Transformadores

 

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INDICE DE CONTENIDO 5

TRANSFORMADO TRANSFORMADORES.. RES....... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... ....... 4 5.1 Tensión Tensiónes es normal normalizadas izadas..... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... ........ ... 4 5.2 Pruebas de Laboratorio Laboratorio.. .......... ............... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... ........ ... 5 5.2.1 Nivel básico de aislamie aislamiento nto ddee impulso impulso y niveles niveles de prueba prueba di dieléctr eléctrica ica.... .... 5 5.2.2 Ensayos....... Ensayos............ .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... ......... .... 5 5.2.3 Ensayo del dieléctrico...... dieléctrico........... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... ......... .... 6 5.3 Deriv Derivaciones aciones nominales nominales – Conmutad Conmutador or de relació relaciónn de tr transfor ansformación mación..... .......... ......... 6 5.4 Transfo Transformador rmadores es de distribuci distribución ón ..... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... ..... 6 5.4.1 Transf Transformador ormadores es para para montaje montaje en pos poste te en en red redes es aé aéreas. reas...... .......... .......... .......... ........ ... 7 5.4.2 Transf Transformador ormadores es para para montaje montaje en pedestal pedestal en rredes edes aéreas. ..... .......... .......... ........ ... 9 5.4.3 Transf Transformador ormadores es para para Montaje Montaje en Subestaci Subestaciones ones Subterráneas... Subterráneas........ ......... .... 13 5.4.4 Transf Transformador ormadores es Secos .......... ............... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... ......... .... 14 5.4.5 Transf Transformador ormadores es de Alumbrado Alumbrado Público Público independi independiente ente de EMCALI EMCALI....... ....... 16 5.5 Selecci Selección ón del transf transformador ormador ..... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... ..... 17 5.5.1 Selecci Selección ón de transforma transformadores dores para urbaniz urbanizaciones:........ aciones:............. .......... .......... .......... ........ ... 17 5.5.2 Conexi Conexión ón a las Redes Redes Aéreas. Aéreas. .......... ............... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... ......... .... 17 5.6 Sistem Sistemaa de Puesta a Tierra .......... ............... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... ....... 21 5.6.1 Sistem Sistemaa de Puesta Puesta a Tierra Tierra en Redes Aéreas.... Aéreas......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... ......... 22 5.6.2 Sistem Sistemas as de Puesta Puesta a Tierra Tierra en Redes Subterráneas..... Subterráneas.......... .......... .......... .......... ......... .... 22 5.6.3 Conexi Conexión ón de Puesta Puesta a Tierra Tierra en Acometidas Acometidas en en Baj Bajaa Tensi Tensión....... ón............ ......... .... 23 5.6.4 Instala Instalación ción de sistemas sistemas de puesta a tierra..... tierra.......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... ......... 23 5.6.5 Diseño de mal malla la de puesta a tierra. tierra. .......... ............... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... ......... 24 5.7 Protecc Protecciones iones de sobre sobrecorri corriente ente para transform transformadores adores.. .......... ............... .......... .......... .......... ......... .... 25 5.7.1 Cortac Cortacircui ircuitos tos en media media tensión. tensión. .......... ............... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... ....... 25 5.7.2 Cortac Cortacircui ircuitos tos y fusibles en media media tensión....... tensión............ .......... .......... .......... .......... .......... .......... .......... ..... 26 1

 

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INDICE DE TABLAS Tabla 5.1. Característi 5.1. Características cas generales de transformadores para montaje en poste. ... 19 Tabla 5.2. Reglamentación 5.2. Reglamentación para la instalación de subestaciones que alimenten redes en baja tensión. tensión. ............................................... ........................................................................ .................................................. ........................... 18 cas generales de transformador para montaje en pedestal. .. 19 Tabla 5.3. Característi 5.3. Características Tabla 5.4.  Valores ynominales 5.4.  de alta tensión.................................................. y características eléctricas . de transformadores conectores. conectores......................... ................................................. .......................... 20 Tabla 5.5. Selección 5.5. Selección de Transformadores Transformadores particulares. particulares....................... ............................................ ...................... 20 Tabla 5.6. Rango 5.6. Rango de cargabilidad eficiente para transformadores bifásicos............. bifásicos ............. 20 Tabla 5.7. Rango 5.7. Rango de cargabilidad eficiente para transformadores trifásicos. trifásicos............. ............ 21 Tabla 5.8. Calibre 5.8. Calibre de los bajantes de los transformadores. Red aérea..................... 21 Tabla 5.9. Selección 5.9. Selección del conductor de puesta a tierra. ....................... ............................................. ...................... 25 Tabla 5.10. Calibre 5.10. Calibre de los bajantes bajantes de los transformador transformadores es subterrá subterráneos neos .......... ............... ..... 25 Tabla 5.11. Características 5.11. Características generales de cortacircuitos.............................. cortacircuitos............................................ .............. 26

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INDICE DE FIGURAS Figura 5.1.  5.1.  Esquema para subestación y circuito secundario en zona subterránea con alta densidad de carga (Redes EMCALI) ...................... ............................................... .............................. ..... 34 Figura 5.2.  5.2.  Esquema para subestación y circuito secundario en zona subterránea con media o baja densidad de carga (Redes EMCALI)...................................... EMCALI)...................................... 35 Figura 5.3. Diagrama 5.3. Diagrama unifilar. Medición en media tensión con equipo auxiliar exterior. ............................................... ...................... .................................................. .................................................. .................................................. ........................... 36 Figura 5.4. Procedimient 5.4. Procedimientoo para seleccionar el transformador económico. ............... 37

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5 TRANSFORMADORES

Todos los transformadores para ser instalados en las redes de EMCALI E.I.C.E. E.S.P. podrán ser nuevos o usados y cumplir con lo establecido en el RETIE y el documento de Especificaciones Técnicas, aprobado tanto para transformadores de propiedad de EMCALI, como para los particulares. Se exceptúan solamente aquellos que por el traslado de sus instalaciones, la misma firma pueda usar los transformadores existentes, siempre y cuando cumpla con las pruebas exigidas por EMCALI, y se encuentren dentro de los parámetros establecidos por las normas para transformadores usados. En el caso de transformadores usados y o reparados éstos deben cumplir con los siguientes requerimientos para ser instalados:   •  •  • 

Tiempo de uso no mayor a 14 años (para transformadores usados). Fecha de fabricación posterior a 1985 (para transformadores reparados). Certificación de la procedencia del equipo. Certificación de que el equipo no presenta contaminación por bifenilos poli clorados – PCB (resolución DG No. 601 de 2002 de CVC). •  Protocolo de pruebas con las siguientes características: -  Datos de placa. -  Prueba de relación de transformación. -  Prueba de resistencia de aislamiento.

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-  Prueba de resistencia de devanados y pruebas de de pérdidas (vacío (vacío y carga) El protocolo de pruebas debe ser expedido por una entidad certificada por la Superintendencia de Industria y Comercio con fecha no superior a tres meses. Para la adquisición de transformadores deben tenerse en cuenta el cumplimiento de los requerimientos del Artículo 17 del RETIE, las Especificaciones Técnicas y las normas NTC relacionadas y todas aquellas que posteriormente se aprueben, siempre lo estipulado en la última revisión. Antes de la instalación de todo transformador debe presentarse el certificado de conformidad del producto según lo indicado en el Capítulo X del RETIE.

5.1 Tensiones normalizadas Las o niveles tensión normalizados están definidos en el de numeral 6.2.1. de latensiones norma NTC norma 55034. 034.deLas tensiones normalizadas en el sistema distribución para las redes de media y alta tensión (nivel 2, 3 y 4) de EMCALI son: 4

 

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Nivel 4, 115 kV. Nivel 3, 34.5 kV

Nivel 2, 13.2 kV Las tensiones primarias de transformadores conectados a la red de EMCALI deben corresponder a uno de estos niveles, según el nivel de tensión al que se va a conectar el usuario. Según el RETIE para transformadores de distribución de uso residencial, la tensión secundaria normalizada es:   Redes trifásicas tetrafilares: 208/120V   Redes monofásicas trifilares: 240/120 V Para transformadores de uso comercial e industrial, la tensión secundaria es determinado por las características de la carga del usuario (p. Ej., 4160 V, 460V, 440 •

 

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V, 380 V).

5.2 Pruebas de Laboratorio. 5.2.1 Pérdidas y tensión de cortocircuito. Los valores máximos, admisibles, deben satisfacer los requerimientos indicados en las normas NTC 818 y NTC 819 en su versión más actualizada, para transformadores monofásicos y trifásicos autorrefrigerados inmersos en líquido respectivamente. Pata transformadores tipo seco, los valores máximos declarados permitidos de l o  o , P tt   vacío, pérdidas y tensión de corto circuito) son los iindicados ndicados en la y U zz    (corriente en vacío, Norma NTC 3445 y deben cumplir con los valores máximos de pérdidas sin carga y de pérdidas totales. 5.2.2 Niveles básicos de aislamiento de impulso y niveles de prueba dieléctrica. Los niveles básicos de aislamiento de impulso (BIL) deben estar de acuerdo con el numeral 6.2.1. de de la norma NTC NTC 5034. Los niveles de prueba dieléctrica deben estar de acuerdo con los niveles de distribución especificados en la Tabla 1 de la misma norma o con su versión más actualizada. 5.2.3 Ensayos Eléctricos. Excepto como se determina en el numeral 5.2 de la norma NTC 5034, los ensayos deben ser ejecutados como se especifica en la norma NTC 380, en su versión más actualizada.

