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DISEÑO ELÉCTRICO DE INGENIERÍA PRIMARIA PARA SUBESTACIONES DE RANGO ll. CASO
DE ESTUDIO: SUBESTACIÓN COLECTORA 500KV.
CARLOS ANDRÉS BELTRÁN SAAVEDRA
ANDRÉS JULIO CIENDÚA AVELLANEDA
UNIVERSIDAD DISTRITAL FRANCISCO JOSÉ DE CALDAS
FACULTAD DE INGENIERÍA
PROYECTO CURRICULAR DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
BOGOTÁ DC - 2019
DISEÑO ELÉCTRICO DE INGENIERÍA PRIMARIA PARA SUBESTACIONES DE RANGO ll. CASO
DE ESTUDIO: SUBESTACIÓN COLECTORA 500KV.
PRESENTADO POR:
CARLOS ANDRÉS BELTRÁN SAAVEDRA
ANDRÉS JULIO CIENDÚA AVELLANEDA
Proyecto de grado como requisito para optar al título de:
INGENIERO ELÉCTRICO.
Director:
Ing. William Alfonso Riaño Maldonado I.E. M.Sc
Co-directora:
Ing. Diana Stella García Miranda I.E. M.Sc
UNIVERSIDAD DISTRITAL FRANCISCO JOSÉ DE CALDAS
FACULTAD DE INGENIERÍA
PROYECTO CURRICULAR DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
BOGOTÁ DC - 2019
Nota de Aceptación
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Firma del Jurado
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Firma del Director
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DEDICATORIA
Carlos Andrés Beltrán Saavedra A mis padres Martha Lucia y Nelson Ivan, a mis tíos Elsa María, Héctor Manuel y Arnulfo por
apoyarme en cada uno de los obstáculos que se presentaron durante mis estudios universitarios, a
la Universidad Distrital por acogerme y brindarme las bases para ser un profesional íntegro y de
calidad. Un agradecimiento a los profesores Diana García y William Riaño por el acompañamiento
y dedicación que mostraron para la correcta realización de este proyecto de grado.
Andrés Julio Ciendúa Avellaneda
A mis padres Julio Ciendúa y Ana Avellaneda, a mi hermano David Ciendúa, a familiares y todas las
personas que me acompañaron en este proceso de aprendizaje, este proceso se pudo realizar
gracias a la ayuda de todas las personas que siempre me acompañaron, a mis Directores de
proyecto de grado William Riaño y Diana García por todo su compromiso durante este proceso y a
la Universidad Distrital Francisco José de Caldas, Gracias.
CONTENIDO
1 INTRODUCCIÓN ......................................................................................................................... 13
2 OBJETIVOS ................................................................................................................................. 16
2.1 OBJETIVO GENERAL ................................................................................................................... 16
2.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS ............................................................................................................ 16
3 CAMPOS DE ESTUDIO ................................................................................................................ 17
3.1 RECOLECCIÓN DE PARÁMETROS AMBIENTALES Y ELÉCTRICOS BÁSICOS ................................. 19
3.2 SELECCIÓN DE DESCARGADOR DE SOBRETENSIONES .............................................................. 20
3.3 COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO ............................................................................................ 29
3.4 DISTANCIAS MÍNIMAS Y DE SEGURIDAD ................................................................................... 42
3.5 CÁLCULO DE CONDUCTORES, BARRAJES Y AISLADORES .......................................................... 55
3.6 DISPOSICIÓN FÍSICA................................................................................................................... 76
3.7 SISTEMA DE PUESTA A TIERRA. ................................................................................................. 79
3.8 CARGABILIDAD DE CT’S Y PT’S................................................................................................... 87
4 CASO DE ESTUDIO ..................................................................................................................... 95
4.1 SUBESTACIÓN COLECTORA 500kV ............................................................................................ 95
4.2 SELECCIÓN DE DESCARGADORES DE SOBRETENSIONES COLECTORA 500kV ......................... 100
4.3 COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO COLECTORA 500kV ......................................................... 107
4.4 DISTANCIAS MÍNIMAS Y DE SEGURIDAD COLECTORA 500kV ................................................. 117
4.5 SELECCIÓN DE CABLES, CONDUCTORES Y AISLADORES .......................................................... 123
4.6 SISTEMA DE PUESTA A TIERRA. ............................................................................................... 136
4.7 CARGABILIDAD DE CT’S Y PT’S................................................................................................. 141
5 CONCLUSIONES ....................................................................................................................... 148
6 RECOMENDACIONES FUTURAS ............................................................................................... 149
BIBLIOGRAFÍA .................................................................................................................................. 150
INDICE DE FIGURAS Figura 1. Grafica para determinar Ktov. ............................................................................................ 23
Figura 2. Catálogo de descargadores de sobretensiones. [12] ......................................................... 24
Figura 3. Datos generales de una familia de descargadores de sobretensiones. [12] ...................... 25
Figura 4. Gráfica W’ vs Ua/Ur tomada de la norma IEC 60099-4. [5] ............................................... 29
Figura 5. Selección de Ue2 para sobretensiones de frente lento por eventos de energización y re-
energización de líneas. ...................................................................................................................... 34
Figura 6. Selección de Up2 para sobretensiones de frente lento por eventos de energización y re-
energización de líneas. ...................................................................................................................... 35
Figura 7. Determinar Kcd según la norma IEC 60071-2 .................................................................... 37
Figura 8. Factor m, según IEC 60071-2. ............................................................................................. 39
Figura 9. Zona de seguridad. ............................................................................................................. 46
Figura 10. Distancia de seguridad – Trabajos de la subestación. ...................................................... 47
Figura 11. Dimensiones de operadores en movimiento. .................................................................. 48
Figura 12. Circulación de vehículos en área de interruptores para S/E rango ll. .............................. 48
Figura 13. Circulación de vehículos en área de transformadores para S/E rango ll. ........................ 49
Figura 14. Distancia mínima fase-fase (condiciones normales) ........................................................ 50
Figura 15. Distancia mínima fase-fase (condiciones de cortocircuito). ............................................ 50
Figura 16. Dimensionamiento ancho de bahía. ................................................................................ 51
Figura 17. Ancho de barras. .............................................................................................................. 52
Figura 18. Deflexión cadena de aisladores en cruce de barras. ........................................................ 53
Figura 19. Niveles de conexión.......................................................................................................... 53
Figura 20. Imágenes según disposiciones de conductores. .............................................................. 67
Figura 21. Cadena de aisladores compuestos, tres o cuatro conductores. ...................................... 74
Figura 22. Constantes de referencia. [19] ......................................................................................... 82
Figura 23. Arreglo para la para la prueba de caída de tensión ......................................................... 90
Figura 24. Ubicación del terreno disponible para la construcción de la subestación COLECTORA
500kV. ................................................................................................................................................ 97
Figura 25. Diagrama unifilar general del proyecto. ........................................................................... 98
Figura 26. Diagrama unifilar de la subestación. ................................................................................ 99
Figura 27. Datos del fabricante para un DST de 500kV. .................................................................. 103
Figura 28. Gráfica W’ vs Ua/Ur tomada de la norma IEC 60099-4. ................................................. 106
Figura 29. Detalle seccionador semipantografo o de rodilla. ......................................................... 120
Figura 30. Dimensionamiento ancho de bahía. .............................................................................. 121
Figura 31. Catálogo de conductores ACAR. ..................................................................................... 124
Figura 32. Datos eléctricos y mecánicos del aislador seleccionado. ............................................... 135
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 1. Niveles de tensión manejados. ............................................................................................ 32
Tabla 2. Factores de conversión tensiones frecuencia industrial a impulsos maniobra ................... 40
Tabla 3. Tensiones de soportabilidad normalizadas subestaciones de rango II. .............................. 41
Tabla 4. Correlación entre tensiones de soportabilidad al impulso de maniobra y distancias
mínimas fase-tierra en el aire (Um > 300kV). ................................................................................... 44
Tabla 5. Correlación entre tensiones de soportabilidad al impulso maniobra y distancias mínimas
fase-fase en el aire (Um >300 kV). .................................................................................................... 45
Tabla 6. Constantes asociadas al número de Nusselt. ...................................................................... 61
Tabla 7. Características del aluminio. ................................................................................................ 63
Tabla 8. Coeficiente geométrico y de limpieza. ................................................................................ 66
Tabla 9. Información eléctrica del sistema. ...................................................................................... 95
Tabla 10. Parámetros informaciones ambientales y geográficas de la zona. ................................... 96
Tabla 11. Información adicional. ....................................................................................................... 98
Tabla 12. Especificaciones de potencia. .......................................................................................... 100
Tabla 13. Nivel de aislamiento al impulso tipo rayo y tipo maniobra para un sistema con una
tensión máxima de 550kV. .............................................................................................................. 100
Tabla 14. Características generales de los DST de la subestación COLECTORA 500kV. .................. 106
Tabla 15. Resumen parámetros del sistema para coordinación. .................................................... 107
Tabla 16. Resumen características descargador de sobretensiones. ............................................. 108
Tabla 17. Niveles de tensión manejados. ........................................................................................ 108
Tabla 18. Factor de coordinación. ................................................................................................... 111
Tabla 19. Tensiones de coordinación de frente lento. .................................................................... 112
Tabla 20. Parámetros de entrada sobretensiones de frente rápido. .............................................. 113
Tabla 21. Aislamiento interno y externo. ........................................................................................ 113
Tabla 22. Factor Ka. ......................................................................................................................... 113
Tabla 23. Tensiones de soportabilidad requeridas (Urw). .............................................................. 114
Tabla 24. Corrección sobretensiones exteriores de frecuencia industrial. ..................................... 114
Tabla 25. Corrección de aislamiento en gas. ................................................................................... 115
Tabla 26. Valores de soportabilidad requeridos normalizados para la subestación COLECTORA
500kV. .............................................................................................................................................. 116
Tabla 27. Especificaciones mínimas equipos de patio para el aislamiento subestación COLECTORA
500KV. ............................................................................................................................................. 116
Tabla 28. Distancias mínimas. ......................................................................................................... 117
Tabla 29. Distancias mínimas fase-fase en condiciones normales y de corto circuito. .................. 119
Tabla 30. Resumen dimensionamiento ancho de barras y ancho de bahías. ................................. 122
Tabla 31. Datos de entrada y salida aumento de temperatura en condiciones normales subestación
COLECTORA 500Kv para barrajes. ................................................................................................... 127
Tabla 32. Datos de entrada y salida aumento de temperatura en condiciones normales subestación
COLECTORA 500kV para bahía. ....................................................................................................... 131
8
Tabla 33. Consumos núcleos de medida. ........................................................................................ 142
Tabla 34. Variables para cada núcleo en cortocircuito. .................................................................. 144
Tabla 35. Cargas asignadas a los núcleos de los transformadores de tensión. .............................. 146
Tabla 36. Carga en cada núcleo del+PTL1 ....................................................................................... 147
Tabla 37. Resumen regulación de tensión para el +PTL1................................................................ 147
ÍNDICE DE ECUACIONES
Ecuación 1. Tensión de operación del DST. ....................................................................................... 22
Ecuación 2. Tensión asignada del DST Ur1min. ................................................................................ 23
Ecuación 3. Tensión asignada del DST Ur2 min. ................................................................................ 23
Ecuación 4. Verificación de los valores de protección. ..................................................................... 25
Ecuación 5. Energía disipada por cierres y recierres. ........................................................................ 26
Ecuación 6. Amplitud de la sobretensión. ......................................................................................... 26
Ecuación 7. Tiempo de viaje de la onda. ........................................................................................... 26
Ecuación 8. Energía disipada por descargas atmosféricas. ............................................................... 27
Ecuación 9. Capacidad de disipación de energía del DST. ................................................................ 27
Ecuación 10. Verificación de disipación de energía. ......................................................................... 27
Ecuación 11. Relación de capacidad de descarga del DST. ............................................................... 28
Ecuación 12. Energía absorbida por el DST. ...................................................................................... 28
Ecuación 13. Sobretensión temporal Urp (Falla fase a tierra) .......................................................... 32
Ecuación 14. Sobretensión temporal Urp (rechazo de carga) .......................................................... 33
Ecuación 15. Uet: Sobretensión de maniobra Fase-Tierra ................................................................ 33
Ecuación 16. Upt: Sobretensión de maniobra Fase-Fase. ................................................................. 34
Ecuación 17. Tensiones de coordinación. ......................................................................................... 36
Ecuación 18. Tensiones de coordinación de frente lento Fase-Tierra para equipos de entrada...... 37
Ecuación 19. Tensiones de coordinación de frente lento Fase-Fase para equipos de entrada. ....... 37
Ecuación 20. Tensiones de coordinación de frente lento Fase-Tierra para otros equipos. .............. 37
Ecuación 21. Tensiones de coordinación de frente lento Fase-Fase para otros equipos. ................ 37
Ecuación 22. Tensión soportable de coordinación al impulso atmosférico. ..................................... 38
Ecuación 23. Cálculo de La. ............................................................................................................... 38
Ecuación 24. Corrección por altura. .................................................................................................. 39
Ecuación 25. Aislamiento externo. .................................................................................................... 39
Ecuación 26. Aislamiento interno. .................................................................................................... 39
Ecuación 27. Valor básico. ................................................................................................................. 46
Ecuación 28. Distancia de seguridad. ................................................................................................ 46
Ecuación 29. Desplazamiento máximo de un conductor en condiciones normales. ........................ 49
Ecuación 30. Cálculo de distancia mínima fase-fase en condiciones de cortocircuito. .................... 50
Ecuación 31. Ancho de bahía. ........................................................................................................... 51
Ecuación 32. Ancho de barras. .......................................................................................................... 52
Ecuación 33. Segundo nivel de conexión. ......................................................................................... 54
Ecuación 34. Tercer nivel de conexión. ............................................................................................. 54
Ecuación 35. Ecuación de corriente máxima..................................................................................... 57
Ecuación 36. Balance de energía. ...................................................................................................... 58
Ecuación 37. Balance de energía descompuesto. ............................................................................. 58
Ecuación 38. Ecuación balance de energía reducida. ....................................................................... 59
Ecuación 39. Calentamiento por efecto joule. .................................................................................. 59
10
Ecuación 40. Calentamiento solar. .................................................................................................... 59
Ecuación 41. Enfriamiento por convección. ...................................................................................... 60
