es diseñada para cumplir con las demandas de estaciones desatendidas gracias al uso de equipos construidos con la tecnología numérica. Las estaciones por supuesto pueden ser también operadas localmente por medio de una moderna interfaces hombre - máquina MMI (Man Machine Interfase) local. 4.- MANTENIMIENTO CUANDO ES NECESARIO Autodiagnóstico y control de estado significan que el mantenimiento es necesario únicamente cuando se presenta una necesidad. Previamente, todos los mantenimientos estaban basados en un programa preventivo relativamente extenso, ejecutado de acuerdo a un programa de mantenimiento preestablecido. Efectivo, pero muy costoso y laborioso. El mantenimiento cuando es necesario no significa que acciones inmediatas deben ser tomadas tan pronto como el aparato llama. Mantenimiento cuando es necesario, significa que los problemas así como las necesidades de mantenimiento son pronosticadas. Esto hace posible el planear diferentes tareas durante la misma visita a la estación. Por lo tanto una gran parte del "trabajo de mantenimiento" puede ser realizado como mantenimiento remoto. Aparatos electromecánicos.- Los aparatos electromecánicos, tales como interruptores y seccionadores, son continuamente monitoreados. El monitoreo del interruptor hace posible controlar las maniobras la cual da como resultado una reducción del desgaste del equipo. Aperturas anticipadas y retardadas en los contactos principales de los interruptores son medidas. Histogramas son disponibles fácilmente. El gas SF6 en los interruptores y seccionadores son monitoreados continuamente y una alarma es enviada si hay fuga antes de que el nivel sea bajo. Cambios y tendencias son observados inmediatamente. Transformadores de potencia.- El sistema de monitores de transformadores de potencia a sufrido mejoras considerables. tecnología de microcomputadoras y nuevos sensores han dado avanzadas posibilidades para observar tendencias, detectar errores y también para recopilación estadística. Algunos ejemplos de las nuevas funciones de medición y monitoreo son: •

medición de gas en el aceite El sistema mide regularmente la concentración de hidrógeno, dióxido de carbono as! como la mezcla de metano y etano en el aceite del transformador normalmente cada doce horas. Se da una alarma si los valores especificados se superan.

•

medición de descargas parciales El sistema mide descargas parciales en los devanados del transformador de potencia. La medición es continua durante la operación hasta valores de descargas parciales muy bajas. La curva de tendencia es almacenada y la unidad de alarma es adaptada para cada aplicación.

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ANEXO B

•

Rendimiento del cambiador de posiciones (taps) El sistema censa todas las desviaciones de las funciones normales del cambiador de posiciones, aun fallas de conmutación. El monitoreo es acústico lo que significa que el sistema "esta atento", a sonidos inusuales. Los sistemas de alarma y bloqueo se activan cuando ocurren desviaciones.

5.- BENEFICIOS DE LA NUEVA TECNOLOGíA DE SUBESTACIONES Los beneficios de las SIAA son que requieren menos espacio, el tiempo de proyecto mas corto, una alta disponibilidad, mayor seguridad y un mantenimiento solo cuando es necesario. 5.1.- ESPACIO En la tabla mostrada a continuación se muestran las ventajas, con respecto a una subestación de 145 kV. , disposición en anillo, 3 bahías, y para los aspectos de área de terreno, obras civiles e impacto visual.

ASPECTO

Área terreno

TIPO S / B

REQ. VENT.

Convencional

825 m2

SIAA

320 m2 - 38% 420 m3, 53fund.

Convencional Obras civiles

SIAA Convencional

Impacto visual

SIAA

320 m3, 34fund. -24% Volumen. -36% Fundaciones. 33 m long. 23 m long. - 30%

Esta reducción de espacio se debe a la integración de múltiples funciones y al uso de transformadores ópticos también se requieren menos seccionadores y estructuras mecánicas.

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ANEXO B

5.2.- TIEMPO DE PROYECTO MAS CORTO Subestaciones de 145 kV con tres bahias de maniobra

- 38 %

SIAA Convencional

510 m2

825 m 2

En una SIAA el tiempo de ejecución del proyecto es más corto por los siguientes motivos: Fases del proyecto en paralelo.- A diferencia de una subestación convencional que tiene las fases de diseño principal, diseño de detalle, fabricación e instalación en serie, en las SIAA se puede llevar a cabo el diseño de detalle y la fabricación simultáneamente, esto contribuye a una reducción de 4 a 5 meses en la ejecución del proyecto. ( 12 a 13 meses para una subestación convencional y 8 para una SIAA). Proceso de aprobación más rápido.- La especificación para el suministro de una SIA es por funciones, no es necesaria una especificación de características técnicas en detalle. Por lo tanto, se requieren las pruebas tipos de módulos y la aprobación de funciones este proceso es más rápido que en el caso de las subestaciones convencionales. Construcción más rápida.- La construcción de una SIAA es más rápida que una convencional por que requiere en promedio. o

- 40% Conexiones de alta tensión

o

- 50% Número de fundaciones

o

- 20% Aisladores

o

- 40% Obras civiles

o

- 85% Cables de control

Pruebas de recepción y puesta en servicio más rápidas.- Las pruebas son computarizadas, la mayor parte de las pruebas se efectúan en fábrica, y se cuenta con ajustes computarizados que incluso se pueden variar con los equipos en servicio. Los tiempos de puesta en servicio son menores porque grupos de componentes son probados juntos después del montaje.