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5.3 Derivaciones nominales – Conmutador de relación de transformación En los transformadores a instalar en las redes de EMCALI, la tensión secundaria se debe poder ajustar con un interruptor manual localizado en la sección de alta tensión del compartimiento de terminales. Este interruptor debe ser diseñado para prevenir la operación porla medio de características, un paso preliminar antes de cambiar la asignación de accidental tensión. En placa de caract erísticas, cerca del conmutador, debe identificarse claramente la tensión actual o los números de posición correspondientes. Se debe localizar localizar sobre el mecanismo de operación o adyacente al mismo un aviso precaución de desenergizar el transformador antes de operarlo. Este conmutador de relación (o cambiador de TAP) debe disponer de ajustes al –5%, -2.5%, +2.5% y +5% de la tensión nominal primario del transformador.

5.4 Transformadores de distribución Los transformadores a instalar en las redes de distribución de EMCALI, en los niveles de tensión 2 y 3, pueden ser bifásicos o trifásicos, dependiendo de la capacidad del transformador a instalar y de la configuración de la red en el punto de conexión. De acuerdo con las características del montaje, los transformadores pueden de los siguientes tipos: 6

 

UNIDAD ESTRATÉGICA DE CODIGO: ND - 005 NEGOCIO DE ENERGÍA Revisión: 00 DIRECCIÓN DISTRIBUCIÓN Fecha: diciembre de 2006  NORMAS TECNICAS DE ENERGÍA Aprobó: Resolución 0407  NORMAS DE DISEÑO CAPITULO 5 TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCION Página 7 de 37 Transformadores para montaje en poste.   Transformadores para montaje en plataforma.   Transformadores para montaje en pedestal.   Transformadores para montaje en subestación subterránea (bóvedas). La selección del tipo de transformador depende de la potencia del mismo y de la disposición física y llaa topología del sector donde se instalará el equipo. La factibilidad de instalación para alimentar redes aéreas en baja tensión se determina con base en la reglamentación establecida en la Tabla 5.1. En algunos casos especiales y sobre todo en el sector industrial y para aplicaciones especiales, también se pueden instalar transformadores secos. La selección del tipo constructivo de transformador (seco o sumergido en líquido refrigerante) depende de las características de la instalación y de la aplicación del mismo. 5.4.1 Conexiones de media y baja tensión. •

 

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Los transformadores trifásicos deben ser del grupo de conexión Dy5N o Dy11N, con el neutro sólidamente sólidamente puesto a tierra. tierra. Los transformadores bifásicos bifásicos deben conectar a tierra el TAP central en el lado secundario del transformador. 5.4.2 Transformadores para montaje en poste en redes aéreas. Se aceptan transformadores instalados en poste si el predio no se encuentra localizado en un sector de redes subterráneas. Los transformadores de distribución serán del tipo convencional, para ser instalados en poste, sumergidos en aceite, auto refrigerados. 5.4.2.1 Valores nominales nominales de potencia Los valores nominales de potencia son continuos y están dados de forma que no se excedan los 65 °C de elevación de temperatura promedio del devanado, ni 80 °C de elevación de temperatura en el punto más caliente del conductor. La elevación de temperatura del líquido refrigerante no debe exceder los 60 °C cuando es medida cerca del límite superior del tanque. Estos valores nominales de potencia están basados en las condiciones de temperatura y servicio especificadas en la NTC 1057. La Tabla 5.2 indica los valores nominales de potencia normalizados para transformadores a ser instalados en el sistema de EMCALI. 5.4.2.2 Construcción. Las características del tanque y demás partes constitutivas deben soportar condiciones de intemperie, sin deterioro de los elementos del mismo, pintados preferiblemente de color color gris natural. Los bujes de conexión de alta tensión deben 7

 

UNIDAD ESTRATÉGICA DE CODIGO: ND - 005 NEGOCIO DE ENERGÍA Revisión: 00 DIRECCIÓN DISTRIBUCIÓN Fecha: diciembre de 2006  NORMAS TECNICAS DE ENERGÍA Aprobó: Resolución 0407  NORMAS DE DISEÑO CAPITULO 5 TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCION Página 8 de 37 estar ubicados en la parte superior del transformador y los bujes de baja tensión en la parte frontal. Cada buje debe estar correctamente marcado marcado para indicar la correspondiente fase. 5.4.2.3 Placa de características La placa de características debe estar localizada en la sección frontal del transformador y debe ser claramente legible con los cables en su sitio. Cuando la placa esté montada sobre una parte removible, el nombre del fabricante y número serial del transformador deben estar permanentemente fijados a una parte no removible. La información de la placa de características debe estar conforme con la NTC 618, incluyendo además un diagrama unifilar con simbología normalizada donde se muestren todos los accesorios provistos. El transformador debe estar rotulado con la potencia nominal y con el número asignado con pintura indeleble en unsesitio visible desde nivel del suelo. por LosEMCALI transformadores denegra propiedad particular identifican con lasel letras PP, los que son propiedad de EMCALI de identifican con las letras EE. 5.4.2.4 Instalación Se pueden instalar transformadores en poste (de 750 Kg. de capacidad a la rotura) hasta 112.5 kVA a 13.2 kV o hasta 75 kVA a 34.5 kV con un peso total, incluyendo los equipos de medición (si es el caso), igual o menor a 550 kg. Los transformadores de menor capacidad pueden ser instalados en postes con carga de rotura igual a 510 Kg. Los transformadores de mayor capacidad y peso deben instalarse en el interior del predio sobre postes en configuración en H (doble poste de 750 y 510 kg. con conducto interno) hasta 225 kVA a 13.2 kV o hasta 112.5 kVA a 34.5 kV. La instalación de transformadores de mayor capacidad debe realizarse sobre pedestal o capsulada de acuerdo con las características de montaje y distancias de maniobra y seguridad enunciadas en la presente norma, en el artículo 17 del anexo 1 del RETIE y en el Código Eléctrico Colombiano – NTC 2050.. En zonas industriales se podrán instalar transformadores en H (doble poste de 750 y 510 Kg. con conducto interno) sobre la vía pública hasta 225 kVA a 13.2 kV o hasta 112.5 kVA a 34.5 kV. En ningún caso se permite instalar transform transformadores adores en H (plataforma) cuando su peso total (incluido el equipo adicional) exceda de 910 Kg. Los transformadores de diferentes capacidades y con peso inferior a los límites aquí establecidos deben presentar el correspondiente certificado de conformidad. Para servicios industriales y dedelacuerdo reglamentación, se aceptan transformadores ubicados al nivel piso. Encon este la caso la subestación subestación debe poseer una malla de cerramiento para la seguridad de las personas, cuya altura mínima es 8

 

UNIDAD ESTRATÉGICA DE CODIGO: ND - 005 NEGOCIO DE ENERGÍA Revisión: 00 DIRECCIÓN DISTRIBUCIÓN Fecha: diciembre de 2006  NORMAS TECNICAS DE ENERGÍA Aprobó: Resolución 0407  NORMAS DE DISEÑO CAPITULO 5 TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCION Página 9 de 37 de 2.50 m y la distancia a cualquier parte energizada del sistema eléctrico no debe ser menor de 3.1 m (Ar (Art.t. 32 – RETIE). En estas subestaciones se deben colocar avisos preventivos como deben se indican el artículode11mecanismos del RETIE. que Las puertas de accesodea seguridad, la subestación estarenprovistas bloqueen el ingreso para personal no autorizado. En el centro de la ciudad de Cali no se permite la instalación de transformadores en poste, como tampoco en las vías y sectores detallados en el anexo No. 1.1 del capítulo 1 de la presente norma. No se permite la conexión en configuración “T” de transformadores, acometidas o extensiones de redes a partir de las líneas de 34.5 kV que sirven de enlaces entre las subestaciones del sistema de EMCALI. No se permite colocar ningún equipo, como transformador, terminales premoldeados, etc., en un poste primario con conjunto de maniobra, por Ej.: doble terminal con o sin puentes, poste con la combinación de conjunto corrido y terminal (martillo). No se permite la instalación en un mismo poste de más de un transformador trifásico o doble juego de terminales promediados o combinación de transformador y terminales premoldeados u otras combinaciones de equipos, excepto en parcelaciones cerradas donde se permitirá la instalación de dos transformadores bifásicos sobre un mismo poste con capacidades máxima de 50 kVA c/u. En este caso, las protecciones para cada transformador deben ser totalmente independientes y deben instalarse instalarse sobre una cruceta auxiliar. Cada juego de descargadores de sobretensiones y cortacircuitos irá a cada lado de dicha cruceta. 5.4.3 Transformadores para montaje en pedestal. 5.4.3.1 Generalidades Si en condiciones de operación se prevea la temperatura del cubículo supere losnormales 45ºC, debe instalarse una barreraque de protección, con exterior avisos que indiquen la existencia de “superficie caliente”. Los transformadores instalados dentro de edificaciones deben cumplir con la sección 450 de la NTC 2050 o aquellas que la reemplacen o sustituyan. Debe cumplir los requerimientos anotados en el artículo 17, numeral 10 del anexo 1 del RETIE. Se establecen aquí las características eléctricas, dimensionales, mecánicas y algunas especificaciones de seguridad eléctrica que deben cumplir los transformadores de distribución tipo pedestal, auto refrigerados, sumergidos en liquido refrigerante, con compartimentos y conectores premoldeados de alta tensión aislados separables, con potencias menores o iguales a 167 kVA para transformadores bifásicos y 32500 kVA para transformadores trifásicos y tensiones 9

 