Ecuación 42. Cálculo de conductividad terminar en el aire. ............................................................. 60
Ecuación 43. Cálculo de temperatura de capa. ................................................................................. 60
Ecuación 44. Cálculo de número de Nusselt. .................................................................................... 60
Ecuación 45. Rugosidad de la superficie del conductor. ................................................................... 61
Ecuación 46. Número de Reynolds. .................................................................................................. 61
Ecuación 47. Viscosidad cinemática. ................................................................................................. 61
Ecuación 48. Densidad relativa del aire. ........................................................................................... 61
Ecuación 49. Número de Nusselt corregido para un viento variable................................................ 62
Ecuación 50. Enfriamiento por radiación. ......................................................................................... 62
Ecuación 51. Densidad de corriente soportada en corto tiempo, para 1s. ...................................... 62
Ecuación 52. Factor de cálculo de la densidad de corriente Sthr. .................................................... 63
Ecuación 53. Densidad de corriente térmica equivalente para cualquier tiempo............................ 63
Ecuación 54. Sección transversal mínima en condiciones de cortocircuito...................................... 64
Ecuación 55. Sección transversal de un conductor. .......................................................................... 64
Ecuación 56. Gradiente crítico disruptivo (ecuación de Peek). ......................................................... 65
Ecuación 57. Densidad del aire. ........................................................................................................ 65
Ecuación 58. Presión atmosférica. .................................................................................................... 65
Ecuación 59. Coeficiente superficial del conductor. ......................................................................... 66
Ecuación 60.Diferencia de potencial entre 2 conductores. .............................................................. 66
Ecuación 61. Capacitancia del conductor. ......................................................................................... 66
Ecuación 62. Coeficientes de maxwell. ............................................................................................. 67
Ecuación 63. Radio equivalente del haz de conductores. ................................................................. 67
Ecuación 64. Diferencia de potencial entre 2 conductores en forma matricial. ............................... 68
Ecuación 65. Tensión de referencia. ................................................................................................. 68
Ecuación 66. Desfase sistema trifásico. ............................................................................................ 68
Ecuación 67. Cálculo de capacitancias. ............................................................................................. 68
Ecuación 68. Desfase unitario de 120°. ............................................................................................. 68
Ecuación 69. Ecuación de carga máxima. .......................................................................................... 69
Ecuación 70. Gradiente superficial promedio. .................................................................................. 69
Ecuación 71. Gradiente eléctrico máximo. ....................................................................................... 69
Ecuación 72. Verificación efecto corona. .......................................................................................... 69
Ecuación 73. Tensión crítica. ............................................................................................................. 69
Ecuación 74. Distancia de fuga mínima en una cadena de aisladores. ............................................. 74
Ecuación 75. Número de aisladores de la cadena de aisladores. ..................................................... 75
Ecuación 76. Distancia de fuga de la cadena de aisladores. ............................................................. 75
Ecuación 77. Longitud de la cadena de aisladores. ........................................................................... 75
Ecuación 78. Distancia crítica de la cadena de aisladores. ............................................................... 76
Ecuación 79. Calibre del conductor IEEE80. ...................................................................................... 81
Ecuación 80. Tensión de paso. .......................................................................................................... 82
Ecuación 81. Tensión de contacto. .................................................................................................... 82
11
Ecuación 82. Factor de disminución de la capa superficial. .............................................................. 83
Ecuación 83. Longitud total del conductor. ...................................................................................... 83
Ecuación 84. Longitud sin electrodos. .............................................................................................. 84
Ecuación 85. Área de la malla. .......................................................................................................... 84
Ecuación 86. Resistencia de puesta a tierra. ..................................................................................... 84
Ecuación 87. Máximo potencial de tierra. ........................................................................................ 84
Ecuación 88. Corriente máxima de malla. ......................................................................................... 84
Ecuación 89. Tensión de malla. ......................................................................................................... 84
Ecuación 90. Ki. ................................................................................................................................. 85
Ecuación 91. Factor geométrico. ....................................................................................................... 85
Ecuación 92. Kii.................................................................................................................................. 85
Ecuación 93. Tensión de malla. ......................................................................................................... 85
Ecuación 94. Factor de geometría. .................................................................................................... 85
Ecuación 95. Distancia perimetral. .................................................................................................... 86
Ecuación 96. Tensión de paso. .......................................................................................................... 86
Ecuación 97. Factor geométrico ks. .................................................................................................. 86
Ecuación 98. Perdidas en conductores ............................................................................................. 90
Ecuación 99. Verificación núcleos protección en condiciones de cortocircuito. .............................. 91
Ecuación 100. Constante Koalf. ......................................................................................................... 91
Ecuación 101. Potencia asociada a la resistencia interna del transformador de corriente. ............. 91
Ecuación 102. Corriente de cortocircuito dinámica. ......................................................................... 92
Ecuación 103. Factor K corriente de cortocircuito dinámica. ........................................................... 92
Ecuación 104. Perdidas en conductores ........................................................................................... 93
Ecuación 105. Corriente por el conductor a voltaje nominal. .......................................................... 94
Ecuación 106. Voltaje de un conductor. ........................................................................................... 94
Ecuación 107. Regulación de tensión. ............................................................................................... 94
Ecuación 108. Tensión de operación del DST COLECTORA 500kV. ................................................. 101
Ecuación 109. Tensión asignada del DST Ur1min. .......................................................................... 101
Ecuación 110. Tensión asignada del DST Ur2 min COLECTORA 500kV. .......................................... 101
Ecuación 111. Verificación de los valores de protección COLECTORA 500kV................................. 104
Ecuación 112. Energía disipada por cierres y recierres COLECTORA 500kV. .................................. 104
Ecuación 113. Amplitud de la sobretensión COLECTORA 500kV. ................................................... 104
Ecuación 114. Energía disipada por descargas atmosféricas COLECTORA 500kV. ......................... 104
Ecuación 115. Capacidad de disipación de energía del DST COLECTORA 500kV. ........................... 105
Ecuación 116. Verificación de disipación de energía COLECTORA 500kV. ...................................... 105
Ecuación 117. Relación de capacidad de descarga del DST COLECTORA 500 kV. ........................... 105
Ecuación 118. Energía absorbida por el DST COLECTORA 500kV. .................................................. 105
Ecuación 119. Cálculo sobretensión temporal Urp (Falla fase a tierra). ......................................... 108
Ecuación 120. Cálculo sobretensión temporal Urp (rechazo de carga). ......................................... 109
Ecuación 121. Valor de sobretensión de maniobra Fase-Tierra equipos de entrada. .................... 109
Ecuación 122. Valor de sobretensión de maniobra Fase-Fase equipos de entrada. ...................... 109
Ecuación 123. Valor de sobretensión de maniobra Fase-Tierra otros equipos. ............................. 110
12
Ecuación 124. Valor de sobretensión de maniobra Fase-Fase otros equipos. ............................... 110
Ecuación 125. Cálculo del valor básico. ........................................................................................... 118
Ecuación 126. Cálculo distancia de seguridad. ................................................................................ 118
Ecuación 127. Cálculo de la distancia mínima fase-fase en condiciones normales COLECTORA
500kV. .............................................................................................................................................. 119
Ecuación 128. Distancia mínima entre fases en condiciones de cortocircuito. .............................. 119
Ecuación 129. Cálculo distancia mínima entre fases en condiciones de cortocircuito. .................. 119
Ecuación 130. Cálculo del ancho de bahía COLECTORA 500kV. ...................................................... 121
Ecuación 131. Cálculo ancho de barras COLECTORA 500kV. .......................................................... 121
Ecuación 132. Cálculo del segundo nivel de conexión. ................................................................... 122
Ecuación 133. Cálculo tercer nivel de conexión COLECTORA 500kV. ............................................. 122
Ecuación 134. Número de Nusselt corregido para un viento variable COLECTORA 500kV. ........... 126
Ecuación 135. Coeficiente superficial del conductor COLECTORA 500kV. ...................................... 127
Ecuación 136. Resultado Coeficientes de Maxwell. ........................................................................ 128
Ecuación 137. Resultado matriz de capacitancias. .......................................................................... 128
Ecuación 138. Ecuación de carga máxima COLECTORA 500kV. ...................................................... 128
Ecuación 139. Resultado coeficientes de Maxwell. ........................................................................ 132
Ecuación 140. Resultado matriz de capacitancias. .......................................................................... 133
Ecuación 141. Calibre del conductor COLECTORA 500kV. .............................................................. 136
Ecuación 142. Tensión de paso COLECTORA 500kV. ....................................................................... 137
Ecuación 143. Tensión de contacto COLECTORA 500kV. ................................................................ 137
Ecuación 144. Factor de disminución de la capa superficial COLECTORA 500kV. .......................... 137
Ecuación 145. Longitud total del conductor COLECTORA 500kV. ................................................... 138
Ecuación 146. Longitud sin electrodos COLECTORA 500kV. .......................................................... 138
Ecuación 147. Área de la malla. ...................................................................................................... 138
Ecuación 148. Resistencia de puesta a tierra. ................................................................................. 138
Ecuación 149. Máximo potencial de tierra. .................................................................................... 138
Ecuación 150. Corriente máxima de malla COLECTORA 500kV. ..................................................... 139
Ecuación 151. Ki COLECTORA 500kV. .............................................................................................. 139
Ecuación 152. Factor de geometría. ................................................................................................ 139
Ecuación 153. Distancia perimetral COLECTORA 500kV. ................................................................ 140
Ecuación 154. Factor geométrico COLECTORA 500kV. ................................................................... 140
Ecuación 155. Kii COLECTORA 500kV. ............................................................................................. 140
Ecuación 156. Tensión de malla COLECTORA 500kV. ..................................................................... 140
Ecuación 157. Tensión de malla. ..................................................................................................... 140
Ecuación 158. Tensión de paso COLECTORA 500kV. ....................................................................... 141
Ecuación 159. Factor geométrico ks. .............................................................................................. 141
Ecuación 160.Evaluación en régimen transitorio. ........................................................................... 145
Ecuación 161. Evaluación en régimen transitorio desarrollada. ..................................................... 145
Ecuación 162. Cálculo Vr. ................................................................................................................ 145
13
1 INTRODUCCIÓN
Una subestación es un elemento del sistema eléctrico de potencia que está involucrado en todos
los procesos energéticos, desde la generación hasta la comercialización, es por ello que la
construcción de subestaciones es vital debido a varias razones, una de ellas es la mejora de la
confiabilidad y seguridad del sistema, esto mediante la distribución de flujos de potencia en caso
de que se presenten contingencias, además en las subestaciones se encuentran los
transformadores de potencia, los cuales son los encargados de cambiar la tensión de un circuito
con el fin de llevar dicha variable a los niveles óptimos requeridos en un punto del sistema,
adicionalmente las subestaciones son los elementos que distribuyen la energía que circula por el
sistema en condiciones normales de operación a través de las líneas de transmisión y distribución,
por lo tanto se requiere que el proceso de transmisión se haga de una forma eficiente con el
mínimo de pérdidas posibles, una forma de hacerlo es transmitiendo la energía al máximo nivel de
tensión posible que para el caso colombiano corresponde a 500kV.
Otra razón vital para la construcción de subestaciones de potencia se debe al aumento de la
generación y demanda del sistema eléctrico colombiano, lo cual se puede observar en el PLAN DE
EXPANSIÓN DE REFERENCIA GENERACIÓN – TRANSMISIÓN 2017 – 2031 de la UPME; en lo
referente a la expansión en generación se planea aumentar las fuentes de generación por todo el
país en gran medida, de esta manera se requiere ampliar y reforzar el sistema eléctrico, previendo
la reducción pérdidas transmitiendo a máximos niveles de tensión, creando nuevas subestaciones
y mejorando las existentes. [2]
En el desarrollo de nuevas subestaciones de potencia convencionales (aisladas en aire) uno de los
inconvenientes surge cuando se requiere aplicar la normatividad (normas IEC, RETIE, IEE, NTC
2050, CIGRE, entre otras), ya que su ejemplificación para sistemas en donde el nivel de tensión es
superior a los 245 kV cambia debido a que las sobretensiones que afectan el nivel de aislamiento
de la subestación son las producidas por descargas atmosféricas o por maniobras en el sistema
(subestaciones rango II), muchas veces existe claridad en la norma en proyectos ya diseñados pero
estos son material corporativo y de difícil acceso, debido a esto se generan limitaciones en cuanto
a información y aplicabilidad de la norma lo que conlleva a que no cualquier profesional pueda
adentrarse en este campo de la ingeniería con cierta facilidad, reduciendo la cantidad de
ingenieros que pueden llegar a aportar sus conocimientos, mejorar los procesos de ingeniería y el
desarrollo del área.
Una de las etapas que más presenta inconvenientes en cuanto a ejemplificación de la norma
corresponde a la denominada ingeniería primaria, la cual se define como todas aquellas
actividades de diseño eléctrico que garanticen condiciones mínimas operativas en potencia,
parámetros dieléctricos de los equipos de la subestación, su distribución y las características de los
elementos de conexión, es imprescindible que no exista errores en ninguna etapa del diseño ya
que es donde posteriormente la normatividad se verá reflejada en la obra, por esta razón surge el
14
interrogante: ¿Cuáles deberían ser los procesos y subprocesos que sirvan de referencia para
realizar el diseño eléctrico de ingeniería primaria para una subestación de rango II?
Por ello se realiza este proyecto de grado ya que se pretende brindar una herramienta a la
ingeniera que permita facilitar el diseño eléctrico de ingeniería primaria para una subestación AIS
de rango II, con el propósito de ayudar a aumentar la competitividad de las nuevas generaciones
de ingenieros que deseen entrar en esta área de la ingeniería.[3]
Para crear dicha herramienta se usaron procesos y subprocesos utilizados para el diseño de
ingeniería primaria de subestaciones ya construidas de rango I1, con base en estas subestaciones
se evaluó si la aplicabilidad y ejemplificación de la norma es válida para subestaciones de rango II,
de acuerdo a este ejercicio se obtuvieron 7 campos de estudio: selección del descargador de
sobretensiones, coordinación de aislamiento, distancias mínimas y de seguridad, selección de
conductores y aisladores, disposición física, sistema de puesta a tierra y cargabilidad. Cada uno de
ellos se desarrollará como procesos y subprocesos, que servirán como base para tener el diseño
eléctrico de ingeniería primaria, siendo este el resultado final.
En la selección del descargador de sobretensiones se definirá el descargador mínimo requerido de
la subestación, esto con base a catálogos de fabricantes y parámetros entregados por los agentes
inversionistas, lo cual nos da como resultado las características mínimas del descargador de
sobretensiones y parámetros básicos que son necesarios para la coordinación de aislamiento.