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ANEXO B

5.3.- ALTA DISPONIBILIDAD La disponibilidad se incrementa como resultado de monitoreo continuo de tendencias reduciendo el riesgo de disturbios imprevistos de operación y un fácil reemplazo de las unidades defectuosas. Esto reduce los tiempos de indisponibilidad. También, la tecnología numérica con facilidades de autoiagnóstico elimina las pruebas del equipo de protección, los cálculos muestran que la no-disponibilidad generalmente decrece en una potencia de diez para una configuración de barra simple. Con las SIAA, no se presentan sorpresas porque hay un análisis de tendencias de los transformadores, seccionadores, interruptores. La indisponibilidad de los equipos para mantenimiento es menor. Una comparación para el mantenimiento de una bahía es el siguiente: S / E CONVENCIONAL

SIAA

6 personas camión y grúa 48 h / bahía

2 personas Montacargas 16 h / bahía

Por otra parte no se requiere programar mantenimiento preventivo, puesto que los equipos usan tecnología numérica, los equipos principales cuentan con auto supervisión y análisis de tendencias y es posible el cambio de ajustes durante el servicio. 5.4.- SEGURIDAD Las SIAA ofrecen mayor seguridad porque hay menos trabajo en la playa de maniobras, la tecnología es más segura y el personal tiene mayor seguridad. Menos trabajo en la playa de maniobras.- En efecto, hay menos trabajo en la playa de maniobras, debido a que los módulos se retiran, se reemplazan por otros de reserva y se hace el mantenimiento con mayores condiciones de seguridad. Tecnología más segura.- La tecnología es más segura puesto que por ejemplo los cables de control ocupan un gran volumen, pueden fallar e incendiarse. La fibra óptica, no tiene humo, no hay riesgo de fuego, no hay daños adicionales y es redundante. En caso de daño en una fibra óptica, el sistema sigue operando. Los transductores ópticos de corriente (que reemplazan a los transformadores de corriente convencionales) son seguros y libres de aceite, no tienen tensiones secundarias peligrosas y no hay fugas. No se hace mantenimiento de seccionadores en sitio, los seccionadores son retirados para mantenimiento. Seguridad del personal.- Las SIAA cumplen con las normas de seguridad internacionales: ELECTRA Nº 19, IEC, ANSI, BS, DIN. 5.5.- MANTENIMIENTO A DEMANDA El mantenimiento solo se ejecuta cuando es necesario, la protección y el control son numéricos, transformadores de potencia y equipos de maniobra son auto supervisados. Mantenimiento solo cuando es necesario.- Nuevos sensores, ejecutan nuevas funciones en línea y verifican que las operaciones de cierre de los interruptores se llevan a cabo dentro de curvas mínimas y

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ANEXO B

máximas. En los transformadores de potencia se supervisan, descargas parciales, situación de desviaciones, etc. Protección y control numéricos, los equipos son estables durante su vida útil, hay diagnóstico remoto, 85% menos de cableado y menos paneles. Autosupervisión.- La tecnología desarrollada permite una autosupervisión de transformadores, equipos de maniobra. 6.- MENOR COSTO Los costos de inversión de una subestación convencional y una SIAA con la información disponible son similares, sin embargo la SIAA resulta más económica a mediano y largo plazo por dos razones: Menor costo de mantenimiento Mayor disponibilidad 7.- RESUMEN Las SIAA, introducen una tecnología que se adecua a los desafíos del mundo de hoy, es más económica, presenta mayor confiabilidad y disponibilidad, menor mantenimiento, sé autosupervisa, se controla a distancia, requiere menos espacio, tiempo de proyecto más corto, el diseño requiere menos tiempo, la configuración de barras es mas simple, presenta menos impacto visual. Hasta donde sabemos se han puesto en servicio las primeras subestaciones en 145 y 500 kV. Aun no hay ninguna operando en 245 kV Por otra parte las SIAA pueden combinarse con subestaciones convencionales existentes lo que facilitara la incorporación de esta tecnología en ampliaciones de subestaciones en servicio. Por lo anteriormente expuesto, nuestra opinión es que esta tecnología se empleará cada vez más en el futuro y sé ira desarrollando aun más. En realidad estamos en una fase inicial de introducción de esta tecnología del futuro para subestaciones. REFERENCIAS 1. I-AIS Subestaciones 110-550 kV. ABB S-721 82 Vásteras, Suecia Te 46 21 320000 fax 46 21 183840. 2. ABB Review 4/97 ABB Asea Brown Boveri Ltda. Corporate Comunications CH 8050 Zurich, Switzerland. 3. I-AIS Substations 110-550 kV C versión 199: 05 1: 00 parta Windows 3X, 95 and NT. 4. DOIT Digital Optical Instrumen1 Transformer - ABB Switchgear AB, Instrument Transformer Division 5 5-77180 Ludvíka., Sweden. 5. Switchgear Modules for 72-17 O kV Compact Substation, ABB Switchgear. 6.

Folletos varios de ABB proporciona dos por ABB - ASEA BROWN BOVERI LTDA. Casilla 9686 La Paz, Telf. 332710 Fax 315623.

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