UNIDAD ESTRATÉGICA DE CODIGO: ND - 005 NEGOCIO DE ENERGÍA Revisión: 00 DIRECCIÓN DISTRIBUCIÓN Fecha: diciembre de 2006  NORMAS TECNICAS DE ENERGÍA Aprobó: Resolución 0407  NORMAS DE DISEÑO CAPITULO 5 TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCION Página 10 de 37 de los devanados de alta tensión (A.T.) y baja tensión (B.T.) en los valores normalizados para las redes de EMCALI (ver sección 5.1). Se incluyen los arreglos de conectores y terminales para sistemas de alimentación radial y sistemas de alimentación alimentación en anillo. No cubre los requisitos eléctricos y mecánicos que puedan ser suministrados con el transformador. 5.4.3.2 Definiciones Sistema en malla: malla: Este sistema se caracteriza porque el transformador está conectado a la línea de alimentación primaria y permite que ella alimente a otras cargas a través de él. Sistema radial el transformador está conectado a la línea de alimentación primaria y no permite la continuación de ésta a través de aquel. 5.4.3.3 Valores nominales nominales de potencia Los valores de potencia continuospromedio y están dados de formanique no se excedan los nominales 65 °C de elevación de son temperatura del devanado, 80 °C de elevación de temperatura en el punto más caliente del conductor. La elevación de temperatura del líquido refrigerante no debe exceder los 60 °C cuando es medida cerca del límite superior del tanque. Estos valores nominales de potencia están basados en las condiciones de temperatura y servicio especificadas en la NTC 1057. La Tabla 5.3 indica los valores nominales de potencia normalizados para transformadores a ser instalados en el sistema de EMCALI. 5.4.3.4 Construcción Un transformador tipo pedestal con compartimentos consiste de un tanque con compartimentos terminales de cables de alta y baja tensión. Los compartimentos deben separados por una barrera pintadoestar preferiblemente de color verde. de metal u otro material rígido y debe estar La cabina de seguridad se debe evaluar de acuerdo con los procedimientos de ensayo y requerimientos del método de ensayo de diseño para cabinas de seguridad que se describe en la norma ANSI C 57.12.28. Los compartimentos de alta y baja tensión deben estar localizados a lado a lado en un costado del tanque del transformador. Cuando es visto visto de frente el compartimiento de baja tensión debe estar a la derecha. Cada compartimento debe tener una puerta construida para proporcionar acceso a cada sección. A la sección de alta tensión solamente se se puede acceder después de que la puerta de acceso a la sección de baja tensión haya sido abierta. Debe existir uno o más dispositivos de seguridad que deban ser removidos antes que la puerta del compartimiento de alta alta tensión pueda ser abiert abierta. a. Si la puerta del compartimento de baja tensión es de diseño de panel plano, la puerta debe tener seguro en tres 10

 

UNIDAD ESTRATÉGICA DE CODIGO: ND - 005 NEGOCIO DE ENERGÍA Revisión: 00 DIRECCIÓN DISTRIBUCIÓN Fecha: diciembre de 2006  NORMAS TECNICAS DE ENERGÍA Aprobó: Resolución 0407  NORMAS DE DISEÑO CAPITULO 5 TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCION Página 11 de 37 puntos con una manija provista de un dispositivo de seguridad las bisagras y pasadores de tapas y puertas deben ser de acero inoxidable. Las puertas de los compartimentos deben ser de suficiente tamaño como para proporcionar adecuado espacio de operación y trabajo cuando sean removidas o abiertas. Las puertas deben ser equipadas para ser ancladas en la posición abierta o para ser removidas manualmente y deben estar equipadas para ser aseguradas en la posición de abierta abierta o diseñadas para remoción manual. El ángulo de apertura de las puertas debe ser mayor de 135°. El tanque del transformador y los compartimientos deben ser construidos de forma que no permitan el desensamblaje, rotura o desprendimiento de cualquier puerta, panel o repisa las puertas en la posición de cerrado y asegurado. Los bordes inferiores de los compartimientos deben ser construidos de forma que faciliten el uso de dispositivos de anclaje y que sean accesibles solamente desde el interior de los compartimentos. El transformador debe estar provisto con dispositivos para levantar o izar, que estén permanentemente unidos sobre el tanque, de tal forma que puedan proporcionar un levantamiento balanceado, distribuido en una dirección vertical, del transformador completamente ensamblado. Sobre la superficie de la unidad se se deben marcar los centros de gravedad del transformador completamente ensamblado. El transformador debe ser diseñado para proporcionar un factor de seguridad de 5. Este factor de seguridad es la relación del esfuerzo último del material usado, sobre el esfuerzo de trabajo. El esfuerzo de trabajo es el máximo esfuerzo combinado producido en los dispositivos de levantar o izar, por la carga estática del transformador completamente armado. El transformador debe ser reforzado en su base, de forma que pueda rodar en dos direcciones: paralelo hacia un lado del transformador y en ángulos rectos hacia éste. Los compartimientos y la cubierta deben ser construidos con lámina de calibre mínimo 2,5 mm, y para las áreas de lámina plana expuesta mayores de 1 m 2 deben colocarse refuerzos adecuados o aumentar el calibre de la lámina para evitar su deformación. La cubierta superior debe soportar un peso de 100 Kg. al centro sin causar deformación permanente que permita acumulación de agua en la superficie. La cabina de seguridad se debe evaluar de acuerdo con los procedimientos de ensayo y requisitos del método de ensayo de diseño para cabinas de seguridad que se describe en la norma ANSI C57. 12.28 o en su versión más actualizada. 5.4.3.5 Placa de características La placa de características debe estar localizada en el compartimento de baja tensión y debe ser claramente legible con los cables en su sitio. Cuando la placa esté 11

 

UNIDAD ESTRATÉGICA DE CODIGO: ND - 005 NEGOCIO DE ENERGÍA Revisión: 00 DIRECCIÓN DISTRIBUCIÓN Fecha: diciembre de 2006  NORMAS TECNICAS DE ENERGÍA Aprobó: Resolución 0407  NORMAS DE DISEÑO CAPITULO 5 TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCION Página 12 de 37 montada sobre una parte removible, el nombre del fabricante y número serial del transformador deben estar permanentemente fijados a una parte no removible. La información de la placa de características debe estar conforme con la norma NTC 618, incluyendo además un diagrama unifilar con simbología normalizada donde se muestren todos los accesorios provistos. 5.4.3.6 Instalación En ningún caso se acepta la instalación de transformadores aislados en líquidos refrigerantes para ser instalados en niveles superiores de edificaciones oficiales, industriales, comerciales y residenciales, por ejemplo, en un segundo nivel cuando se prevea que en la parte inferior haya ocupación permanente de personas. El equipo fabricado con base en esta norma puede ser instalado en áreas en las cuales las condiciones del medio ambiente y las condiciones climáticas hacen de la operación en ángulos variantes de inclinación de la horizontal mayores de 1°, una consideración importante.unBajo estasdecir circunstancias, cunstancias,particular. el usuario puede esperar hacer parte de la especificación "ángulo inclinación" En las subestaciones interiores los transformadores deben estar dispuestos en gabinetes metálicos (encapsulados), al igual que los demás equipos de la subestación y ubicados en locaciones debidamente iluminados y ventilados, con las siguientes consideraciones:   La obra civil de apoyo debe proveer el espacio adecuado para efectuar los movimientos del transformador dentro de un lugar sobre la superficie de montaje sin desordenar o dañar los cables de alta o baja tensión. La base debe permitir el desplazamiento del transformador en dos direcciones: paralelo hacia un lado del transformador y en ángulos rectos hacia éste.   La base o fundación para la instalación del transformador debe incluir, en el caso de transformadores inmersos en aceite, la construcción de un foso con capacidad suficiente para contener el aceite en caso de derrame. facilidades dades para el levantamiento del tanque con gato. El   Se deben proveer facili espacio libre vertical para un gato debe estar entre 38 y 165 mm.   Se debe disponer de dos entradas de acceso a la subestación desde una posición que permita el retiro del equipo para efectos de reemplazo y/o mantenimiento. Las puertas del acceso deben abrir hacia fuera o lateralmente si se desplazan sobre rieles.   La profundidad mínima del espacio de trabajo frente a la celda del transformador de 1.50 metros, y de 0.20 m a los costados para permitir su retiro.   La distancia mínima de la parte posterior de la celda del transformador a la pared del local, de 0.20 metros (cuando no se dispone de equipos de maniobra o monitoreo en la parte posterior de éste. •

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Para más requerimientos de espacio dentro de la subestación debe consultar el artículo 110 de la norma NTC 2050.

La distancia mínima de las partes laterales de la celda del transformador a la pared del local de 0.50 metros. Los transformadores instalados en bóvedas de dedicación exclusiva para equipos eléctricos deben ser tipo semiestanco, al igual que todos los equipos allí instalados. Además, en este sitio no debe almacenarse combustible de ninguna clase. 5.4.4 Transformadores para Montaje en Subest Subestaciones aciones Subt Subterráneas erráneas •

 

En el centro de la ciudad de Cali y en las vías y sectores detallados en el anexo No. 1.1 del capítulo 1 de la presente norma se exige la instalación del transformador en subestaciones subterráneas o en subestaciones tipo pedestal conectado a la red de distribución subterránea. Para servicios industriales y de acuerdo con la reglamentación, se aceptan transformadores ubicados al nivel del piso. En este caso la subestación debe poseer una malla de cerramiento para la seguridad de las personas, cuya altura mínima será de 2.50m y la distancia a cualquier parte energizada del sistema eléctrico no debe ser menor de 3.1 metros. En estas subestaciones deben colocarse avisos avisos preventivos de seguridad, de acuerdo con el artículo 11 del RETIE. Para subestaciones subterráneas debe consultarse la Norma de Construcción. 5.4.4.1 Construcción. Los transformadores de distribución serán del tipo subterráneo (Norma ANSI C57.12.24-1982), sumergibles ocasionalmente (VAULT TYPE), aislados en aceite, para ser instalados en cámaras subterráneas o tipo pedestal, (PAD-MOUNTED Norma ANSI C57.12.26-1987), para ser instalados en las zonas de protección ambiental de las vías públicas o en los separadores viales, de acuerdo con la reglamentación definida en esta norma y con lo establecido en el POT. Para redes particulares, conjuntos residenciales horizontales o verticales cerrados e interiores para edificios, los transformadores deben ser del tipo subterráneo o pedestal. La subestación de pedestal se instala sobre una base de concreto y adyacente a una cámara subterránea. Los transformadores para redes particulares deben ser aislados en líquido refrigerante, con excepción de las subestaciones interiores a edificaciones, donde se recomienda utilizar aislamiento tipo seco. 5.4.4.2 Placa de Características. La placa de características debe cumplir con lo que se indica en la sección 5.4.3.5.