Con variables recolectadas del apartado de la selección del descargador de sobretensiones y
parámetros entregados por el agente inversionista se plantean cuáles van a ser las condiciones
mínimas de aislamiento necesarias para seleccionar equipos y distancias mínimas de la
subestación, estas condiciones se validarán mediante una serie de subprocesos que dependerán
de si la subestación es de rango I (1kV- 245kV) o rango II (245kV>), de acuerdo al nivel de tensión.
Los procesos de distancias mínimas y de seguridad y selección de conductores y aisladores,
brindan la información inicial necesaria para plantear la disposición física inicial de la subestación,
con base en parámetros iniciales de la subestación y variables entregadas por la coordinación de
aislamiento; la información obtenida en estos apartados debe ser verificada para cumplir con los
criterios mínimos de la subestación, por tal razón cualquiera de los dos se puede ver modificado si
las condiciones de diseño planteadas lo requieren.
El proceso de diseño de disposición física es donde los procesos de: selección de descargador de
sobretensiones, coordinación de aislamiento, distancias mínimas y de seguridad, cables
conductores y aisladores y sistema de puesta a tierra convergen y en casos como el sistema de
puesta a tierra y la selección de conductores y aisladores, se retroalimenta con el fin de hacer un
diseño definitivo, también da variables de entrada para el estudio de cargabilidad.
1 Subestaciones de referencia: QUIFA 230/115/34.5 kV, SAN FERNANDO 115kV, MOCOA 230kV, JUTICALPA
230/69 kV.
15
Posterior al desarrollo de la disposición física se plantea el sistema de puesta a tierra ya que es
vital para el diseño de una subestación, por lo que con este se garantiza el despeje de fallas y por
ende la protección de personas y equipos de manera efectiva, debido a que se requiere
equipotencializar equipos en patio y estructuras se debe retroalimentar de la disposición física.
Por último con la ubicación de los equipos de patio de la disposición física se realiza el estudio de
cargabilidad, pues se requieren de las distancias de los transformadores de instrumentos a las
casetas o edificios de control, con el fin de garantizar las condiciones de burden necesarias para
que los transformadores de medida arrojen un valor dentro de un rango tolerable por la norma.
16
2 OBJETIVOS
2.1 OBJETIVO GENERAL
Establecer un proceso general y subprocesos que sirvan de referencia para realizar el diseño
eléctrico de ingeniería primaria para una subestación de rango ll.
2.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS
Determinar un flujo de subprocesos que permita organizar los parámetros eléctricos de
diseño para definir un proceso general.
Proporcionar criterios y pautas que faciliten el desarrollo de los subprocesos que sirvan de
referencia para realizar el diseño eléctrico de ingeniería primaria para una subestación de
rango ll.
17
3 CAMPOS DE ESTUDIO
En esta sección se planteará el desarrollo de los 7 campos de estudio que conforman el diagrama
de procesos y subprocesos de ingeniería primaria para subestaciones de rango II, el cual es la
herramienta elaborada en este documento.
Cada uno de estos campos de estudio surgen a partir del estudio de la normatividad y de los
procesos aplicados, los subprocesos parten generalmente de recomendaciones que la norma hace
en cada caso, a continuación se muestra el diagrama en donde se detalla de un color diferente
cada uno de los procesos con sus respectivos subprocesos y el flujo e interacción que existe entre
ellos para poder llevarse a cabo, con sus respectivos parámetros iniciales y su resultado final que
es el diseño eléctrico de ingeniería primaria para subestaciones de rango II.
19
3.1 RECOLECCIÓN DE PARÁMETROS AMBIENTALES Y ELÉCTRICOS BÁSICOS
Consiste en una fase en la cual se reúnen las variables de entrada esenciales para el diseño, las
cuales se pueden clasificar en dos grupos: ambientales y eléctricas.
Las variables ambientales son esenciales porque sirven como parámetros de entrada en la
realización de algunos estudios y de esta manera seleccionar los equipos que mejor se adapten a
las necesidades de la subestación.
Entre los estudios ambientales se tienen en cuenta los siguientes:
Localización general: Es de importancia ya que determina la altura sobre el nivel del mar y con
ella la presión atmosférica a la cual estarán sometidos los equipos junto con sus respectivos
elementos aislantes, además la localización geográfica permite determinar vías que conecten
la subestación, orientación de la subestación de acuerdo a los circuitos de entrada y salida,
apoyo de media tensión para los servicios auxiliares, entre otros.
Temperaturas mínima, media y máxima anual y mensual: Se requiere para establecer si la
temperatura a la cual estarán los elementos energizados en patio en condiciones normales de
operación es la adecuada, también para determinar la temperatura que deberán soportar los
equipos de control, protección y medida y si es necesario hacer ajustes para su correcto
funcionamiento.
Viento máximo: Este dato de entrada se usa con el fin de determinar el enfriamiento por
convección que tendrán los conductores de la subestación y de esta manera comprobar si
cumple con los criterios de temperatura.
Grado de contaminación ambiental: Es un nivel normalizado de contaminación, dependiente
de factores como polución debida a la industria, salinidad, aguas residuales, arena, entre
otros; el cual influye en el nivel de aislamiento de la zona, se usa principalmente para
determinar el número de aisladores de una cadena.
El siguiente grupo de datos de entrada para tener en cuenta corresponde a las variables eléctricas
que son en general resultado de estudios y parámetros del sistema en el punto de diseño, de
forma breve se explicarán las variables que se requieren.
Tensión de diseño: Corresponde al nivel de tensión para el cual se determinará el nivel de
aislamiento de los equipos de la subestación, las distancias de seguridad según la
normatividad, selección de equipos, entre otros.
Número de circuitos iniciales: Consiste en el número de bahías de entrada y salida, bien sea de
línea o de transformación. Esta variable es utilizada para determinar la potencia que tendrá el
barraje de la subestación y de este modo realizar la coordinación de protecciones para un
determinado periodo de tiempo.
Circuitos futuros: Son todos aquellos circuitos que se proyecten como ampliaciones futuras, se
debe considerar para dimensionar el tamaño final de la subestación y el tipo de barraje que se
usará, ya que este se debe diseñar con la potencia final de la subestación.
20
Estudio de flujos de carga: De este estudio se obtienen los flujos máximos de potencia, las
corrientes máximas y las tensiones máximas y mínimas, esto con el fin de determinar
condiciones en estado estable, precisar necesidades de compensación y definir las relaciones
de los CT’S y los PT’S.
Equipos de transformación y/o compensación: Es importante determinar cuántos
transformadores de potencia y/o sistemas de compensación se tendrán en la subestación ya
que la disposición física depende en parte de la cantidad de equipos y su distribución.
Estudio de cortocircuito: Se hace con el fin de determinar las corrientes de cortocircuito, la
distribución de corrientes y sus aportes, la relación X/R, sobretensiones de falla asimétricas y
el porcentaje de corriente dc aperiódica, se usa con el fin de coordinar protecciones y brindar
parámetros necesarios para seleccionar el descargador de sobretensiones.
Estudio de estabilidad: Busca determinar los tiempos máximos para despeje de fallas y las
sobretensiones por rechazo de carga, su fin es seleccionar tiempos de recierre y aportar
información para la coordinación de aislamiento.
De forma complementaria se debe realizar el estudio de sobretensiones temporales, estudio de
armónicos, estudios transitorios (sobretensiones maniobra y atmosféricas), con el fin de
determinar las variables que influyen en la coordinación de aislamiento, ajustar los relés de
sobretensión, aportar a la selección del DST, determinar si se necesitan filtros en los sistemas de
compensación, selección de dispositivos de protección de bobinas de bloqueo, selección de
interruptores entre otros.
3.2 SELECCIÓN DE DESCARGADOR DE SOBRETENSIONES
Los descargadores de sobretensiones (DST) son elementos de protección de los equipos de las
subestaciones contra sobretensiones. Inicialmente los DST se fabricaban con resistencias no
lineales de carburo de silicio (SiC), pero en los últimos años han sido desplazados por DST
construidos con resistencias no lineales de óxido de zinc (ZnO). [4]
Es por ello que el primer proceso propuesto en el diseño de una subestación de rango II, consiste
en realizar la selección del descargador de sobretensiones, ya que las características de los
descargadores se usan como datos de entrada para realizar la coordinación de aislamiento, como
se evidencia en el diagrama de procesos y subprocesos de color verde.
A continuación se detallan cada uno de los subprocesos correspondientes a la sección verde del
diagrama, en donde se reunirá una serie de variables de entrada que servirán para preseleccionar
un descargador de catálogo, posteriormente realizar las verificaciones que se requieren y si
cumple dichas verificaciones se procede a usar las características del descargador como una parte
de las variables de entrada para la coordinación de aislamiento (Sección azul del diagrama).
22
3.2.1 DETERMINAR LOS DATOS BÁSICOS DEL SISTEMA
El siguiente conjunto de variables corresponde a los datos de entrada que se necesitan para poder
preseleccionar el descargador de sobretensiones de catálogo según las especificaciones que la
norma determina.
Tensión nominal del sistema: Debe tenerse en cuenta ya que con base a esta se calcula la
tensión máxima del sistema (Us).
Tensión máxima del sistema (Us): Se considera como la tensión máxima a la cual estará el
sistema en condiciones normales de operación y por norma se determina según la IEC
60038. [6]
Nivel de aislamiento al impulso tipo rayo y tipo maniobra: Al ser un documento enfocado a
subestaciones de rango II no se consideran los impulsos tipo frecuencia industrial, los
valores del nivel de aislamiento se establecen en la norma IEC 60071-1.[10]
Sistema de puesta a tierra: Se requiere, ya que según el tipo de puesta a tierra se
determina un factor de puesta a tierra k, factor que está definido al tipo de sistema de
acuerdo a las recomendaciones de la publicación IEC 60099-5, anexo A.[7]
Corriente nominal de descarga: Este valor corresponde a la corriente que pasará por el
DST cuando se presente una sobretensión, típicamente este valor corresponde para
subestaciones de potencia a los valores de 10kA o 20kA, su selección depende de los
catálogos de fabricantes.
Máxima corriente de cortocircuito: Se establece con el estudio de cortocircuito y
corresponde a la máxima corriente de falla trifásica que pueda ocurrir en la subestación,
típicamente este valor se considera para subestaciones de rango II desde los 40kA hasta
los 60kA, como valores de diseño.
Máxima duración de sobretensión temporal: Este valor corresponde al que se considere
será el máximo tiempo esperado para cualquier sobretensión que se presente, según a la
norma IEC 60099-4. [5]
3.2.2 TENSIÓN DE OPERACIÓN Y TENSIÓN ASIGNADA
Después de establecer los parámetros básicos del sistema, se procede a calcular la tensión de
operación y la tensión asignada de la subestación, con el fin de preseleccionar un DST de catálogo,
para posteriormente realizarle las verificaciones correspondientes y determinar si puede ser
usado.
Tensión de operación Uc: Es el mayor valor de tensión eficaz que soporta el descargador
de sobretensiones continuamente, se determina con la siguiente expresión, tomada de la
IEC 60038:
√
Ecuación 1. Tensión de operación del DST.
23
Tensión asignada Ur: Se define como aquella con la cual se designa el sistema y a la cual se
referencian ciertas características de operación, se puede determinar de dos formas según
la IEC 60038.
La primera forma se conoce como Ur1min y se determina mediante la siguiente expresión,
tomada de la IEC 60038:
Ecuación 2. Tensión asignada del DST Ur1min.
La segunda forma se conoce como Ur2min y se determina mediante la siguiente expresión,
tomada de la IEC 60038:
(
√ )
Ecuación 3. Tensión asignada del DST Ur2 min.
El factor es la capacidad del descargador y depende del tiempo de duración de la
sobretensión temporal, se determina de acuerdo la Figura 1. Así, para un segundo =
1,15; para 10 segundos = 1,075 y para dos horas, = 0,95 (valores aproximados).
t/s
Figura 1. Grafica para determinar Ktov.
24
Luego de calcular los dos valores de la tensión asignada, se toma el mayor valor y este se redondea
al siguiente múltiplo de 3 más próximo por encima, para determinar el valor de tensión asignada
normalizado. [6]
3.2.3 PRESELECCIÓN DE DESCARGADOR DE SOBRETENSIONES
Una vez se obtengan el valor de tensión de operación y el valor de tensión asignada normalizados,
estos se usan para preseleccionar el DST de catálogo (1), el cual arrojara para efectos de
verificación la siguiente información:
Nivel de protección al impulso tipo rayo U xkA, 8/20 s: Este valor se encuentra en el
catálogo para diferentes niveles de corriente de descarga, se tomará el valor que
corresponda a la corriente de descarga seleccionada.(2)
Nivel de protección al impulso tipo maniobra U1 kA, 30/60 s.(3)
Nivel de protección al impulso tipo maniobra U0,5 kA, 30/60 s.(4)
En la Figura 2 se muestra un catálogo de fabricante, en el cual se identifica cada valor que debe
tenerse en cuenta para las verificaciones de acuerdo a los números establecidos al inicio de cada
viñeta.
Figura 2. Catálogo de descargadores de sobretensiones. [12]
25
También deben considerarse datos generales de la familia del DST preseleccionado para su
verificación, como los vistos en la Figura 3:
Figura 3. Datos generales de una familia de descargadores de sobretensiones. [12]
3.2.4 VERIFICACIÓN DE CONDICIONES MÍNIMAS OPERATIVAS DEL DST PRESELECCIONADO
Luego de preseleccionar el descargador de sobretensiones se deben realizar una serie de
verificaciones con el fin de comprobar que las características de fábrica cumplan con los
requerimientos eléctricos mínimos para la subestación.
3.2.4.1 VERIFICACIÓN DE LOS VALORES DE PROTECCIÓN
Esta verificación se realiza con el fin de ver el nivel de protección que se tiene ante sobretensiones
tipo rayo comparadas con la sobretensión tipo rayo normalizada para el nivel de tensión de la
subestación rango II, para garantizar que el DST actúe antes de llegar al valor normalizado.
Una forma de verificarlo es tomar el BIL y dividirlo entre el valor máximo de la tensión residual
(Ecuación 4 - elaboración propia) para el impulso más grande que se pueda presentar, este
cociente no debe ser menor a 1.2 veces, ya que un valor más bajo puede generar deterioro parcial
o total del aislamiento.
Ecuación 4. Verificación de los valores de protección.