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UNIDAD ESTRATÉGICA DE CODIGO: ND - 005 NEGOCIO DE ENERGÍA Revisión: 00 DIRECCIÓN DISTRIBUCIÓN Fecha: diciembre de 2006  NORMAS TECNICAS DE ENERGÍA Aprobó: Resolución 0407  NORMAS DE DISEÑO CAPITULO 5 TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCION Página 14 de 37 5.4.4.3 Instalación En las subestaciones interiores se debe tener en cuenta lo indicado en 5.4.3.6. En estas subestaciones se deben colocar avisos preventivos de seguridad, como se indican en el artículo 11 del RETIE. Las puertas de acceso a la subestación deben estar provistas de mecanismos que bloqueen el ingreso para personal no autorizado. En subestaciones subterráneas deben observarse todas las recomendaciones que se indican en las Normas de Diseño. Las figuras Figura 5.1 y Figura 5.2 ilustran de manera esquemática la configuración para el montaje de la subestación y el circuito secundario en zona subterránea con alta, media y baja densidad de carga en las redes en el área de influencia de EMCALI. 5.4.4.4 Conexión de los transformadores a las redes subt subterráneas. erráneas. La conexión las maniobra redes subterráneas de media tensión se realizará través de de barrajes, cajasa de o equipos tipo pedestal dependiendo de laafilosofía diseño. Los cables de la acometida en media tensión se deben seleccionar con base en los criterios que se indican en el capítulo 2 de esta norma. La distribución en baja tensión en cámaras subterráneas de los transformadores se realiza a través de conectores sumergibles de uno a cuatro terminales y de frente muerto unidos a sus bujes secundarios los cuales alimentan tableros de interruptores automáticos tipo sumergible, de 4 a 6 circuitos, mediante conductores de cobre suave con aislamiento THW. Los tableros de BT para los circuitos subterráneos deben disponer en su etapa inicial de diseño al menos de dos circuitos de reserva. Los conductores se fijan a los tableros de baja tensión mediante conectores de cobre tipo tornillo. Los conductores que conectan los transformadores en poste o en piso a los cortacircuitos, deben ser de cobre duro desnudo de 21.14 mm 2 (4 AWG). Los conductores que conectan los transformadores pedestal o sumergibles o interiores a la red de media tensión de EMCALI, deben ser de cobre monopolar reticular, 90° C, de los siguientes calibres, de acuerdo con el nivel de tensión tensión:: Ten Tensi sióón (k (kV V)

Condu duct ctoor (Cobre mo monnopolar)

13.2

33.62 mm2 (2) (15 kV)

34.5

53.50 mm2 (1/0) (35 kV)

5.4.5 Transformadores Secos Para algunas aplicaciones específicas, por ejemplo para el montaje en un nivel superior o en instalaciones industriales para ambientes específicos, es recomendable la utilización de este tipo de transformadores. 14

 

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•

•

•

•

•

•

•

cada sección. más dispositivos detensión seguridad que removidos antesDebe que laexistir puertauno del ocompartimento de alta pueda serdeban abierta.ser 15

 

UNIDAD ESTRATÉGICA DE CODIGO: ND - 005 NEGOCIO DE ENERGÍA Revisión: 00 DIRECCIÓN DISTRIBUCIÓN Fecha: diciembre de 2006  NORMAS TECNICAS DE ENERGÍA Aprobó: Resolución 0407  NORMAS DE DISEÑO CAPITULO 5 TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCION Página 16 de 37 La estructura del transformador y los compartimentos deben construirse de forma que no permitan el desensamblaje, rotura o desprendimiento de cualquier puerta, panel o repisa las puertas en la posición de cerrado y asegurado. Los bordes inferiores de la celda deben ser construidos de forma que faciliten el uso de dispositivos de anclaje y que sean accesibles solamente desde el interior de los compartimentos. El transformador debe estar provisto con dispositivos para levantar o izar, que estén permanentemente unidos a la estructura, de tal forma que puedan proporcionar un levantamiento balanceado, distribuido en una dirección vertical, del transformador completamente ensamblado. Sobre la superficie de la unidad se se deben marcar los centros de gravedad gravedad del transformador. Debe ser diseñado para proporcionar un factor de seguridad de 5. La base del transformador debe ser reforzada en su base, de forma que pueda rodar en dos direcciones: paralelo hacia un lado del transformador y en ángulos rectos hacia éste. 5.4.5.3 Placa de Características. La placa de características debe cumplir con lo que se indica en la sección 5.4.3.5. 5.4.5.4 Instalación En las subestaciones interiores se debe tener en cuenta lo indicado en 5.4.3.6. En estas subestaciones se deben colocar avisos preventivos de seguridad, como se indican en el artículo 11 del RETIE. Estos avisos deben ser con fondo amarillo y el diagrama y las letras en color negro, de 50x100 cm. Las puertas de acceso a la subestación deben estar provistas de mecanismos que bloqueen el ingreso para personal no autorizado. En subestaciones subterráneas deben observarse todas las recomendaciones que se indican en las Normas de Diseño. 5.4.6 Transformadores de A Alumbrado lumbrado Público independiente independiente de EMCALI. Los conductores que se utilizarán serán de cobre suave aislamiento THW (75°C) y los calibres se seleccionan de la siguiente manera (para pases subterráneos): Capaci Cap acidad dad Transf Transform ormado adorr ((kVA kVA)) 0 – 10 > 1 0 – 15 > 1 5 – 25

Calibr Calibree cond conducto uctores res.. m mm2 m2 (AWG) Cobre Cobre 21.14 (4) 53.50 (1/0) 107.21 (4/0)

Los conductores en el poste deben instalarse a través de conductos galvanizados adosados al mismo y cuya selección debe realizarse conforme la presente norma.

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5.5 Selección del transformador El transformador se selecciona con base en la capacidad capacidad nominal del mismo. Para MAX , seleccionar la capacidad del transformador se calcula su demanda máxima, D MAX  utilizando el mismo procedimiento descrito en el numeral 2.1.2.3 de la presente norma. (Selección de conductores - Cálculo de las cargas). El cálculo de la capacidad de transformadores en circuitos de alumbrado público independiente, se hace con base en los kVA nominales de las luminarias que serán atendidas por el transformador. Una vez establecida la demanda máxima, se selecciona el transformador apropiado para el tipo de instalación, con base en lo indicado por la Tabla 5.5. Por encima de las capacidades anotadas, la capacidad del transformador será la inmediatamente superior a D MAX  MAX . Si las redes diseñadas pueden convertirse en redes de uso general, se deben aplicar además de los criterios de selección anteriores, los indicados en las tablas 5.4 y 5.5 para transformadores bifásicos y trifásicos respectivamente. De acuerdo con el numeral 5.5.1 la cargabilidad de los transformadores no debe superar el 84% para urbanizaciones abiertas y con posibilidad de ampliación hacia un segundo o tercer piso. La Figura 5.4 esboza de manera esquemática el procedimiento para la selección del transformador económico. 5.5.1 Selección de transformadores para urbanizaciones: Cuando se trata de urbanizaciones abiertas en las cuales las viviendas sólo tienen un nivel (un piso) con posibilidad de expansión (construcción de 2 o más pisos), el cálculo de en losestos transformadores debe considerar del 16 %. Además la regulación casos no debe superar el 3%una en elreserva nodo terminal de los circuitos secundarios. 5.5.2 Conexión a las Redes Aéreas. La conexión de los transformadores a las redes aéreas en baja tensión se realiza a través de conductores de cobre, aislamiento THW, duro (bajantes), para transformadores en poste y suave para transformadores en piso, cuyos calibres se especifican en la Tabla 5.8, de acuerdo con la capacidad (kVA) del transformador. La unión entre los conductores de cobre y los conductores de la red aérea en baja tensión se realiza mediante conectores bimetálicos dentados, a razón de dos (2) conectores por cada unión. La conexión en media mediante tensión entre los transformadores y la parte de los cortacircuitos se realiza conductor de cobre duro desnudo Noinferior 4. 17

 

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Prop. (S/E + Red B.T.)

     I      L      A      C      M      E

Ubicación Subestación (1) Zona de protección ambiental de la vía pública Zona de protección ambiental de la vía pública, preferiblemente, o andén

Tipo de Servicio (2)

Tipo de S/E

Capacidad Transf. (kVA)

Restricc.

Cualquiera

En poste

75(2F), 112.5(3F)

Ver anexo 1.1 Ver nota(3)

Cualq lquuiera

Subterr terráánea

25(2F ), 500(3F)

Ver anexo 1.1 Ver nota(3)

25(2F)

Separadores con canales de aguas lluvias o

Zona de protección ambiental de la vía pública >=1.5m o separadores >=3.0m.

Alumbrado público

Zona de protección ambiental de la vía pública >= X

Cualq lquuiera

Zona de protección ambiental de la vía pública

Cualquiera Industrial Cualquiera

    r     a      l     u     c      i      t     r     a

Zona comunal Privada

     P

Cualquiera Cualquiera

Interior al pprredio

Industrial

En poste (4)

112.5 (3F) para Pedest destaal (4) (4) 25(2F), X >= 1.50m.