3.2.4.2 CÁLCULO DE ENERGÍA
Esta verificación se hace con el propósito de garantizar que al momento de actuar el DST, se disipe
la energía suficiente y de esta forma no se comprometa la integridad de la subestación, ni se
26
hagan actuaciones innecesarias de protecciones, la verificación se realiza en los dos casos más
críticos que son en cierres y recierres de líneas y durante descargas atmosféricas, en los cuales la
energía es muy elevada debido a la limitada repartición de energía entre los DST de la subestación.
3.2.4.2.1 ENERGÍA DISIPADA POR EL DESCARGADOR EN CIERRES Y RECIERRES
Para determinar la energía a disipar por el DST para cierres y recierres de líneas se usa la Ecuación
5. [7]
( )
Ecuación 5. Energía disipada por cierres y recierres.
Dónde:
Ups: Nivel de protección al impulso tipo maniobra (información suministrada en catálogo
de fabricante)
Z: Impedancia de la línea; este valor se toma típicamente de la impedancia fuente de la
línea bajo las recomendaciones de la norma IEC 60099-4, valor que oscila desde 450
Ohms. [5]
Ue: Amplitud de sobretensión, es un valor conservativo que se calcula mediante la
Ecuación 6, el cual es determinado en función de las recomendaciones de la norma
IEC60071 Parte 2. [8]
√
√
Ecuación 6. Amplitud de la sobretensión.
Tw: tiempo de viaje de la onda, se toma igual a la longitud de la línea, dividida por la
velocidad de la luz.
Ecuación 7. Tiempo de viaje de la onda.
3.2.4.2.2 ENERGÍA DISIPADA POR EL DESCARGADOR EN DESCARGAS ATMOSFÉRICAS
La energía a disipar por el DST para descargas atmosféricas está dada por la Ecuación 8, tomada de
la norma IEC 60099-5.:
27
[ ( (
))]
Ecuación 8. Energía disipada por descargas atmosféricas.
Dónde:
Upl: Nivel de protección al impulso tipo rayo (ver catalogo).
Uf: Sparkover negativo, se selecciona con la tabla 8 de la norma IEC 60099-1.[9]
N: Número de conductores conectados al DST.
Z: Impedancia de la línea; este valor se toma típicamente de la impedancia fuente de la
línea, bajo las recomendaciones de la norma IEC 60099-4, este valor oscila desde 450. [5]
Tl: Duración equivalente de la corriente de un rayo incluyendo primera y segunda
descarga, el cual por recomendaciones de la IEC 60099-5, es de 0.0003s.[7]
3.2.4.2.3 VERIFICACIÓN DE ENERGÍA DISIPADA POR EL DST
Para establecer si el DST cumple con los requerimientos de disipación de energía mínimos para la
subestación a diseñarse, se elige el valor máximo de energía a disipar de acuerdo a los valores
calculados en el numeral 3.2.4.2 y se debe cumplir que la energía a disipar sea menor que la
capacidad de disipación de energía máxima que pueda soportar el DST.
La energía máxima que puede disipar el DST está definida por la siguiente ecuación:
Ecuación 9. Capacidad de disipación de energía del DST.
Dónde:
KJ/kV: Es la capacidad máxima de absorción de energía del DST y se obtiene como
información de catálogo.
Ur: Es la tensión asignada del sistema.
Con este valor se procede a hacer la verificación:
Ecuación 10. Verificación de disipación de energía.
3.2.4.3 SELECCIÓN DE CLASE DE DESCARGA DE LÍNEA
Se define según la IEC 60099-5 como el valor relacionado con la capacidad de absorción de energía
de los DST para descargas de línea de gran longitud. Según la norma IEC 60099-4 existen cinco
clases. [7][5]
28
Para calcular la clase de descarga de línea se parte de dos ecuaciones.
La primera ecuación tiene en cuenta la energía máxima a disipar por cierres y recierres, dicha
ecuación está determinada así:
Ecuación 11. Relación de capacidad de descarga del DST.
Dónde:
W: Energía de cierre y recierre.
Ur: Tensión asignada del sistema.
La segunda ecuación que se debe tener en cuenta da una idea de la energía absorbida por el DST y
está determinada de la siguiente manera:
Ecuación 12. Energía absorbida por el DST.
Dónde:
Ups: Nivel de protección al impulso tipo maniobra.
Ur: Tensión asignada del sistema.
La clase de descarga se determina a partir de la Figura 4, basados en la norma IEC 60099-4. La
forma de seleccionar el tipo de clase de descarga, es comparando los resultados de las dos
ecuaciones con su valor más cercano y usarlos como coordenadas en la Figura 4 para determinar
la curva a la cual corresponde la clase de descarga de línea. [5]
29
Figura 4. Gráfica W’ vs Ua/Ur tomada de la norma IEC 60099-4. [5]
El descargador seleccionado debe tener como mínimo el tipo de descarga de línea que se
determinó en este apartado.
La aplicabilidad de cada uno de los ítems del proceso de selección del descargador de
sobretensiones se estudiará en el numeral 4.2, donde se tomará como caso de estudio la
subestación COLECTORA 500kV.
3.3 COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO
La coordinación de aislamiento consiste en la selección de la rigidez dieléctrica de un equipo en
relación con las tensiones que pueden aparecer en el sistema en el cual el equipo operará,
tomando en cuenta las condiciones de servicio y las características de los equipos de protección
contra sobretensiones. [4]
Para el cálculo y resultados correspondientes a la coordinación de aislamiento se seguirá las
recomendaciones y la metodología de la norma IEC 60071–1, así mismo el nivel de aislamiento de
los equipos se establecerá a partir de una tensión de soportabilidad al impulso tipo rayo y a una
tensión de soportabilidad al impulso tipo maniobra, siguiendo la recomendación de la norma para
sistemas rango II, finalmente se deberá definir el aislamiento fase – tierra, fase – fase para los
equipos de maniobra de acuerdo con las recomendaciones de la norma IEC 60071–2, que es a
grandes rasgos lo que se muestra en el diagrama de procesos y subprocesos- sección azul, todo
esto para posteriormente servir como variables de entrada para determinar las distancias mínimas
y de seguridad (diagrama procesos y subprocesos - Sección Naranja). [8] [10]
31
3.3.1 PARÁMETROS DEL SISTEMA
El primer paso antes de implementar los subprocesos generales consiste en reunir un conjunto de
parámetros que se deben considerar para realizar la coordinación de aislamiento, los cuales
corresponden a los establecidos en el descargador de sobretensiones seleccionado, ya que con
base en ellos se realizarán los primeros cálculos para la coordinación. Dichos parámetros son:
Valor máximo de tensión residual para corrientes de descarga tipo impulso (0,5 kA, 30/60
μs), Ups (kVp).
Valor máximo de tensión residual para corrientes de descarga tipo impulso (20 kA, 8/20
μs), Upl (kVp).
Valor máximo de tensión residual para corrientes de descarga tipo impulso (1 kA, 30/60
μs), Ups (kVp).
El segundo grupo de parámetros que se debe considerar para la coordinación corresponde a:
Tensión nominal del sistema, Un (kV).
Tensión asignada al equipo, Us (kV).
Frecuencia nominal (Hz).
Tensión asignada al impulso tipo rayo, BIL (kV).
Tensión asignada al impulso tipo maniobra, BSL (kV).
Nivel de contaminación ambiental (IEC 60815).
Distancia de fuga mínima nominal (mm/kV).
Sistema de puesta a tierra.
Altura sobre el nivel del mar, m.
3.3.2 DETERMINACIÓN DE LAS TENSIONES REPRESENTATIVAS (URP)
Son valores que generan el mismo efecto dieléctrico en el aislamiento de la subestación que las
sobretensiones de frente rápido, frente lento y sobretensiones temporales.
Las sobretensiones representativas están dadas principalmente por las sobretensiones
temporales, las sobretensiones de frente lento y en algunos casos las sobretensiones de frente
rápido.
Para determinarlas se requieren los niveles de tensión manejados en la subestación, los cuales se
evidencian en la Tabla 1.
32
DESCRIPCIÓN ECUACIÓN
Máxima tensión de operación Us (kV)
Tensión continua de operación (kVr.m.s) Us/√3,
Tensión continua de operación (kVp) Usx√2/√3,
Tabla 1. Niveles de tensión manejados.
3.3.2.1 SOBRETENSIONES TEMPORALES REPRESENTATIVAS (URP)
Esta sobretensión corresponde a un valor de amplitud r.m.s igual al máximo valor asumido o
determinado de todas las sobretensiones temporales que se puedan presentar y cuya forma de
onda debe estar estandarizada como tensión de corta duración a frecuencia industrial (1minuto,
60Hz). [11]
Para determinar las sobretensiones temporales representativas, se consideraron las sugerencias
de la norma IEC 60071-2, las cuales se clasifican en dos tipos principalmente, sobretensiones
debido a una falla fase-tierra y sobretensiones por rechazo de carga, a continuación se mencionará
cada una de ellas y la forma para calcularla.[8]
3.3.2.1.1 SOBRETENSIONES DEBIDO A FALLAS FASE-TIERRA
Ya que las fallas monofásicas son las más comunes en sistemas eléctricos de potencia, se vuelve
indispensable calcular las sobretensiones producidas por este tipo de falla.
Para las sobretensiones por falla de una fase a tierra se considera un factor k que cubre los valores
más probables que se pueden encontrar en un sistema de transmisión donde el valor R1 es muy
inferior al de X1. [8]
El factor k oscila entre 1.3 y 1.7; el valor de 1.7 se usa para sistemas de puesta a tierra aislado o
referenciada con transformador delta y el factor 1.3 es el valor esperado en la línea.[8]
Con la siguiente expresión se determina el valor de sobretensión debido a fallas fase-tierra:
√ ( )
Ecuación 13. Sobretensión temporal Urp (Falla fase a tierra)
3.3.2.1.2 SOBRETENSIONES DEBIDO A RECHAZO DE CARGA (FASE-FASE)
Esta sobretensión se presenta cuando hay cambios súbitos en el flujo de potencia del sistema (desconexión de cargas), generalmente debido a operaciones incorrectas de interruptores, lo cual genera que ante pérdida de carga, el flujo de potencia disminuya, por lo tanto el efecto capacitivo
33
de las líneas se incremente y la caída de tensión a través de las impedancias se reduzca, provocando un aumento en la tensión en el extremo donde se desconectó la carga. Se debe tomar en cuenta un factor de seguridad que es producto de una sobretensión provocada
por el aumento de la velocidad del generador debido a la pérdida súbita de carga, este es
recomendado de 1.4. [8]
( )
Ecuación 14. Sobretensión temporal Urp (rechazo de carga)
3.3.2.2 SOBRETENSIONES DE FRENTE LENTO
Este tipo de sobretensión se origina ante la operación de equipos de maniobra o modificaciones súbitas en la topología de la red eléctrica, la duración de estas va desde algunas decenas de microsegundos hasta miles de microsegundos y son oscilatorias por naturaleza. [11][4] Su forma de onda representativa es la normalizada al impulso de maniobra de tiempo pico 250μs, y tiempo a la mitad de la cola 2500μs. La amplitud representativa es la amplitud de la sobretensión considerada independientemente de su tiempo de pico real. [4]
Debido a que las sobretensiones de frente lento por descargas atmosféricas tienen amplitudes
poco significativas en comparación con otro tipo de sobretensiones de frente lento, y debido a que
su tiempo de frente de onda no es crítico para el aislamiento, estas sobretensiones son de menor
importancia y en la mayoría de los casos no se consideran, esto para líneas mayores a 100 km. [11]
3.3.2.2.1 SOBRETENSIONES EN EQUIPOS DE ENTRADA
Esta sobretensión es la que se produce en una subestación como efecto del cierre o re-cierre de
interruptores en el extremo remoto de una línea que entra a la subestación y se debe tener en
cuenta las sobretensiones fase-tierra y fase-fase.
3.3.2.2.1.1 SOBRETENSIONES FASE-TIERRA EN EQUIPOS DE ENTRADA
La sobretensión de fase-tierra en equipos de entrada se calcula con la siguiente expresión, tomada
de la norma IEC 60071-2:
( ) ( )
Ecuación 15. Uet: Sobretensión de maniobra Fase-Tierra
Dónde:
U: tensión continua de operación (kVP).
Ue2: Es una sobretensión de frente lento producto de eventos de energización y re-
energización de líneas, el cual se obtiene de dos maneras:
34
o Función de distribución de sobretensiones: Consiste en dos métodos de distribución llamados fase-pico y caso-pico; debido a que no se usará este método por falta de información solo se nombrará su existencia más no se profundizará en su desarrollo.
o Valores normalizados: Son valores que corresponden a tensiones causadas por
eventos específicos, en caso de energización y recierre de líneas, con un 2% de probabilidad de que igualen o superen el valor real de Ue2, este valor se obtiene de la Figura 5 obtenida de la IEC 60071-2: [8]
Figura 5. Selección de Ue2 para sobretensiones de frente lento por eventos de energización y re-energización de líneas.
3.3.2.2.1.2 SOBRETENSIÓN FASE-FASE EN EQUIPOS DE ENTRADA
La sobretensión de fase-fase en equipos de entrada se calcula de la siguiente manera (IEC60071-
2):
( ) ( )
Ecuación 16. Upt: Sobretensión de maniobra Fase-Fase.
Dónde:
U: tensión continua de operación (kVP).
Up2: Es una sobretensión de frente lento producto de eventos de energización y re-energización de líneas, el cual se obtiene de la siguiente manera:
o Valores normalizados: Son valores que corresponden a tensiones causadas por eventos
específicos, en caso de energización y recierre de líneas, con un 2% de probabilidad de que
igualen o superen el valor real de Up2, este valor se obtiene de la Figura 6 (IEC 60071-2). [8]
35
Figura 6. Selección de Up2 para sobretensiones de frente lento por eventos de energización y re-energización de líneas.
3.3.2.2.2 SOBRETENSIONES EN OTROS EQUIPOS
Esta sobretensión es la que se produce en una subestación como efecto del cierre o re-cierre de
interruptores propios de la subestación, en la cual se debe tener en cuenta las sobretensiones
fase-tierra y fase-fase.
3.3.2.2.2.1 SOBRETENSIONES FASE-TIERRA EN OTROS EQUIPOS
La sobretensión fase-tierra en otros equipos se calcula con la Ecuación 15, considerando los
efectos de energización y reenergización según corresponda.
3.3.2.2.2.2 SOBRETENSIONES FASE-FASE EN OTROS EQUIPOS
La sobretensión fase-fase en otros equipos se calcula con la Ecuación 16, considerando los efectos
de energización y reenergización según corresponda.
3.3.2.3 SOBRETENSIONES REPRESENTATIVAS DE FRENTE RÁPIDO
Este tipo de sobretensiones se origina principalmente a partir de descargas atmosféricas y
operaciones de maniobra, siendo las de maniobra en subestaciones de rango I de menor
importancia debido a que su amplitud es mucho menor.
Por otro lado, en subestaciones de rango II, la amplitud de las sobretensiones de origen
atmosférico no tiene ninguna relación con la tensión de servicio, ya que por su naturaleza
aleatoria puede llegar a ser muy elevada respecto a la tensión nominal del sistema. Sin embargo
en sistemas con tensiones nominales mayores a 345kV debido a su alto nivel de aislamiento, las
sobretensiones atmosféricas no son determinantes, siendo las de maniobra las más relevantes.
[11]
Se puede considerar que la forma de onda de las sobretensiones de frente rápido por maniobra
corresponde a la forma de onda normalizada del impulso tipo rayo. Mientras que su magnitud
depende de las características de los equipos de corte y seccionamiento, y es en la mayoría de los
36
casos menor a la magnitud de las sobretensiones de origen atmosférico, razón por la cual no se
considera. [11]
Para controlar las sobretensiones de frente rápido por maniobra, además del uso de
descargadores de sobretensiones, se debe seleccionar un adecuado equipo de corte y
seccionamiento. [11]
Por ultimo existen unas denominadas sobretensiones de frente extra rápido, pero sus efectos solo
son perceptibles en subestaciones GIS, por lo que al ser este un documento enfocado en
subestaciones convencionales, no se tendrán en cuenta.
3.3.3 TENSIONES DE COORDINACIÓN (UCW)
Es el valor de la tensión soportada de la configuración de aislamiento que cumple el criterio de
desempeño en condiciones reales de servicio. [4]
3.3.3.1 SOBRETENSIONES DE COORDINACIÓN TEMPORALES
Para esta clase de sobretensión existe un factor de coordinación Kc, el cual corrige la tensión
representativa a la tensión de coordinación, la tensión de coordinación es igual a la sobretensión
representativa temporal, debido a que se usan métodos determinísticos, por lo tanto el factor de
coordinación Kc es igual a 1. [11]
La tensión de coordinación se calcula con la siguiente ecuación:
( )
Ecuación 17. Tensiones de coordinación.
Dónde:
Kc: Factor de coordinación.
Urp: Tensión representativa temporal.
3.3.3.2 SOBRETENSIONES DE COORDINACIÓN DE FRENTE LENTO
Para el cálculo de la sobretensión de coordinación de frente lento se utiliza un factor de
coordinación determinístico, calculado con base a las sugerencias del numeral 3.25 de la norma
IEC 60071–1 y el numeral 3.3.2.1 de la norma IEC 60071-2. [10][8]
Según la Figura 7 de la norma IEC 60071-2, se obtiene Kcd para sobretensiones fase-tierra con la
relación Ups/Ue2, y para sobretensiones fase-fase de acuerdo a la relación 2Ups/Up2, conforme a
la norma. [8]
37
Figura 7. Determinar Kcd según la norma IEC 60071-2
Ahora se procede a calcular las tensiones de coordinación, las cuales están dadas por:
( )
Ecuación 18. Tensiones de coordinación de frente lento Fase-Tierra para equipos de entrada.
( )
Ecuación 19. Tensiones de coordinación de frente lento Fase-Fase para equipos de entrada.
( )
Ecuación 20. Tensiones de coordinación de frente lento Fase-Tierra para otros equipos.
( )
Ecuación 21. Tensiones de coordinación de frente lento Fase-Fase para otros equipos.
Dónde:
Kcd: Se obtiene de las relaciones Ups/Ue2 y Ups/Ue2 según corresponda.
Ups: Nivel de protección contra impulso tipo maniobra (0,5 kA, 30/60 μs), según
característica del DST.
Upt: Sobretensión de maniobra fase-fase para otros equipos, se determina con la Ecuación
16.
3.3.3.3 SOBRETENSIONES DE COORDINACIÓN DE FRENTE RÁPIDO
Ahora se procede a calcular el aislamiento interno y externo a ser tenido en cuenta en la
subestación, de acuerdo a la IEC 60071-2, anexo F, se usa la siguiente expresión: [8]
38
(
)
Ecuación 22. Tensión soportable de coordinación al impulso atmosférico.
Dónde:
Upl: Nivel de protección al impulso tipo rayo del descargador de sobretensiones (kV).
A: Factor de tipo de línea según Tabla F.2(A), IEC 60071-2, que describe el
comportamiento de la línea ante descargas eléctricas atmosféricas.
n: Número de líneas conectadas a la subestación (n-1).
L: Separación equivalente entre el descargador de sobretensiones más cercano y el equipo
en consideración, también puede usarse un valor típico para cada nivel de tensión si no se
conoce, de acuerdo a la norma IEC60071-2 en los literales F y H, se asigna un valor para el
aislamiento interno y un valor para el aislamiento externo.
Lps: longitud del vano de las líneas (m).
Tasa de fallas aceptable de líneas por año (Ra).
La: Sección de línea aérea calculada a partir de una tasa de salida igual a una tasa de falla
aceptable (m).
Ecuación 23. Cálculo de La.
Ra: Tasa de falla aceptable para el equipo, 0.0025 [fallas/año], (1 falla/80 años), valor
recomendado por la norma.
Rkm: Tasa de fallas por año del primer kilómetro de línea desde la subestación,
[fallas/año/km], 0.01 valor recomendado por la norma. [8]
3.3.4 TENSIONES DE SOPORTABILIDAD REQUERIDAS (URW)
Las tensiones de soportabilidad requeridas, son unas tensiones de prueba que el aislamiento
deberá soportar en un ensayo de soportabilidad normalizado, para ello se deben hacer
correcciones a las tensiones de coordinación según el tipo de sobretensión.
3.3.4.1 FACTOR DE SEGURIDAD (KS)
Según el numeral 4.3.4, IEC 60071-2 se seleccionan unos factores de seguridad Ks según el tipo de
aislamiento. [8]
Para el aislamiento interno se recomienda usar el factor Ks = 1,15 Para el aislamiento externo se recomienda usar el factor Ks = 1,05
39
3.3.4.2 FACTOR DE CORRECCIÓN POR ALTURA (KA)
Debido a que la altura afecta el nivel de aislamiento, se hace necesario hacer correcciones basadas
en la recomendación de la norma IEC 60071-2, y se toma como base la altura sobre el nivel del
mar y el factor m (tomando de la norma). [8]
( )
Ecuación 24. Corrección por altura.
Dónde:
H: Altura sobre nivel del mar, m.
m, factor dado en la Figura 8, generalmente de 1 para subestaciones de rango ll.
Figura 8. Factor m, según IEC 60071-2.
Los valores de tensiones de soportabilidad obtenidos después de ser considerada la corrección por
altura y factor de seguridad se obtienen de las siguientes ecuaciones:
Ecuación 25. Aislamiento externo.
Ecuación 26. Aislamiento interno.
40
Cuando la altura es igual o menor a los 1000m.s.n.m el factor de corrección por altura será
correspondiente a la altura de 1000 m.s.n.m dado que los equipos tienen aislamiento normalizado
hasta ese punto según la IEC 60694 del 2002, Pag 189. [15]
3.3.5 TENSIONES DE SOPORTABILIDAD NORMALIZADAS
Para equipos con nivel de tensión de rango II, el nivel de aislamiento es especificado por dos
tensiones de soportabilidad: la tensión a impulso tipo atmosférico y la tensión a impulso tipo
maniobra, la norma IEC 60071–2, da los factores de conversión que deben aplicarse a la tensión de
soportabilidad requeridas de corta duración a frecuencia industrial para convertirla en tensiones
soportadas a impulsos tipo maniobra (SIW). [8]
3.3.5.1 TENSIONES DE SOPORTABILIDAD NORMALIZADA PARA TENSIONES TEMPORALES
La Tabla 2 muestra los factores de corrección de tensión que deben ser tenidos en cuenta para
poder transformar las sobretensiones de frecuencia industrial a sobretensiones tipo maniobra, de
este modo se garantiza que dichas sobretensiones estén dentro del rango de protección del
aislamiento a seleccionar. [8]
Aislamiento Factor para obtener la tensión soportada equivalente a
impulsos tipo maniobra
Aislamiento externo
Aislamiento en aire y aisladores
limpios, secos 1.4
Aisladores limpios, húmedo. 1.7
Aislamiento interno
GIS 1.6
Aislamiento liquido 2.3
Aislamiento solido 2.0
Tabla 2. Factores de conversión tensiones frecuencia industrial a impulsos maniobra
41
3.3.5.2 TENSIONES DE SOPORTABILIDAD NORMALIZADAS PARA SOBRETENSIONES DE FRENTE LENTO
Para seleccionar la tensión soportada normalizada para sobretensiones de frente lento o maniobra
se debe comparar el valor de tensión de soportabilidad requerida exterior de frente lento fase-
tierra, con el valor normalizado que se muestra en la Tabla 3 en rojo y seleccionando el valor por
encima. [10]
Tabla 3. Tensiones de soportabilidad normalizadas subestaciones de rango II.
3.3.5.3 TENSIONES DE SOPORTABILIDAD NORMALIZADAS PARA SOBRETENSIONES DE FRENTE RÁPIDO
Para seleccionar la tensión soportada normalizada para sobretensiones de frente rápido o
atmosférico se debe comparar los valores de tensión de soportabilidad requerida exterior de
42
frente rápido, con el valor normalizado que se muestra en la Tabla 3 en azul y seleccionando el
valor por encima. [10]
El establecimiento de los diferentes valores de tensión normalizada se usa posteriormente en el
apartado 3.4, ya que con base en ellos se realiza el cálculo de las distancias mínimas y de
seguridad entre partes energizadas y partes energizadas y tierra.
La aplicabilidad de cada uno de los ítems descritos para la selección de descargador de
sobretensiones se estudiará en el numeral 4.3, donde se tomará como caso de estudio la
subestación COLECTORA 500kV.
3.4 DISTANCIAS MÍNIMAS Y DE SEGURIDAD
El siguiente proceso en cumplir los requerimientos de variables de entrada de acuerdo al diagrama
general de procesos y subproceso, es las distancias mínimas y de seguridad (sección naranja –
diagrama general), en el cual se determinará cuáles deben ser las distancias mínimas que se
pueden tener en la subestación, estas a su vez se pueden ver afectadas en caso de que en la
selección de conductores así se requiera, como se muestra en el diagrama general de procesos y
subprocesos. Sobre la base de lo establecido en esta sección se realizará el planteamiento de lo
que es la disposición física. Cabe anotar que se presenta la metodología para el cálculo de las
distancias mínimas y de seguridad, pero en la disposición física se pueden usar distancias mayores
según criterio del ingeniero diseñador.
44
3.4.1 PROCEDIMIENTO PARA DETERMINAR LAS DISTANCIAS MÍNIMAS Y DE SEGURIDAD
De acuerdo a los niveles de tensión de soportabilidad calculados en el numeral 3.3, se procede a
escoger valores normalizados de tensión, descritos en la IEC 60071-1, ya que con ellos se
determina las distancias mínimas que deben ser tenidas en cuenta en la subestación. [9]
Se debe considerar la distancia de conductores tanto en condiciones normales como en caso
crítico (cortocircuito); se debe garantizar la seguridad de los operadores en caso de
mantenimiento como en caso de circulación normal dentro de la subestación, así como la
circulación de vehículos de forma segura.
Con estos parámetros se procede a calcular las dimensiones generales de la subestación, ancho de
la bahía, alto de la bahía y el ancho de las barras, el dimensionamiento longitudinal de la bahía
depende de los equipos que requiera el cliente o especifique dentro de la configuración y se
detallará al momento de realizar la disposición física.
3.4.2 DISTANCIAS MÍNIMAS
Son las distancias mínimas que deben existir en el aire para garantizar el no riesgo de arco
eléctrico, estas se seleccionan con base en las tensiones de soportabilidad calculadas de acuerdo a
la Tabla 4 y Tabla 5 establecidas en la norma IEC 60071-2, para determinar las distancias mínimas
fase-tierra y fase-fase que se deben considerar en la subestación a diseñar. [8]
Tabla 4. Correlación entre tensiones de soportabilidad al impulso de maniobra y distancias mínimas fase-
tierra en el aire (Um > 300kV).
45
Tabla 5. Correlación entre tensiones de soportabilidad al impulso maniobra y distancias mínimas fase-fase en el aire (Um >300 kV).
3.4.3 DISTANCIA DE SEGURIDAD
Para el cálculo de las distancias de seguridad se usará las recomendaciones del RETIE, capitulo 6
REQUISITOS PARA EL PROCESO DE TRANSFORMACIÓN (SUBESTACIONES), página 151, versión
2015, en donde establece que para determinar la distancia de seguridad se usarán los
lineamientos del comité 23 del CIGRE.
En el artículo publicado por el comité No 23 de CIGRE en la revista Electra No.19 se establece que
la distancia de seguridad es la suma de los siguientes valores:
Valor básico: relacionado con el nivel de aislamiento, el cual determina una “zona de guarda”
alrededor de las partes energizadas. Está definido por la distancia mínima fase-tierra más un factor
de seguridad del 5%.
Zona de seguridad: valor en función de los movimientos del personal de mantenimiento así como
el tipo de trabajo y la maquinaria utilizada. Esto determina una “zona de seguridad” dentro de la
cual queda eliminado cualquier peligro de contacto con puntos energizados. [17][8]
3.4.3.1 CÁLCULO DEL VALOR BÁSICO
El valor básico garantiza una distancia en el aire adecuada para prevenir el peligro de flameo bajo
las peores condiciones de operación de la subestación, se calcula con la siguiente expresión:
46
( ) ( )
Ecuación 27. Valor básico.
Dónde:
Dminf-t: Distancia mínima fase-tierra obtenida en la Tabla 4.
3.4.3.2 DETERMINACIÓN DE LA ZONA DE SEGURIDAD
Para garantizar la seguridad de las personas dentro de la subestación, se considera una altura de
los operadores tal como se muestra en la Figura 9.
La zona de seguridad para la circulación de personal es igual a la altura de un hombre que está
parado en el piso de la subestación con los brazos levantados sin ninguna herramienta de tamaño
considerable en la mano, más el valor básico definido. Esta distancia determina la altura mínima
de seguridad, la cual se considera de 2250mm, tal como se indica en la Figura 9, tomada del RETIE.
[8]
Figura 9. Zona de seguridad.