En poste En plataforma En poste En plataforma Pedestal

75(2F), 112.5(3F)

negras Zonas adyacentes a canales de aguas lluvias o negras (3)

225(3F-13.2kV) 112.5(3F-34.5kV) 75 (2F), 112.5(3F) 225(3F) 75 (2F), 500(3F)

(3) Área de antejardín (3)

Interior en 75 (2F) Libre (3F) Gabinete 75(2F), Libre (3F) Subterránea 167.5(2F) a 13.2kV, Exterior en 333 (2F) a 34.5kV, libre piso (3F)

Zona privada de uso 75 (2F), 225(3F) Cualquiera Pedestal (3), (5) público (1) En la zona rural debe entenderse como zona de protección ambiental la adyacente a una vía (2) El área de servicio industrial se indica en la Figura 1.1. (3) Solo se pueden instalar transformadores bifásicos mayores a 25 kVA, con autorización de EMCALI, en sitios donde no existan redes trifásicas en media tensión. (4) No se permite la ubicación de más de dos subestaciones sobre la vía limitada por una cuadra. (5) Planeación Municipal define la Zona privada de uso público y estudia la viabilidad para su instalación.

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Prop.

     I      L      A      C      M      E

Tipo de transf. Bifásicos

Trifásico

     R      A      L      U      C      I      T      R      A      P

Capacidad Nominal (kVA) 15 25 37.5 50 75 45 75 112.5 150

Relación de tensión (Voltios)

Observaciones

13200/240/120

Para alimentar redes de uso general de baja tensión en el área de influencia de EMCALI

13200/120/208

Para alimentar redes de uso general de baja tensión en el área de influencia de EMCALI

Libre hasta 75

13200/240/120

Servicio(s) no industrial(es) hasta 20 kVA de demanda máxima cada servicio

Libre hasta 167.5

13200/Libre

Libre hasta 333 Libre

34500/Libre 13200/120/208 13200/Libre 34500/Libre

Bifásicos

Trifásico

Libre

Servicio industrial Serv. residencial y/o comercial Serv. no residencial y/o comercial

Tabla 5.3. Características generales de transformadores para montaje en pedestal. Tipo de de ttrransf. Capacidad No Nominal (k (kVA) Relación de te tensión (Voltios) 25 37.5 Bifásicos 50 13200/240-120 Red EMCALI 34500/240-120 75 100 167 10 30

Trifásico Red. EMCALI

Particular

45 75 112.5 150 225 300 400 500 630 750 800 1000 1250 1600 2000 2500 Libre

13200/208-120 34500/208-120

34500/Libre 13200/libre

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Transformadores Tensión nominal del primario (V)

Caracteríscompletamente ticas eléctricasensamblado. del conector primario BIL (kV)

Tensión Nominal en A.T. BIL Tensión de ensayo en seco a 60 Hz Fase a Tierra Fase-tierra /fase- (kV) durante 1 min. (kV) (kV) fase (kV) 11400 a 13800 95 *8.3-15.2 8.3/14.4 ó 95-125 34 ó 40 34500 Grd Y/19920 **150 21.1 21.1/36.6 150 50 Para valores nominales completos de conectores, véase la norma IEEE 386: 1985. * El rango de conector requerido debe ser especificado. ** Cuando se especifique un BIL de 125 kV, se deben hacer estudios adecuados de puesta a tierra y protección contra sobretensiones. Tabla 5.5. Selección de Transformadores particulares.

Demanda Máxima DMAX (  (kVA kVA)) Tr Tran ansf sfor ormad mador or Bifás Bifásic ico o Tran Transf sfor orma mado dorr Trifá Trifási sico co > 010– –1015 1150 3300 > 15 – 25 25 30 > 25 – 30 37.5 30 > 30 – 37.5 37.5 45 > 37.5 – 45 50 45 > 45 – 50 50 75 > 50 – 75 75 75 > 75 – 112.5 112.5 > 112.5 – 150 150 > 150 – 225 225  : En general la capacidad del transformador será la inmediatamente superior a D MAX  Nota : Nota MAX . La máxima capacidad por cada transformador aceptada para servicio residencial es 630 kVA. Tabla 5.6. Rango de cargabilidad eficiente para transformadores bifásicos 

SECTOR TOR

Urbano

Rural

Capac pacidad dad KVA KVA 10 15 25 37.5 * 50 * 75 * 100 10 15 25 37.5 * 50 75 ** 100

Rango de de Carga [kVA] VA] Mínimo Máximo Mínimo 6.50 11.91 1,930 11.91 17.33 2,103 17.33 29.24 2,349 29.24 44.40 2,883 44.40 59.56 3,684 59.56 71.47 4,329 71.47 120.00 5,077 6.50 11.91 2,296 11.91 17.33 2,468 17.33 29.24 2,847 29.24 44.40 3,457 5494..5460 89.88

8599..8586 120.00

54,,046797 5,990

Porcentaje de Carga [kVA) Mínimo Máximo 65% 119% 79% 116% 69% 117% 78% 118% 89% 119% 79% 95% 71% 120% 65% 119% 79% 116% 69% 117% 78% 118% % 7899% 90%

% 112109% 120%

20

 

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SECTOR

Urbano

Rural

Capacidad KVA 15 30 45 75 * 112.5 * 150 15 30 45 * 75 * 112.5 * 150

Rango de de Ca Carga [[kkVA] VA] Mínimo 6.50 17.33 35.73 53.06 89.88 134.27 6.50 17.33 35.73 53.06 89.88 134.27

Máximo 17.33 35.73 53.06 89.88 134.27 179.75 17.33 35.73 53.06 89.88 134.27 179.75

Porcen centaj taje d dee Car Carg ga [[kV kVA A Mínimo 43% 58% 79% 71% 80% 90% 43% 58% 79% 71% 80% 90%

Máximo 116% 119% 118% 120% 119% 120% 116% 119% 118% 120% 119% 120%

Tabla 5.8. Calibre de los bajantes de los transformadores. Red aérea. 2

Transformador (kVA) Bifásico

Trifásico

15 25 37.5 50 75 -

45 75 112.5 150

Conductor bajante (Cobre - THW) mm (AWG) Fase: Para transformador 2F o 3F Neutro: Para Neutro: Para transf. 1F transformador 3F 21.14 (4) 21.14 (4) 53.50 (1/0) 21.14 (4) 53.50 (1/0) 21.14 (4) 107.21 (4/0) 53.50 (1/0) 2 x 107.21 (4/0) 107.21 (4/0) 2 x 107.21 (4/0) 107.21 (4/0)

5.6 Sistema de Puesta a Tierra El objetivo del sistema de puesta a tierra es:   Proteger la integridad de los personas y de los equipos contra daños por sobretensiones.   Proporcionar al sistema eléctrico una adecuada conducción de las corrientes de falla a tierra.   Brindar un único punto de referencia para el equipo electrónico sensible. Para que un sistema de puesta a tierra sea eficiente y confiable es necesario, además del número de electrodos y elementos requeridos, que se disponga de valores de resistencia a tierra adecuados, los cuales deben medirse en sitio, y confrontarlos con los límites establecidos, a fin de garantizar la evacuación rápida y segura de las corrientes de falla. •

•

•

El conductor de puesta a tierra debe cumplir con la sección la norma NTC 2050. El conductor puesto a tierra ddeelounindicado circuito en ramal debe ser250 de de color blanco o gris natural. El conductor de puesta a tierra de los equipos debe ser de 21

 

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contacto directo con las (NTC 3582). Los descargadores de personas sobretensiones del Transformador, utilizando el mismo conductor bajante que une el neutro y la carcaza del transformador.   El neutro de la red aérea en baja tensión en todos los postes terminales del circuito, a través del conducto interno de dichos postes, el cual debe tener, para postes secundarios, 12.7 mm (1/2") de diámetro. Nota: Los electrodos que se instalen adyacentes a los postes deben quedar localizados a una distancia mínima de un (1) metro del pie del poste. 5.6.2 Sistemas de Puesta a Tierra Tierra en Redes Subterráneas. •

 

•

El sistema de puesta a tierra se construye para subestaciones subterráneas, pedestal, interiores o al nivel de piso, mediante mallas de tierra cuadradas o rectangulares formadas por cuadrículas de conductores enterrados, las cuales tienen en su perímetro electrodos de 2400 mm x 1.5875 mm (5/8”), de acuerdo con el diseño de la malla, que pueden tener electrodos iguales adicionales en la unión de los conductores entre sí. En redes de distribución subterráneas serán puestos sólidamente a tierra los siguientes elementos:   El neutro y la carcaza del transformador, así como las partes metálicas de todos los gabinetes metálicos existentes en la subestación y las pantallas metálicas de los cables subterráneos primarios, el cual debe conectarse solamente en el extremo que llega a la subestación principal, excepto cuando la longitud de la acometida excede los 80 m. •

•

 

En subestaciones tipo pedestal, los descargadores de sobretensiones del Transformador. 22

 

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•

•

Se exceptúan aquellos casos en los cuales en el tablero principal se dispone de un barraje para conexión al sistema de puesta a tierra conectado directamente al sistema de puesta a tierra de la subestación. 5.6.4 Instalación de sistemas d dee puesta a tierra. tierra. 5.6.4.1 Selección del conductor de puesta a tierra en redes redes aéreas. •

 

En redes aéreas en baja tensión la puesta a tierra de los neutros y la carcaza de transformadores, que es la misma para los descargadores de sobretensiones, se realizará mediante conductor de cobre duro aislado (NTC 3582), dependiendo de la capacidad y de los niveles en media y baja tensión del transformador, como se indica en la Tabla 5.9.