Para determinar la distancia de seguridad se utiliza la Ecuación 28, con los datos obtenidos de la
Ecuación 27. [8]
Ecuación 28. Distancia de seguridad.
Dónde:
Vb: valor básico.
Zs: zona de seguridad.
47
3.4.4 TRABAJOS SOBRE EQUIPOS O SOBRE CONDUCTORES
Cuando se efectúa un trabajo en una subestación dejando energizados los conductores y equipos
de los circuitos adyacentes, es necesario prever una zona de protección, la cual se debe
determinar con base en el mismo principio de los casos anteriores. Dicha zona comprende el valor
básico más un valor que será determinado para cada equipo de según el trabajo de
mantenimiento, el vehículo y las herramientas que normalmente se utilizan.
En el caso de mantenimiento de rutina que requiera solamente el uso de herramientas livianas
(ver Figura 10 - tomada de RETIE), el factor que se le adiciona al valor básico será determinado
para cada equipo de acuerdo con el trabajo de mantenimiento, el vehículo y las herramientas que
normalmente se utilizan. [8] [18]
Figura 10. Distancia de seguridad – Trabajos de la subestación.
Horizontalmente: 2000 mm, que corresponde a las dimensiones promedio de un operador con los
brazos extendidos, Figura 11.
Verticalmente: 1250 mm por encima del plano de trabajo, que corresponde al operador en la
posición ilustrada en la Figura 11 (Tomada del RETIE).
48
Figura 11. Dimensiones de operadores en movimiento.
3.4.5 CIRCULACIÓN DE VEHÍCULOS
Para mantenimiento de algunos equipos, como los trasformadores e interruptores, es necesario
utilizar grúas o vehículos, lo cual hace indispensable prever una zona de seguridad para la
circulación de ellos.
Esta zona de seguridad está delimitada por el perfil del vehículo (altura y ancho máximos de
2500mm y 3000mm respectivamente), más 1000 mm de ancho para permitir imprevisiones en la
conducción, garantizándose entre la parte superior del vehículo y las conexiones, el valor básico
(Vb). El ancho de vía de servicio dependerá del concepto del ingeniero diseñador y de las
especificaciones del cliente, se sugiere que sea de 4000mm, ya que es suficiente para la circulación
controlada de vehículos y su costo no es tan elevado. En la Figura 12 (tomada del RETIE) se
ilustran las zonas de seguridad previstas para la circulación de vehículos en área de interruptores,
también aplica para otras áreas de la subestación que se encuentren cerca de zonas energizadas.
[8][18]
Figura 12. Circulación de vehículos en área de interruptores para S/E rango ll.
49
En la Figura 13 se ilustra la zona de seguridad prevista para la circulación de vehículos en áreas de
transformadores.
Figura 13. Circulación de vehículos en área de transformadores para S/E rango ll.
3.4.6 DISTANCIAS MÍNIMAS ENTRE FASES
3.4.6.1 DISTANCIA MÍNIMA ENTRE FASES EN CONDICIONES NORMALES
La distancia mínima entre fases en condiciones normales, que se muestra en la Figura 14(Tomada
de subestaciones de referencia), está determinada por el desplazamiento de los conductores
debido a la acción del viento (se asume que al ocurrir una ráfaga, el desplazamiento de los
conductores será de 15° con respecto a la vertical y en sentidos opuestos) y está dada por la
siguiente expresión: [13]
Ecuación 29. Desplazamiento máximo de un conductor en condiciones normales.
Dónde:
a: distancia mínima fase-fase
Yo: flecha máxima (3% para la longitud total de vanos entre 21m y 80m, 2% para vanos
menores a 20m. Todos los vanos con temperatura de operación máxima de 70°C)
50
Figura 14. Distancia mínima fase-fase (condiciones normales)
3.4.6.2 DISTANCIA MÍNIMA ENTRE FASES EN CONDICIONES DE CORTOCIRCUITO
En condiciones de corto circuito (ver Figura 15 – Tomada de subestaciones de referencia), se ha
considerado que el desplazamiento máximo que tendrá el conductor será 40° respecto a la vertical
y que dicho conductor se elongará en 20% debido a los efectos de cortocircuito.
Se debe cumplir que la distancia mínima entre fases, amin en corto circuito sea mayor al 50% de la
distancia mínima entre fase-fase. [8] [17]
Figura 15. Distancia mínima fase-fase (condiciones de cortocircuito).
Es así como la Ecuación 29 (tomada del comité 23 del CIGRE) se transforma en:
( )
( )
Ecuación 30. Cálculo de distancia mínima fase-fase en condiciones de cortocircuito.
b
15º
51
Dónde:
a: distancia mínima fase-fase
Yo: flecha máxima (3% para la longitud total de vanos entre 21m y 80m, 2% para vanos
menores a 20m. Todos los vanos con temperatura de operación máxima de 70°C)
3.4.6.3 DISTANCIA MÍNIMA ENTRE FASES A NIVEL DE EQUIPOS
Se deben respetar las distancias calculadas anteriormente, aunque es de aclarar que la distancia
entre fases de los interruptores y los seccionadores varía de acuerdo con el fabricante y con las
dimensiones de los brazos de los seccionadores, por eso se debe considerar la apertura de los
seccionadores para determinar la distancia mínima a nivel de equipos. [8]
3.4.7 ANCHO DE BAHÍA
El ancho de bahía, conforme a la Figura 16 de elaboración propia, está determinado por la
Ecuación 31.
Figura 16. Dimensionamiento ancho de bahía.
( )
Ecuación 31. Ancho de bahía.
52
Dónde:
Ab: ancho de bahía
a: separación de fases de diseño.
b: distancia mínima fase-tierra más el valor básico, calculado con la Ecuación 27.
i: ancho de columna a nivel de conexión.
L: longitud de la cuchilla abierta del seccionador.
Si se tiene un seccionador en el cual su apertura disminuya la distancia mínima entre fases o entre
fases y tierra, se debe ampliar la distancia de separación a nivel de equipos afectando el ancho de
la bahía hasta que se respete la distancia mínima que debe existir.
3.4.8 ANCHO DE BARRAS
El ancho de barras, ilustrado en la Figura 17 de elaboración propia, está determinado por la
separación entre fases de las templas superiores. El valor de ancho de barras (Ac) está
determinado por:
( )
Ecuación 32. Ancho de barras.
Dónde:
a: separación de fases de diseño.
b: distancia mínima fase-tierra.
i1 = i2: ancho medio de la columna.
k: deflexión de la cadena de aisladores de cruce de barras (320 mm para vano de barras) –
Ver Figura 18 de elaboración propia.
Figura 17. Ancho de barras.
53
Figura 18. Deflexión cadena de aisladores en cruce de barras.
3.4.9 ALTURA DE BAHÍA
La altura de los pórticos de bahía está determinada principalmente por el tipo de conductor que se
utiliza, así como también el número de niveles de conexión que requiere la configuración de la
subestación. En la Figura 19 de elaboración propia se ilustran los diferentes niveles de conexión.
Figura 19. Niveles de conexión.
Dónde:
(1): Primer Nivel de Conexión
(2): Segundo Nivel de Conexión
54
(3): Tercer Nivel de Conexión
Es de aclarar que la Figura 19 representa los niveles de conexión para una configuración de
interruptor y medio ya que corresponde al caso de estudio, pero se puede hacer un símil para
cualquier tipo de subestación, indiferente de su configuración puesto que la definición de los
niveles de conexión es la misma.
3.4.9.1 PRIMER NIVEL DE CONEXIÓN
El primer nivel de conexión es el correspondiente al nivel de conexión entre equipos, determinado
por la distancia de seguridad, definida en el numeral 3.4.3. En la Figura 19 se ilustra el primer nivel
de conexión.
3.4.9.2 SEGUNDO NIVEL DE CONEXIÓN
El segundo nivel de conexión (SNC), es el correspondiente al nivel de barras y está dado por: [13]
Ecuación 33. Segundo nivel de conexión.
Dónde:
f: flecha máxima del vano de las barras (3% de la longitud total del vano de barras).
dff: distancia mínima fase-fase.
c: distancia vertical para mantenimiento indicada en la Figura 10.
d: primer nivel de conexión determinado en el numeral 3.4.9.1
x: distancia de elevación del seccionador, en caso de que su apertura afecte el alto de
bahía.
3.4.9.3 TERCER NIVEL DE CONEXIÓN
El tercer nivel de conexión (TNC), es el correspondiente al nivel para salida y entrada de líneas y
está dado por: [13]
Ecuación 34. Tercer nivel de conexión.
Dónde:
SNC: segundo nivel de conexión (Ver numeral 3.4.9.2, valor de diseño).
dff: distancia mínima fase-fase.
f: flecha máxima del vano de las barras (3% de la longitud total del vano de barras).
55
c: 1250 mm (distancia vertical para mantenimiento indicada en la Figura 10)
La aplicabilidad de cada uno de los ítems descritos para las distancias mínimas y de seguridad se
estudiará en el numeral 4.4, donde se tomará como caso de estudio la subestación COLECTORA
500kV. [13]
3.5 CÁLCULO DE CONDUCTORES, BARRAJES Y AISLADORES
El proceso de selección de conductores y aisladores que se puede visualizar en el diagrama general
de procesos y subprocesos de color Rojo es el encargado de garantizar las condiciones mínimas
que debe tener los conductores y los aisladores de la subestación, mediante la preselección y
verificación de los mismos, de acuerdo a unas variables de entrada que corresponden a las
distancias mínimas y de seguridad, si las verificaciones de los conductores no cumplen se pueden
tomar dos opciones como se aprecia en el diagrama, retroalimentando el proceso entre valores
diseño de las distancias mínimas o preseleccionando un nuevo conductor.
57
3.5.1 PROCEDIMIENTO PARA LA VERIFICACIÓN DE CONDUCTORES Y AISLADORES
Para la verificación de las características de los conductores de uso exterior a ser empleados en la
subestación se harán 3 comprobaciones generales:
Efecto corona en cables.
Aumento de temperatura por circulación de corrientes de carga en condiciones normales.
Aumento de temperatura en corto circuito.
Para definir las características de los aisladores que serán utilizados en la subestación, para efecto
de diseño se deben considerar los siguientes parámetros:
El material de la cadena de aisladores.
Se realizarán los cálculos de cantidad de platos por cadena.
Se debe definir como se harán los pases debajo de los campos de línea.
3.5.2 SELECCIÓN DE CONDUCTOR DE BARRA Y BAHÍA
3.5.2.1 CONDUCTOR DE BARRAS
Para la selección de los conductores de barra se asumirá el caso más crítico, el cual corresponde a
la máxima potencia que habrá en la subestación con el fin de determinar la corriente máxima y
seleccionar el conductor más adecuado.
3.5.2.1.1 MÁXIMO VALOR DE CORRIENTE EN BARRAS
Para el cálculo de la corriente máxima se tendrá en cuenta la potencia total que circulará en la
barra para la cual se está seleccionando el conductor.
√ ( )
Ecuación 35. Ecuación de corriente máxima.
Como criterio de diseño se sugiere multiplicar el valor de corriente máxima por un factor de seguridad de 1.25 y tomar dicho valor como corriente máxima.
3.5.2.1.2 SELECCIÓN CONDUCTOR DE BARRAS
De acuerdo al valor de corriente de diseño determinado en el numeral anterior, se preselecciona
un conductor de catálogo que soporte la corriente máxima, con el fin de hacer las verificaciones
que se plantearán a continuación.
58
3.5.2.1.3 VERIFICACIÓN DEL CONDUCTOR PRESELECCIONADO DE BARRAS
3.5.2.1.3.1 AUMENTO DE TEMPERATURA DE CONDUCTORES DESNUDOS EN CONDICIONES NORMALES
Para calcular la temperatura del conductor se deben tener en cuenta dos factores fundamentales,
el eléctrico y el meteorológico; siendo el meteorológico dependiente de la velocidad del viento, la
temperatura ambiente y la radiación solar. [13] [4]
Para el cálculo de la temperatura en el conductor se recurre a un balance de energía [CIGRE
(1992)], balance que solo es posible si se trabaja con la premisa que la corriente de carga es la
misma, tanto para corriente alterna como corriente directa a igual temperatura del conductor.
Este balance está dado por: [13] [4]
Ecuación 36. Balance de energía.
Dónde:
Qg : calor ganado
Qp : calor perdido
La Ecuación 36 se puede descomponer en la siguiente expresión:
Ecuación 37. Balance de energía descompuesto.
Dónde:
Pj : calentamiento por efecto Joule
Pm : calentamiento por efecto magnético
Ps : calentamiento solar
Pi : calentamiento por efecto corona
Pc : enfriamiento por convección
Pr : enfriamiento por radiación
Pw : enfriamiento por evaporación
El calentamiento por efecto corona es únicamente significativo con gradientes superficiales de
tensión elevados, los cuales se presentan durante lluvias y alto viento que es cuando el
enfriamiento por convección y evaporación es elevado, por ende el calentamiento por efecto
corona se considera nulo (PI=0). [13] [4]
El calentamiento por efectos magnéticos se genera por la presencia de flujos magnéticos los cuales
producen calentamiento debido a la generación de corrientes Eddy, histéresis y viscosidad
59
magnética; este fenómeno solo ocurre en corriente alterna y puede considerarse no significativo
(Pm=0). [13] [4]
Debido a que el enfriamiento por evaporación no es alterado significativamente por el vapor de
agua presente en el aire o con las gotas de agua este se considera no significativo (Pw=0). Con las
anteriores premisas, la ecuación de balance de energía se convierte en:
Ecuación 38. Ecuación balance de energía reducida.
En los siguientes numerales se calculará cada una de las variables de la Ecuación 38.
3.5.2.1.3.1.1 CALENTAMIENTO POR EFECTO JOULE (Pj)
El calentamiento por efecto Joule (debido a la resistencia del conductor), está dado por la
siguiente relación: [13]
[ ( )]
Ecuación 39. Calentamiento por efecto joule.
Dónde:
: Coeficiente de temperatura de la resistencia, K-1 (3.9x10-3)
Tav : temperatura media superficial en el conductor, C (con Tav=Ts)
RCD : resistencia del conductor, /m
I : corriente a través del conductor, A
Kj : factor de efecto piel, kj=1.0123
3.5.2.1.3.1.2 CALENTAMIENTO SOLAR (Ps)
Para el cálculo del calentamiento solar se emplea la formula siguiente: [13]
Ecuación 40. Calentamiento solar.
Dónde:
s: coeficiente de absorción de la superficie del conductor, que varía entre 0.27 para
conductores nuevos de aluminio trenzado y 0.95 para conductores desgastados en un
ambiente industrial. Para otro tipo de propósitos el valor de 0.5 puede ser utilizado.
S: radiación solar, W/m2, valor obtenible de los mapas de brillo y radiación solar de la
zona de instalación de la subestación.
D: diámetro exterior del conductor, m.
60
3.5.2.1.3.1.3 ENFRIAMIENTO POR CONVECCIÓN (Pc)
Para realizar el cálculo del enfriamiento por convección se utilizan ciertas constantes, que
permiten calcular la transferencia de calor por convección. El enfriamiento por convección está
dado por la siguiente expresión: [13]
( )
Ecuación 41. Enfriamiento por convección.
Dónde:
f : conductividad térmica del aire, W/mK.
Ta : temperatura ambiente, C.
Ts : temperatura superficial del conductor, C.
Nu : número de Nusselt.
Para determinar los valores de f y Nu se deben emplear las siguientes relaciones, tomadas del
comité 23 del CIGRE:
Ecuación 42. Cálculo de conductividad terminar en el aire.
Dónde:
Tf es la temperatura de capa y se determina con la siguiente expresión tomada del comité
23 del CIGRE:
( )
Ecuación 43. Cálculo de temperatura de capa.
Para el cálculo del número de Nusselt se usa la siguiente expresión (comité 23 CIGRE):
( )
Ecuación 44. Cálculo de número de Nusselt.
Dónde:
las constantes B1 y n, dependen del número de Reynolds y de la rugosidad de la superficie
del conductor, como se muestra en la siguiente tabla, tomada del CIGRE comité 23.
61
Superficie Re B1 N
Todas las superficies 1000 2650 0,641 0,471
Rf<0.05 2650 50000 0,178 0,633
Rf>0.05 2650 50000 0,048 0,8
Tabla 6. Constantes asociadas al número de Nusselt.
La rugosidad de la superficie del conductor se calcula así:
( )
Ecuación 45. Rugosidad de la superficie del conductor.
Dónde:
D: Diámetro del conductor, m
d: Diámetro de un hilo del conductor, m
El número de Reynolds se determina así:
Ecuación 46. Número de Reynolds.
Dónde:
v: velocidad del viento, m/s (Condiciones ambientales de la zona).
: Viscosidad cinemática, m2/s, que se calcula así:
Ecuación 47. Viscosidad cinemática.
r: densidad relativa del aire, que se calcula así:
( )
Ecuación 48. Densidad relativa del aire.
h: Altura sobre el nivel del mar.
El viento juega un papel importante en el cálculo del enfriamiento por convección, por lo cual se
pueden realizar algunas correcciones en el valor del número de Nusselt, las cuales son función del
ángulo de impacto del viento, generalmente el ángulo de incidencia del viento es variable y se usa
la siguiente expresión para la corrección del número de Nusselt. [13]
62
Ecuación 49. Número de Nusselt corregido para un viento variable.
3.5.2.1.3.1.4 ENFRIAMIENTO POR RADIACIÓN (Pr)
Para calcular el enfriamiento por radiación se utiliza la Ecuación 50 (comité 23 del CIGRE), la cual
se encuentra descrita a continuación:
[( ) ( ) ]
Ecuación 50. Enfriamiento por radiación.
Dónde:
: emisividad solar la cual depende del material; valor 0.27 para conductores nuevos y
0.95 conductores desgastados, el valor recomendado es 0.5.
B: constante de Stefan – Boltzmann, 5.6687*10-8 W/m2 /K4
En la ecuación de balance de energía (ver Ecuación 37) se deben reemplazar todos los términos
indicados anteriormente (Ecuación 39, Ecuación 40, Ecuación 41, Ecuación 50) y de ahí a través de
métodos iterativos, encontrar el valor de Ts (temperatura del conductor), para el cual el valor de
Qg = Qp. [13]
3.5.2.1.3.2 AUMENTO DE TEMPERATURA DE CONDUCTORES DESNUDOS EN CORTOCIRCUITO
El aumento de temperatura en el conductor causado por un cortocircuito es función del tiempo de
duración del mismo.
Es necesario determinar la densidad de corriente soportada por el conductor, que a su vez se
refleja en el aumento de su temperatura superficial, para ello es necesario calcular la densidad de
corriente soportada en corto tiempo, la cual se determina como se establece en la Ecuación 51.
[13]
√
Ecuación 51. Densidad de corriente soportada en corto tiempo, para 1s.
Dónde:
K: Factor de cálculo de la densidad de corriente Sthr, que se calcula en la Ecuación 51
tomada del CIGRE.
63
√
(
( )
( ))
Ecuación 52. Factor de cálculo de la densidad de corriente Sthr.
Dónde (Datos obtenidos del CIGRE):
DATOS ALUMINIO
PARÁMETRO VALOR DESCRIPCIÓN
Ç, (J/kg°C) 910 Capacidad térmica especifica
ρ, (kg/m3) 2700 Masa especifica
α20, (1/°C) 0,004 Coeficiente de variación de la
resistencia con la temperatura
K20, (1/Ωm) 34800000 Conductividad especifica
Ɵe 340 Temperatura al final del cortocircuito
Icc 40000 Corriente de cortocircuito
Ɵb 75 Temperatura al inicio del cortocircuito
(se usa la máxima del conductor)
Tabla 7. Características del aluminio.
Tkr: Tiempo de duración cortocircuito, 0,08 S (valor de diseño, que supone el máximo
tiempo de actuación de los equipos de protección y maniobra según la CREG), pero se
tomará 1 segundo como caso crítico de despeje de falla.
Con base en los resultados anteriores se calcula ahora la densidad de corriente térmica
equivalente para cualquier tiempo Tk, la cual está dada en función de la densidad de corriente de
corta duración Sthr mediante la siguiente ecuación: [13]
√
Ecuación 53. Densidad de corriente térmica equivalente para cualquier tiempo.
64
Luego de determinar la densidad de corriente térmica equivalente se procede a calcular el mínimo
de sección transversal que debe tener el conductor para soportar la corriente de cortocircuito de
diseño, para luego compararse con la sección transversal que tiene el conductor preseleccionado.
Ecuación 54. Sección transversal mínima en condiciones de cortocircuito.
Dónde:
Icc: Corriente de cortocircuito de diseño
Sth: Densidad de corriente térmica equivalente para cualquier tiempo.
La sección transversal del conductor preseleccionado a compararse, se determina con la siguiente
expresión: [13]
Ecuación 55. Sección transversal de un conductor.
Dónde:
d: diámetro del conductor.
3.5.2.1.3.3 VERIFICACIÓN DE EFECTO CORONA EN CONDUCTORES FLEXIBLES
Una vez efectuada la selección del conductor por capacidad de corriente debe verificarse que no
se presente efecto corona. El efecto corona es una descarga causada por la ionización del aire que
rodea al conductor cuando este se encuentra energizado. [14]
El fenómeno del efecto corona en la subestación se presenta debido al gradiente de potencial en
la superficie de los conductores y depende del diámetro del conductor. Los factores más
importantes que afectan las pérdidas por efecto corona son:
Diámetro del conductor.
Rugosidad de la superficie del conductor.
La humedad y la altura sobre el nivel del mar.
65
3.5.2.1.3.3.1 CAMPO ELÉCTRICO DISRUPTIVO
Uno de los fenómenos que puede generar efecto corona es el campo eléctrico disruptivo, es por
ello que se requiere el cálculo de este fenómeno, lo cual se hace mediante la ecuación de Peek.
[14]
√ [
√ ]
Ecuación 56. Gradiente crítico disruptivo (ecuación de Peek).
Dónde:
E: Gradiente de disrupción del aire, generalmente corresponde a 3,1 kVp/mm, puede
variar según condiciones ambientales.
E0: Gradiente crítico disruptivo, kVP/mm.
: Densidad relativa del aire.
Puede ser determinado por la relación:
Ecuación 57. Densidad del aire.
Dónde:
b: presión atmosférica, cmHg.
t: temperatura ambiente máxima C.
: Densidad del aire.
La presión atmosférica puede ser determinada en función de la altura sobre el nivel del mar,
así:
(
)
Ecuación 58. Presión atmosférica.
Siendo H la altura sobre el nivel del mar.
m: Coeficiente superficial del conductor.
r: radio del conductor.
El valor de m puede ser calculado por la siguiente relación:
66
Ecuación 59. Coeficiente superficial del conductor.
Dónde:
COEFICIENTE GEOMÉTRICO COEFICIENTE DE LIMPIEZA
Descripción mg Descripción mL
Conductores con sección completamente circular 1,0 Conductores nuevos y
limpios 0,9
Conductores conformados con su capa de
conductores exterior 12 y 30 alambres sección
completamente circular
0,95 Conductores viejos y limpios 0,8
Conductores con capa exterior de 6 alambres 0,85 Conductores viejos y sucios 0,7
Conductores cubiertos con
gotas de agua 0,5
Tabla 8. Coeficiente geométrico y de limpieza.
3.5.2.1.3.3.2 COEFICIENTES DE MAXWELL
Para calcular el campo eléctrico máximo en la subestación se debe determinar la carga máxima en
los conductores, la cual va a depender de la capacitancia entre fases que a su vez está relacionada
con la diferencia de potencial entre dos conductores de la subestación, en forma de ecuación lo
anterior puede reflejarse como: [16][4]
Ecuación 60.Diferencia de potencial entre 2 conductores.
Para el cálculo de la capacitancia de los conductores se emplea la matriz de coeficientes de
Maxwell, hallando la matriz inversa de esta misma. [16]
⟨ ⟩ ⟨ ⟩ , F/m
Ecuación 61. Capacitancia del conductor.
Dónde el valor de p (coeficientes de maxwell), puede ser determinado por la siguiente matriz:
67
eq32
'32
31
'31
23
'23
eq21
'21
13
'13
12
'12
eq
r
h2ln
2
1
D
Dln
2
1
D
Dln
2
1
D
Dln
2
1
r
h2ln
2
1
D
Dln
2
1
D
Dln
2
1
D
Dln
2
1
r
h2ln
2
1
P , m/F
Ecuación 62. Coeficientes de maxwell.
Dónde:
: permitividad del aire en espacio libre, 8,85-12 F/m
h: altura media del conductor con respecto a tierra,
req: radio equivalente del haz de conductores, cm
√
Ecuación 63. Radio equivalente del haz de conductores.
Dónde:
o r: radio del conductor, mm.
o R: radio del haz de conductores.
o n: número de conductores del haz.
Dij y Dij’: distancia directa entre conductores y su imagen, correspondiente al teorema de las
imágenes que varía según la disposición de los cables de fases de la subestación (Figura 20).
Figura 20. Imágenes según disposiciones de conductores.
68
La Ecuación 60 puede expresarse de forma matricial mediante la siguiente ecuación.
⟨ ⟩ ⟨ ⟩ ⟨ ⟩
Ecuación 64. Diferencia de potencial entre 2 conductores en forma matricial.
Después de determinar las constantes de la matriz P, se usa la Ecuación 61, para determinar la
máxima capacitancia entre conductores y como se explicará más adelante calcular la máxima
carga de acuerdo a la Ecuación 64.
3.5.2.1.3.3.3 TENSIÓN FASE TIERRA
Para el cálculo del efecto corona se toma la tensión máxima a la cual el sistema puede ser
sometido, la tensión de referencia se define a continuación: [4]
√
Ecuación 65. Tensión de referencia.
Para sistemas trifásicos, la carga en la línea puede ser calculada a partir de la carga sinusoidal
imaginaria, la cual tiene en cuenta los desfases entre las ondas de tensión 0 grados, 120 grados y
240 grados. [16] [4]
2r
c
b
a
a
a
1
U
U
U
U
, kV
Ecuación 66. Desfase sistema trifásico.
De igual manera se pueden calcular las capacitancias:
2c
b
a
a
a
1
C
C
C
C
, F/m
Ecuación 67. Cálculo de capacitancias.
Siendo a igual a:
√
Ecuación 68. Desfase unitario de 120°.
A partir de la matriz anterior se puede determinar la capacitancia máxima presente en las fases de
la subestación.
69
Ecuación 69. Ecuación de carga máxima.
3.5.2.1.3.3.4 GRADIENTE SUPERFICIAL PROMEDIO
Para el cálculo del gradiente superficial promedio en conductores se aplica el teorema de Gauss.
[16] [4]
Ecuación 70. Gradiente superficial promedio.
Dónde:
r: es el radio del conductor en cm
n: el número de subconductores
El gradiente eléctrico máximo se calcula por la siguiente relación:
* ( )
+
Ecuación 71. Gradiente eléctrico máximo.
Dónde:
R: radio del haz de conductores
3.5.2.1.3.3.5 VERIFICACIÓN EFECTO CORONA
Se debe cumplir que el gradiente eléctrico máximo (ver Ecuación 71) sea menor que el gradiente
crítico disruptivo (Ver Ecuación 56), de esta forma se asegura que no se presente efecto corona.
Ecuación 72. Verificación efecto corona.
3.5.2.1.3.3.6 TENSIÓN CRÍTICA
La tensión crítica disruptiva fase tierra (Uo), siempre debe ser mayor a la tensión del conductor
fase tierra y se calcula como: [4]
Ecuación 73. Tensión crítica.
70
Dónde:
Eo: gradiente potencial crítico
Emax: gradiente superficial máximo
Una vez se cumpla la condición que Uo > Ur, se concluye que el conductor preseleccionado para
barra aprueba la verificación por efecto corona.
3.5.2.2 CONDUCTOR DE BAHÍA
Para seleccionar los conductores de bahía se calcula la corriente máxima que circulará por esta,
para ello se utilizará la potencia máxima que circulará por la bahía, la cual corresponde a la
potencia nominal entregada por los autotransformadores.
3.5.2.2.1 MÁXIMO VALOR DE CORRIENTE EN BAHÍA
Para el cálculo de la corriente máxima se tendrá en cuenta la máxima potencia suministrada por
un autotransformador, para ello se usa la Ecuación 35 y se multiplica por un factor de seguridad de
1.25.
3.5.2.2.2 SELECCIÓN CONDUCTOR DE BAHÍA
Se preselecciona un conductor que cumpla con los parámetros de corriente requeridos. Para
efectos económicos se sugiere que el conductor sea el mismo que se seleccionó para barras.