En los postes terminales de-redes a tierra será No. 4 AWG Cu DD. aéreas en baja tensión el conductor de puesta 5.6.4.2 Selección del conductor de puesta a tierra en redes redes subterráneas. •

 

En subestaciones subterráneas, pedestal, interiores o al nivel del piso, el conductor de puesta a tierra será el mismo que el de la malla de tierra. 5.6.4.3 Resistencia de puesta a tierra. La resistencia de puesta a tierra debe ser garantizar la evacuación segura de corrientes de falla. El valor máximo de resistencia de las puestas a tierra en redes de distribución aérea en baja tensión, es de 10 ohmios. Para verificar este valor se deben realizar mediciones de la resistencia de puesta a tierra con un medidor de tierras (megger).

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UNIDAD ESTRATÉGICA DE CODIGO: ND - 005 NEGOCIO DE ENERGÍA Revisión: 00 DIRECCIÓN DISTRIBUCIÓN Fecha: diciembre de 2006  NORMAS TECNICAS DE ENERGÍA Aprobó: Resolución 0407  NORMAS DE DISEÑO CAPITULO 5 TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCION Página 24 de 37 Es importante conocer la resistividad del terreno en el cual se instalarán los electrodos de puesta a tierra, la cual varía según el tipo de suelo: Humedad, acidez, profundidad y homogeneidad del mismo. Si la resistividad del suelo es tal que no es posible obtener la resistencia deseada, debe tratarse el suelo mediante químicos alrededor de cada electrodo, disminuyendo así la resistividad del suelo. 5.6.5 Diseño de mallas de tierra. El cálculo de la malla de puesta a tierra se efectúa según los criterios adoptados por la norma ANSI/IEEE 80 y la Guía C6292.4 (Resol. CREG 070 de 1998) en su actualización más reciente. Para las las cámaras de tr transformación ansformación y maniobra y subestaciones tipo pedestal deben cumplir con las siguientes características básicas: 5.6.5.1 Cámaras de transformación transformación y maniobra: -  -  -  -  -  -  -  -  - 

Dimensiones de la malla: 2.40m x 3.00m Cuadrículas: 0.60m x 0.60m Resistencia máxima de puesta a tierra: 3.0 Ohmios (máximo 10 ohmios) Conductor: 107.21 mm2 (4/0 AWG)- Cu – desnudo Tiempo de despeje de la falla: 40 milisegundos (artículo (artículo 15 - RETIE) Tensión de malla: 500 voltios (artículo 15 - RETIE) Profundidad de la malla: 0.50m Número de electrodos: 4 Resistividad del terreno: terreno: 20 Ohm-m (trinchera (trinchera preparada con carbón pulverizado) -  Resistividad superficial: 20000 Ohm-m (Piso de caucho o vinilo) 5.6.5.2 Subestaciones tipo pedestal: -  Profundidad de la malla (m): 0.5 o 0.6 -  Resistividad del terreno (Ohm-m): 50 (terreno preparado), para resistividad

menor debe demostrarse con registros los valores logrados. -  Resistividad superficial (Ohm-m): 3.000 (piso de grava), 10.000 (piso concreto), 20.000 (piso de caucho o vinilo) -  Los demás parámetros básicos utilizados utilizados para el cálculo de la malla de puesta a tierra debe acogerse a los criterios adoptados por la norma ANSI/IEEE 80 y el Artículo 15 del RETIE. 24

 

UNIDAD ESTRATÉGICA DE CODIGO: ND - 005 NEGOCIO DE ENERGÍA Revisión: 00 DIRECCIÓN DISTRIBUCIÓN Fecha: diciembre de 2006  NORMAS TECNICAS DE ENERGÍA Aprobó: Resolución 0407  NORMAS DE DISEÑO CAPITULO 5 TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCION Página 25 de 37 Tabla 5.9. Selección del conductor de puesta a tierra.

Calibre conductor de puesta a tierra mm 2  (AWG) – Cu DD)

Capacidad del transformador (kVA) 208V-2201V3.2 kV 440V 0 – 45 21.14 (4) 21.14 (4) > 45 – 75 53.50 (1/0) 21.14 (4) > 75 – 112.5 53.50 (1/0) 33.62 (2) >112.5 - 150 67.44 (2/0) 33.62 (2) >150 – 225 107.21 (4/0) 53.50 (1/0)

208V-220V34.5 kV 440V 21.14 (4) 21.14 (4) 21.14 (4) 21.14 (4) 33.62 (2) 21.14 (4) 33.62 (2) 21.14 (4) 53.50 (1/0) 21.14 (4)

Tabla 5.10. Calibre de los bajantes de los transformadores subterráneos 

Trifásico 112.5 150 225

Conductor bajante (Cobre) mm2 (AWG) Fase: Para transformador 3F Neutro 2x107.21 (4/0) 107.21 (4/0) 3x107.21 (4/0) 2x107.21 (4/0) 3 x 126.67 (250) 2x126.67 (250)

5.7 Protecciones de sobrecorriente para transformadores. Los transformadores deben disponer de elementos adecuados que los protejan de las corrientes de cortocircuito cortocircuito o sobrecarga, aislándolos apropiadamente. apropiadamente. Los elementos que conforman el sistema de protección del transformador son:   Cortacircuitos y fusibles en media tensión.   Totalizador en baja tensión. Para casos especiales, dependiendo del tipo de instalación (p. Ej., aplicaciones industriales, instalaciones en nivel 4, industria), se requiere además de equipos especiales como interruptores en media tensión y relés o elementos de protección auxiliar que no están cubiertos por esta norma. 5.7.1 Cortacircuitos en media tensión. •

•

Los cortacircuitos de distribución son de un polo, tipo abierto (de expulsión), de caída automática (dropout), para servicio a la intemperie e instalación vertical, equipados con elementos que le permitan operar bajo carga por medio de pértiga, con dispositivo de apertura con carga (Load-buster) y portafusibles para la instalación de fusibles tipo dual. Los cortacircuitos se inst instalan alan en cruceta independiente junto a los descargadores de sobretensiones, para transformadores trifásicos, a una distancia de un metro por encima de la parte superior de los bujes de media tensión del transformador, en el caso de transformadores en postes, o a la misma distancia por encima de la parte superior de los bujes de los transformadores de medida, en el caso de subestaciones en piso. La conexión de los cortacircuitos a la parte superior de los descargadores de sobretensiones y a los bujes de media tensión de los transformadores se realiza mediante conductores de cobre duro desnudo de 21.14 mm2 (4 AWG). 25

 

UNIDAD ESTRATÉGICA DE CODIGO: ND - 005 NEGOCIO DE ENERGÍA Revisión: 00 DIRECCIÓN DISTRIBUCIÓN Fecha: diciembre de 2006  NORMAS TECNICAS DE ENERGÍA Aprobó: Resolución 0407  NORMAS DE DISEÑO CAPITULO 5 TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCION Página 26 de 37 Para seleccionar la capacidad interruptiva de los cortacircuitos, se debe calcular primero el nivel de cortocircuito simétrico partiendo del nivel de corto circuito suministrado porcapacidad EMCALI. interruptiva Si este valor eskA; inferior a 20 kA,a se seleccionará un cortacircuito con de 20 si es superior 20 kA, la capacidad interruptiva mínima de cortocircuito simétrico o corriente mínima de interrupción simétrica del cortacircuito corresponderá al valor inmediatamente superior al calculado. Tabla 5.11. Características generales de cortacircuitos 

PARAMETRO

UNIDAD

Tensión Máxima Corriente continua o permanente Corriente de interrupción simétrica

kV eficaz A kA

Valores 13.2 kV 15 100 10.6(*)

Nominales 34.5 kV 38 100 5.0(*)

 (*) Para casos especiales, se requerirán cortacircuitos de mayor capacidad de corriente de interrupción. 5.7.2 Cortacircuitos y fusibles en media tensión. Para transformadores en poste y al nivel del piso se utilizan los cortacircuitos y fusibles que se describen en la presente norma. Los transformadores tipo sumergible o pedestal deben incorporar el sistema de protección de sobrecorriente del transformador mediante fusibles de media tensión, cuya capacidad de corriente nominal no debe exceder el 300% de la corriente nominal primaria del transformador. Para subestaciones interiores los transformadores se instalan en compartimentos metálicos auto soportados, con o sin equipo de medición en media tensión. En compartimiento independiente se deben instalar, para servicios industriales, seccionadores de operación tripolar bajo carga equipados con fusibles. Para servicios no industriales, se permite la instalación de seccionadores para operación sin carga (cuchillas de corte), si no existen motores trifásicos o si existen pero cada uno de ellos posee su propia protección por ausencia de tensión en una fase. En instalaciones con equipo de medida en media tensión, el compartimiento de maniobra debe ser independiente del compartimento de medida. Los fusibles en las subestaciones interiores se calculan con base en los criterios indicados en el numeral 5.7.4, teniendo en cuenta que la corriente nominal de los fusibles no exceda el 300% de la corriente nominal del transformador. En las subestaciones tipo Pad mounted se debe proveer fusibles limitadores de corriente y se debe utilizar con protección primaria de baja corriente; con el fin de minimizar los esfuerzos sobre el equipo y sobre el sistema de protección en caso de una corriente de falla de gran valor valor.. Este fusible se utiliza en los transformadores 26

 

UNIDAD ESTRATÉGICA DE CODIGO: ND - 005 NEGOCIO DE ENERGÍA Revisión: 00 DIRECCIÓN DISTRIBUCIÓN Fecha: diciembre de 2006  NORMAS TECNICAS DE ENERGÍA Aprobó: Resolución 0407  NORMAS DE DISEÑO CAPITULO 5 TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCION Página 27 de 37 para aislar y proteger el equipo que ha fallado; opera en caso de falla interna y es del tipo no reemplazable. 5.7.3 Fusibles Son elementos termo fundentes con características de tiempo inverso que cumplen con las siguientes funciones: •  Protección contra cortocircuitos. •  Protección contra sobrecargas. •  Aislamiento del transformador fallado. •  Soporte de corrientes de arranque y sobrecarga por corto tiempo. El grado de protección del fusible se determina superponiendo la curva de capacidad térmica, mecánica y de sobrecarga del transformador y las curvas características de corriente - tiempo (Amperio seg.) de fusible, seleccionando el fusible cuya curva de máximo- tiempo de fusión fusión mínima lo cubra del totalmente, es decir, la curva del fusible que quede totalmente al lado izquierdo de la curva de capacidad térmica del transformador y que no opere para la corriente de INRUSH del transformador. 5.7.4 Tipos de fusibles Para la selección correcta de los accesorios se deben tener en cuenta las siguientes descripciones: 5.7.4.1 Fusible bayoneta, tipo sensor de corriente Este tipo de fusible es utilizado para proteger al equipo de sobrecorriente dañina o al sistema de distribución de posibles fallas del equipo. Se recomienda su utilización en serie con un fusible limitador de corriente ELSP  ELSP   y con un fusible de respaldo por enlace de aislamiento. Este tipo de fusible es reemplazable. 5.7.4.2 Fusible tipo dual. Adicionalmente monitorea la temperatura del punto caliente del equipo y limita el calentamiento de éste por sobrecargas prolongadas o condiciones ambientales. Este tipo de fusible es reemplazable. 5.7.4.3 Fusible de respaldo por enlace de aislamiento La función que cumple este fusible es de detección contra corrientes que excedan la capacidad de protección del fusible bayoneta sensor de corriente. Este fusible no tiene definida la capacidad de interrupción y brinda protección adicional, en caso de remplazar el fusible bayoneta sensor de corriente, cuando el transformador ha fallado. Este tipo de fusible no es reemplazable. reemplazable.

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  Para transformadores transformadores menores o iguales a 50 kVA bifásicos bifásicos ó 150 kVA trifásicos: El tiempo de operación debe ser menor que los que se indican para las siguientes cargas:

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Tiempo Tiempo Va Valo lorr de K (Horas (Horas)) 1

1.1373 42 1.06 8 0.89 24 In = Corriente nominal del transformador. •

  Transformadores mayores de 50 kVA y menores o iguales a 250kVA bifásicos o mayores de 150 kVA y menores de 800 kVA trifásicos: El tiempo de operación debe ser menor que los que se indican para las siguientes cargas: Ca Carga rga(If (If=K =KIn) In) Valor Valor de K 1.13 1.03 0.97 0.94 0.91

•

  Para soporte térmico de transformadores categoría categoría I (bifásicos de 5 a 500 kVA y trifásicos de 15 a 500 kVA): El tiempo de operación debe ser menor que los que se indican para las siguientes cargas (NORMA ICONTEC 2797): Ca Carg rgaa (If (If = KIn) KIn) Val Valor or de de K 111.8 25 11.3 6.3 4.75 3.0 2.0

•

Tiempo Tiempo (Horas (Horas)) 1 2 4 8 24

Tiempo Tiempo (segu (segundo ndos) s) 0.1 2 10 30 60 300 1800

  Para corriente corriente de conexión de transformadores (corriente INRUSH), El tiempo de operación debe ser mayor que los que se indican para las siguientes cargas (NORMA ICONTEC 2797): Carga Carg a ((IfIf = KIn). KIn). Valor Valor de de K Tiempo Tiempo (Segun (Segundos dos)) 25 12 6 3

0.01 0.1 1.0 10.0

De acuerdo con los requisitos anteriores resultan curvas características de fusibles para cada tipo de transformador, los cuales se pueden identificar simplemente con la capacidad del transformador y el tipo de transformador (bifásico ó trifásico). •  Verificación. La capacidad nominal de los fusibles en media tensión no puede ser superior al 250% de la corriente nominal primaria del transformador, si no existe protección en baja tensión y al 300% si existe protección en baja tensión (Norma ICONTEC 450-3a). 29

 

UNIDAD ESTRATÉGICA DE CODIGO: ND - 005 NEGOCIO DE ENERGÍA Revisión: 00 DIRECCIÓN DISTRIBUCIÓN Fecha: diciembre de 2006  NORMAS TECNICAS DE ENERGÍA Aprobó: Resolución 0407  NORMAS DE DISEÑO CAPITULO 5 TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCION Página 30 de 37 5.7.8 Interruptores termomagnéticos en baja tensión. En todo transformador de propiedad particular se debe instalar un interruptor termomagnético general o totalizador en baja tensión, cuyas capacidades, nominal e interruptiva mínima, deberán calcularse como se explica en el capítulo 2 de la presente norma. La capacidad nominal del totalizador no debe ser superior al 250% de la capacidad nominal secundaria del transformador (Norma ICONTEC 450-3-a). 5.7.9 Protecciones de sobretensión para transformadores. Los transformadores tipo pedestal deben poseer protección contra sobretensiones, tipo terminal preformado, los cuales deben instalarse en el gabinete del transformador. Para transformadores en poste o al nivel del piso, se utilizarán los descritos en estas Normas. Tabla 5.12. Accesorios para transformadores tipo pedestal. Configuración radial o malla 

Accesorio Buje pozo Buje inserto Buje integral Buje inserto integral doble Buje de parqueo Conjunto soporte fusible bayoneta Fusible bayoneta tipo sensor de corriente o tipo sensor dual Fusible de respaldo por enlace de aislamiento

Cantidad de acuerdo con la configuración Radial/fase Malla 1 2 1 2 1 2 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

Véanse las notas 1 1 1 2,3 3 7 4,5 5,6

Fuescicbiloendaedorresapaelrdtuoralim–itcaideorrrede corriente “ELSP” 1 1 S 45,7,4,8 Seccionador secuencial de 4 posiciones X 1 3,7,8 Conector separable aislado (codo) 1 2 4,7 Adaptador de pantalla 1 2 3 Descargador de sobretensiones separable aislado 1 1 3 Tapón de aislamiento X 1 3 1) El buje inserto se debe entregar instalado; si se instala buje pozo, no se coloca buje integral, y viceversa. 2) Se coloca en caso de instalación de descargadores de sobretensiones. 3) Opcional. 4) Obligatorio. 5) Los fusibles deben estar coordinados, de acuerdo con las recomendaciones. del fabricante de éstos. 6) Este tipo de fusible no se instala, si se instala un fusible limitador de corriente. 7) o conexión bajo carga. 8) Para Segúnoperación diagrama, va va el seccionador ON – OFF o el secuencial de posiciones.

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NORMA NOR MA NTC 31 3316 176 37 3755 38 3800 471 53 5322 618 73 7377 800 801 818 819 836 837 1005 1005 1031 1057 1057 1058 135 3588 1465 1490 165 6566 1759 1759 195 9544 2076 2135 2482 2501-2

2784 2743 2784 2878 3396 3445

OBJETO OBJETO (Ante (Antece cede dente nte Int Inter ernac nacio ional nal)) Tr Tran rm Pr eba cale tami to (A (ANS NSIC IC57 57.1 .12. 2.90 90 e IE IEC C 76 76)) T raansf nssfo foorrmad maador doores rees. s.. Pru De Deufeb inicaiodneeca s (I(len IEnCta 76 7mien 6)ento Tr Tran ansf sfoormad rmador ores es.. Medi Medidda de la re resi sist steencia ncia de los los dev devan anad adoos (IE (IEC 76 76)) Tr Tran ansf sfoormad rmador ores es.. Pru Prueb ebaas elé eléct ctri rico cos. s. Gene Genera ralilida daddes (IEC (IEC 76 y BS 17 171) 1) Transformadores. Relación de transformación. Verificación de la polaridad y relación de fase. Tr Tran ansf sfoormad rmador ores es.. A Apt ptititud ud par araa sop sopor orta tarr el el cor corto toci circ rcui uito to (ANS (ANSII C 52 52.12. .12.00 00)) Transformad madores. P Pllaca de de ca características ((IIEC 76 76) Tr Tran ansf sfoormad rmador ores es.. E Esp spec ecifific icac acio ione ness de de dev devan anad adoos y sus sus der deriv ivaacion cionees (IE (IEC 76) 76) Transformadores. Designación (I(IEC 76 76) Transformad madores. LLiimi mittes de de ca calentamie miento (I(IEC 76 76) Transformadores. Bifásicos, auto refrigerados y sumergidos en aceite, pérdidas, corriente sin carga y tensión de cortocircuito Transformadores. Trifásicos, auto refrigerados y sumergidos en aceite, pérdidas, corriente sin carga y tensión de cortocircuito Transformad madores. N Niiveles de de ai aislami mieento ((IIEC 76 76.3) Transformad madores. Prueba del dieléctrico(IEC 76) Tr Tran ansf sfor orma mado dore res. s. Dete Determi rmina naci ción ón de la tens tensió iónn de de cor corto toci circ rcui uito to (ANS (ANSII C57 C57.1 .12. 2.90 90)) Transformadores. Pruebas para determinar pérdidas y corriente sin carga (ANSI C57.12.90) Tr Tran ansf sfor orma mado dore res. s. Va Valo lore ress nomi nomina nale less pote potenc ncia iass apar aparen ente tess (ANS (ANSII C57. C57.12 12.0 .00) 0) Transformadores de distribución sumergidos en aceite con refrigeración natural. Requisitos de funcionamiento en condiciones de altitud y temperatura diferentes a las normalizadas (ANSI C57.12.00 e IEC 76) Tr Tran ansf sfoormad rmador ores es.. Cert Certifific icad adoo de pr pruueb ebaas (A (ANS NSIC IC57 57.1 .12. 2.00 00)) Especifificcacione ones pa para aceites mi minerales les ((A ASTM D34 D3487) Tr Traansfo forrmad madore ress bi bifá fássicos ac accesori rioos (A (ANSI NSI C5 C57.12 .12.20) Tr Tran ansf sfoormad rmador ores es tr trififás ásic icos os,, acc cceeso sori rios os (A (ANS NSII C57. C57.12 12.2 .200) Empa Empaqu ques es pr prem emol olde dead ados os re resi sist sten ente tess al ac acei eite te para para tran transf sfor orma mado dore ress eelé léct ctri rico coss Ele Elect ctro rote tecn cnia ia tra trannsf sfoormad rmador orees reco recons nstr trui uiddos y rep repar arad adoos requ requiisito sitos. s. Galvanizado en en caliente (ASTM A 153) Guía para fórmulas de evaluación de pérdidas Transformadores de distribución sumergidos en aceite con 65 ºC de elevación de temperatura en los devanados. Guía de cargabilidad (ANSI C57.91) Herrajes conectores para transformadores de distribución y de potencia con terminales con tensión ≤ 34.5 kV y superior a 1.2 kV, corriente máxima de 150 A. Herrajes conectores para transformadores de distribución y de potencia menores de 5 MVA y tensión de serie 1.2 kV (lado de baja tensión) Guía para el embalaje, almacenamiento y transporte de transformadores de distribución Electrotecnia campos de prueba para transformadores, requisitos mínimos y clasificación Electrotecnia guía para la selección de fusibles para transformadores de distribución. Elect ctro rote teccnia guía para la sel eleección de parar rarray rayos. Guía Guía para la apliliccación de de pin intturas en en tran transsfor formad madores res Electrotecnia Transformadores trifásicos auto refrigerados, tipo y encapsulados en resina, corriente sin carga, pérdidas y tensión de corto circuito.

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UNIDAD ESTRATÉGICA DE CODIGO: ND - 005 NEGOCIO DE ENERGÍA Revisión: 00 DIRECCIÓN DISTRIBUCIÓN Fecha: diciembre de 2006  NORMAS TECNICAS DE ENERGÍA Aprobó: Resolución 0407  NORMAS DE DISEÑO CAPITULO 5 TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCION Página 32 de 37 NORMA NOR MA NTC 3582 3600 3607 360 6099 3654 3680 3997

4559

4907

5110

OBJETO OBJETO (Ante (Antece cede dente nte Int Inter ernac nacio ional nal)) Electrotecnia Guía para la puesta a tierra de transformadores con tensión de serie 15 Kv. Electrotecnia. Guía para la realización e interpretación del ensayo de impulso a transformadores. Electrotecnia, accesorios para transformadores trifásicos de potencia entre 2000 y 20000 Kva. Ele Elect ctro rote tecn cnia ia.. Ensa Ensayyos mec mecán ániico coss a tra trannsf sfoorma rmado dore ress de de dist distri ribu buci ción ón.. Transformadores de potencia tipo seco. Electrotecnia. Cambiador de derivaciones para operación sin tensión. ANSI IEEE trial use standard distribution and power transformers short circuit test code (ANSI C 57.12.90. A). Transformadores de distribución tipo pedestal auto refrigerados con compartimentos para uso con conectores premoldeados de alta tensión, aislados separables para proveer frente muerto, lado de alta tensión. Transformadores trifásicos tipo ocasionalmente sumergibles, de potencia igual o menor o igual a 2500 kVA, con alta tensión menor o igual a 34.500 v estrella aterrizada /19.920 v , baja tensión menor o igual a 400 v. Métodos de ensayo para proveer la compatibilidad de materiales con aceite aislante eléctrico derivado del petróleo. Método de ensayo para fluidos con silicona, utilizados en aislamiento eléctrico. Electrotecnia. Método de ensayo para establecer la compatibilidad entre materiales de construcción y los fluidos de silicona utilizados como aislamiento eléctrico. Guía para la aceptación de fluidos menos inflamables y su mantenimiento en transformadores.   Electrotecnia Guía de propiedades de aceites dieléctricos con alto punto de ignición derivados del petróleo. Electrotecnia Guía para la aceptación de fluidos de silicona aislante y su mantenimiento en transformadores. Accesorios para transformadores bifásicos de potencia superiores a 167 Kva. y no mayores de 500 Kva., y de transformadores trifásicos con potencias superiores a 150 Kva y no mayores a 2000 Kva. Transformadores de distribución bifásicos tipo pedestal auto refrigerados, de alta tensión 34.500 v, ground y /19920 y menores, baja tensión 240/120, 167 Kva y menores con compartimentos para uso con conectores de alta tensión separables aislados. Cajas de maniobras tipo compartimiento para uso con conectores premoldeados de media tensión aislados, separables para proveer frente muerto.

5.8 Protecciones de Sobretensión para Transformadores. Los transformadores, en redes de distribución aéreas, deben estar protegidos contra sobretensiones transitorias de origen interno (producidas por alteraciones propias del sistema) o atmosférico (externo), a través de descargadores de sobretensiones. 5.8.1 Instalación. Los descargadores se conectan entre cada fase y tierra, utilizando cable de cobre duro desnudo, el cual irá a través del conducto interno del poste de concreto hasta la 32

 

UNIDAD ESTRATÉGICA DE CODIGO: ND - 005 NEGOCIO DE ENERGÍA Revisión: 00 DIRECCIÓN DISTRIBUCIÓN Fecha: diciembre de 2006  NORMAS TECNICAS DE ENERGÍA Aprobó: Resolución 0407  NORMAS DE DISEÑO CAPITULO 5 TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCION Página 33 de 37 puesta a tierra (al pie del poste). En el caso de no existir poste con conducto interno, el conductor de puesta a tierra debe instalarse a través de un conducto metálico galvanizado de 19.1 mm (3/4") de diámetro adosado al poste mediante cintas y hebillas de exterior acero inoxidable. Los descargadores se conectan a la red de media tensión mediante entice y cable ACSR. Luego éste se empalma con cable de cobre duro desnudo con conectores bimetálicos de compresión que se seleccionan de conformidad con la Tabla 2.29. Las conexiones entre estos conductores de cobre y los de ACSR se realizan mediante conectores bimetálicos tipo tornillo (2 por conductor). La conexión de los descargadores de sobretensiones a los cortacircuitos se realiza con conductor de cobre duro desnudo de 21.14 mm2  (4 AWG). En el caso de los transformadores bifásicos se deben instalar los descargadores sobre el tanque del transformador, en los orificios normalizados para tal fin. 5.8.2 Características Se utilizarán descargadores tipo óxido metálico de Zinc, sin explosores (Gaps), para servicio a la intemperie. El descargador de óxido metálico tiene resistencias de óxido de Zinc (normalmente combinado con pequeñas cantidades de cobalto, antimonio, bismuto y manganeso). La mayor no linealidad presentada en descargadores de óxido de Zinc permite utilizarlos sin explores, además estos equipos disminuyen los valores nominales utilizados y mejoran los márgenes de protección, lo cual reduce los niveles de aislamiento (BIL) de los equipos. Tabla 5.14. Características generales de pararrayos.

Parámetro Tensión Corriente de descarga

Unidad KV KA

13.2 kV 12 10

Valores Nominales 34.5 kV 30 10

5.9 TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN DISTRIBUCIÓN CON TRANSFORMADORES DE CORRIENTE INTERNOS. Los transformadores de distribución que se instalarán instalarán en las redes redes del Sistema de Distribución de EMCALI deberán contener en su interior transformadores de corriente en los bujes de baja tensión, estos son necesarios para realizar balances de energía comparando los KWh medidos en el transformador con los KWh medidos en los clientes asociados al transformador. El conjunto de TC´s internos deberán estar disponibles y debidamente marcados en el exterior del de los transformadores de distribución, identificados con conductores de tanque color negro y rojo para los monofásicos y para lose trifásicos amarillo, azul y rojo, las conexiones de salida se deben conectar con terminales macho 33

 

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Figura 5.1. Esquema para subestación y circuito secundario en zona subterránea  con alta densidad de carga (Redes EMCALI) (Léase los calibres de los conductores así: #6 = 13.29 mm 2 (6), #4 = 21.14 mm 2 (4), #1/0 = 53.50 mm 2 (1/0), # 4/0 = 107.21 mm2 (4/0))

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Figura 5.2. Esquema para subestación y circuito secundario en zona subterránea  con media o baja densidad de carga (Redes EMCALI) (Léase los calibres de los conductores así: #6 = 13.29 mm 2 (6), #4 = 21.14 mm 2 (4), #1/0 = 53.50 mm 2 (1/0), # 4/0 = 107.21 mm2 (4/0))

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Figura 5.3. Diagrama unifilar. Medición en media tensión con equipo auxiliar exterior.

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Identificar el Tipo de Proyecto

Transformador para Usuarios Nuevos

Reemplazo de un transformador existente

No

Identificar tipo y número de usuarios Identificar curva de carga pico típica de acuerdo al tipo de usuario

Existen Mediciones de Carga

Si Identificar curva de carga diaria y carga pico

Identificar carga pico a partir de las curvas de demanda máxima diversificadas

Determinar duración del pico en horas

Incrementar la carga de acuerdo al modelo de carga tipo rampa

Determinar máxima Cargabilidad Vida Útil (CVU), Norma ANSI C-53

Determinar capacidad del transformador con curvas de Cargabilidad Económica (CE)

Verificar Cargabilidad Económica (CE) vs. Cargabilidad Vida Útil (C V U )

Si

n años de crecimiento de la carga a una Tasa anual , r 

El trafo queda en sobrecarga?

No CE < CVU

No

Si Especificar el transformador definido con las curvas de cargabilidad económica

Escoger un transformador de capacidad inmediatamente superior FI N

Figura 5.4. Procedimiento para seleccionar el transformador económico.

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