3.5.2.2.3 VERIFICACIÓN DEL CONDUCTOR PRESELECCIONADO PARA BAHÍA
3.5.2.2.3.1 AUMENTO DE TEMPERATURA DE CONDUCTORES DESNUDOS EN CONDICIONES NORMALES
Se procede a calcular la temperatura del conductor, para ello se tienen en cuenta dos factores
fundamentales, el eléctrico y el meteorológico; siendo el meteorológico dependiente de la
velocidad del viento, la temperatura ambiente y la radiación solar, como se estableció en el
numeral 3.5.2.1.3.1. [13]
El procedimiento a emplearse y las consideraciones a ser tenidas en cuenta son las mismas que en
el numeral 3.5.2.1.3.1, por ello se usa la misma ecuación de energía para conductores de bahía la
cual corresponde a la Ecuación 38.
71
3.5.2.2.3.1.1 CALENTAMIENTO POR EFECTO JOULE (Pj)
El calentamiento por efecto Joule debido a la resistencia del conductor se calcula con la Ecuación
39, se consideran las mismas variables exceptuando la corriente que circula por el conductor.
3.5.2.2.3.1.2 CALENTAMIENTO SOLAR (Ps)
Para el calentamiento solar en conductores de bahía se usa la Ecuación 40, de igual manera que
con el conductor preseleccionado de barras.
3.5.2.2.3.1.3 ENFRIAMIENTO POR CONVECCIÓN (Pc)
Para realizar el cálculo del enfriamiento por convección se utilizan ciertas constantes, que
permiten calcular la transferencia de calor por convección, dicha transferencia se calcula con la
Ecuación 41, la cual es dependiente de un grupo de ecuaciones (Ecuación 42, Ecuación 43,
Ecuación 44, Ecuación 45, Ecuación 46, Ecuación 47, Ecuación 48 y Ecuación 49) cuyas variables
son las mismas tanto para conductores de barra como para bahía, por ende se puede afirmar que
el número de Nusselt corregido será el mismo y que la Ecuación 41, en términos de Ts tendrá las
mismas constantes en los dos casos.
3.5.2.2.3.1.4 ENFRIAMIENTO POR RADIACIÓN
Para calcular el enfriamiento por radiación se utiliza la Ecuación 50 y se debe usar el mismo
método que se usó en conductores de barra para calcular la temperatura del conductor, dicho
método consiste en que la ecuación de balance de energía (Ecuación 38) se reemplacen todos los
términos indicados anteriormente (Ecuación 39, Ecuación 40, Ecuación 41 y Ecuación 50) y a través
de métodos iterativos encontrar el valor de Ts, para el cual el valor de Qg = Qp.
3.5.2.2.3.2 AUMENTO DE TEMPERATURA DE CONDUCTORES DESNUDOS EN CONDICIONES DE CORTO CIRCUITO
El aumento de temperatura en el conductor causado por un cortocircuito es función del tiempo de
duración del mismo.
Es necesario determinar la densidad de corriente soportada por el conductor, que a su vez se
refleja en el aumento de su temperatura superficial, para ello se debe calcular la densidad de
corriente soportada en corto tiempo, la cual se calcula como se establece en la Ecuación 51.
72
3.5.2.2.3.3 VERIFICACIÓN DE EFECTO CORONA EN CONDUCTORES FLEXIBLES (BAHÍA)
Una vez efectuada la selección del conductor por capacidad de corriente debe verificarse que no
se presente efecto corona, como se realizó en la verificación para conductores de barra.
El fenómeno del efecto corona, se presenta debido al gradiente de potencial en la superficie de los
conductores y depende del diámetro del conductor. Los factores más importantes que afectan las
pérdidas por efecto corona son:
Diámetro del conductor.
Rugosidad de la superficie del conductor.
La humedad y la altura sobre el nivel del mar.
3.5.2.2.3.3.1 CAMPO ELÉCTRICO DISRUPTIVO
El campo eléctrico disruptivo para que se presente efecto corona puede calcularse por medio de la
ecuación de peek (Ecuación 56).
Para el cálculo del gradiente crítico disruptivo en bahía, los parámetros de esta ecuación son los
mismos que los utilizados para el cálculo de conductores de barra calculado en el numeral
3.5.2.1.3.3.1.
3.5.2.2.3.3.2 COEFICIENTES DE MAXWELL
Se utiliza el mismo procedimiento que se mencionó en el numeral 3.5.2.1.3.3.2, con el cual de
acuerdo a la Ecuación 64 se obtiene el potencial, para esto se procede a calcular con la Ecuación
62 los coeficientes de maxwell “p”, donde las variables h, Dij y Dij’ cambiarán según a la
disposición de los conductores de bahía, obteniendo los coeficientes de Maxwell se procede a
calcular las capacitancias de los conductores hallando la matriz inversa con la Ecuación 61.
3.5.2.2.3.3.3 TENSIÓN FASE TIERRA
Para el cálculo del efecto corona se toma la tensión máxima a la cual el sistema puede ser
sometido, para esto se calcula la tensión de referencia con la Ecuación 65.
Se utiliza el mismo procedimiento realizado en el numeral 3.5.2.1.3.3.3, de acuerdo a la Ecuación
66 y Ecuación 67, se obtienen los voltajes y capacitancias por cada fase respectivamente,
utilizando la constante a de la Ecuación 68, a partir de estos parámetros se procede a calcular de la
misma forma la carga con la Ecuación 69.
73
3.5.2.2.3.3.4 GRADIENTE SUPERFICIAL PROMEDIO
Para el cálculo del gradiente superficial promedio en conductores se aplica el teorema de Gauss,
de la misma forma que en el numeral 3.5.2.1.3.3.4, este se calcula con la Ecuación 70, teniendo en
cuenta la carga calculada en el numeral 3.5.2.2.3.3.3, posteriormente se calcula el gradiente
superficial máximo obtenido de la Ecuación 71.
3.5.2.2.3.3.5 VERIFICACIÓN EFECTO CORONA
Se debe verificar que Emáx < Eo, como se hizo con el conductor de barras.
3.5.2.2.3.3.6 TENSIÓN CRÍTICA
La tensión crítica disruptiva fase tierra (Uo), siempre debe ser mayor que la tensión del conductor
fase tierra, esta se calcula de la Ecuación 73. Se debe cumplir que Uo > Ur.
3.5.3 AISLADORES
3.5.3.1 GENERALIDADES
El tipo de aisladores a utilizar depende de los siguientes aspectos:
Tensión nominal (kV)
Tensión máxima (kV)
Nivel de aislamiento al impulso tipo rayo (kVp)
Nivel de aislamiento al impulso tipo maniobra (kVp)
El material de los aisladores y el tipo de acoplamiento dependerá de los requerimientos del
ingeniero diseñador.
Para asegurar que la cadena de aisladores seleccionados es válida para el nivel de tensión del
sistema, deben tenerse en cuenta las características eléctricas y mecánicas exigidas, además de las
proporcionadas por el fabricante de la referencia elegida.
La tensión permanente de servicio y las sobretensiones temporales, determinan la longitud
mínima de aislamiento, y estas a su vez deben seleccionarse de acuerdo al nivel de polución del
lugar donde será instalada la línea.
Debido a que el nivel de aislamiento es la relación entre la longitud de la línea de fuga de la cadena
de aisladores y la tensión más elevada de la línea, debe tenerse especial cuidado al seleccionar la
referencia de los aisladores. (Ver Figura 21)
74
Figura 21. Cadena de aisladores compuestos, tres o cuatro conductores.
3.5.3.2 DISTANCIA DE FUGA
La distancia de fuga mínima (Dfmin) de acuerdo a la publicación IEC 60815, se determina con la
siguiente expresión: [20]
( )
Ecuación 74. Distancia de fuga mínima en una cadena de aisladores.
Dónde:
Dfu: Distancia de fuga por nivel de contaminación
Um: Tensión máxima fase-fase (kV)
k: Factor de corrección por diámetro del aislador (k=1 para un diámetro < 300mm, k=1,1
para un diámetro 300<dm<500mm, 1,2 si dm>500mm.
El diámetro promedio Dm se calcula teniendo en cuenta la forma constructiva del aislador. [20]
3.5.3.3 CORRECCIÓN POR ALTURA, FACTOR Ka
El factor de corrección por altura se determinó en el numeral 3.3.4.2.
3.5.3.4 CANTIDAD DE AISLADORES DE UNA CADENA
El método que se empleará para determinar la longitud de la cadena, consiste en tomar un
aislador de catálogo teniendo en cuenta sus características eléctricas y la distancia de fuga mínima
que se calculó y que debe tener la cadena de aisladores, para con ello determinar el número de
platos que debe llevar la cadena.
75
La distancia mínima de fuga calculada anteriormente, es el parámetro con el que se determina el
número mínimo de unidades que debe tener la cadena de aisladores, mediante la siguiente
ecuación:
Ecuación 75. Número de aisladores de la cadena de aisladores.
Dónde:
1.15: Factor de seguridad
Dfmin: Distancia de fuga mínima
Df: Distancia de fuga de un aislador
La distancia de fuga (Df) que tendrá la cadena de aisladores que se usará en la subestación, se
indica a continuación:
Ecuación 76. Distancia de fuga de la cadena de aisladores.
Dónde:
Df: Distancia de fuga de cada aislador
N: Número de aisladores calculados para la cadena
La longitud que tendrá la cadena de aisladores (w) que se usará en la subestación según los
criterios de diseño se determina con la siguiente ecuación:
Ecuación 77. Longitud de la cadena de aisladores.
Dónde:
Ha: Altura de cada aislador (146mm según catálogo, ver Figura 32)
N: Número de aisladores calculados para la cadena
3.5.3.5 DISTANCIA CRÍTICA
La longitud de la cadena de aisladores debe ser, como mínimo, igual a la distancia crítica fase-fase
(conductor-estructura) requerida por el nivel de aislamiento de la subestación. Dicha distancia se
calcula, con la siguiente expresión: [20]
76
( )
Ecuación 78. Distancia crítica de la cadena de aisladores.
Dónde:
N: Número de aisladores calculados para la cadena
La distancia crítica calculada, debe ser igual o mayor a la longitud requerida por el nivel de
aislamiento (Distancia mínima FASE-TIERRA normalizada en la coordinación de aislamiento).
En el numeral 4.5 se muestran los resultados de la selección de cables, conductores y aisladores
de acuerdo al caso de estudio SUBESTACIÓN COLECTORA 500 kV
3.6 DISPOSICIÓN FÍSICA
Como se muestra en la sección Amarilla del diagrama general de procesos y subprocesos, la
disposición física es el proceso que más se alimenta de otros procesos, pues es en esta en donde
se ve reflejada la ingeniería primaria en su mayoría, así mismo brinda variables de entrada para el
diseño del sistema de puesta a tierra y la cargabilidad de los transformadores de corriente y
tensión, la finalidad de la disposición física es dar un ordenamiento a los elementos que
conforman el patio de la subestación, bien sea estructuras o equipos, dicho ordenamiento debe
cumplir y respetar lo establecido en las distancias mínimas y de seguridad.
78
Para determinar la disposición de los elementos en patio, se deben considerar como mínimo los
siguientes aspectos:
Configuración de la subestación: Determina el número de equipos y da un aproximado de
las estructuras que se requieren, además establece un esquema básico de cómo deben ir
conectados eléctricamente los equipos y con esto facilitar el conexionado físico.
Distancias mínimas y de seguridad: Se debe garantizar que todos los equipos de patio de la
subestación cumplan con las distancias mínimas fase-fase y fase-tierra, teniendo cuidado
especial con los seccionadores ya que se debe considerar su tipo de apertura, también se
debe considerar como factor importante el tipo de conductor que se usará para los
barrajes, bien sea rígido o flexible.
Equipos: Existen equipos que por su operación modifican sus dimensiones y afectan las
distancias mínimas y de seguridad, como lo son los seccionadores debido a sus diferentes
tipos de apertura este permite adaptar las configuraciones de acuerdo al área disponible,
facilitando el conexionado en patio de los equipos; los tipos de apertura más comunes que
se encuentran en el mercado son:
o Apertura Horizontal.
o Apertura Vertical.
o Semi-pantógrafo o rodilla.
o Pantógrafo
o Apertura central (pivote)
Área disponible: En algunos casos el área en la cual se requiere construir, tiene limitantes
bien sea de espacio o de costo del predio, por lo cual se hace necesario dar un
ordenamiento a los equipos que permitan acomodarse a dicha área, respetando las
distancias mínimas y de seguridad.
Mantenimientos o expansiones: El ordenamiento que se dé a los equipos de la
subestación debe prever que se realicen mantenimientos o expansiones en caso de que se
requieran, sin necesidad de desenergizar áreas que no estén comprometidas en los
trabajos a realizar; por ello se debe definir estratégicamente las vías de acceso vehicular
con el fin de llevar a cabo los trabajos sin interrumpir el servicio.
Orientación de las líneas: Las bahías deben estar dispuestas, de tal modo que faciliten el
conexionado teniendo en cuenta la llegada y salida de líneas de la subestación, esto con el
fin de evitar pases innecesarios que puedan llegar a causar un sobredimensionamiento o
sobrecostos en la construcción de la subestación.
79
3.7 SISTEMA DE PUESTA A TIERRA.
El propósito del sistema de puesta a tierra es garantizar la seguridad de las personas y conducir y
disipar las corrientes de falla que se presenten la subestación, ya sea debido a una fuente
electrostática y/o debida a condiciones atmosféricas; además de proporcionar una adecuada
referencia al sistema eléctrico y realizar conexiones de baja resistencia entre la tierra y los
equipos, para esto se diseñará una malla de puesta a tierra con parámetros iniciales del terreno e
información obtenida de la disposición física, como se observa en los subprocesos del diagrama
general de procesos y subprocesos de color morado.
81
3.7.1 DATOS DE ENTRADA.
Para diseñar el sistema de puesta a tierra se necesitan los siguientes parámetros básicos:
p: Resistencia máxima permitida por RETIE: 10 Ω
Io: Corriente de corto circuito.
3.7.2 CONDUCTOR DE LA MALLA DE PUESTA A TIERRA.
Para calcular el calibre del conductor de acuerdo a la IEEE Std 80, se utiliza la siguiente formula,
con esta se determina cual es el conductor mínimo a utilizar en la malla de puesta tierra. [19]
√
Ecuación 79. Calibre del conductor IEEE80.
Dónde:
Kf: factor dependiente del material.
ts: Tiempo máximo de falla.
I: Corriente de falla.
En la Figura 22 se puede obtener constantes para algunos materiales conforme a la IEEE 80.
82
Figura 22. Constantes de referencia. [19]
3.7.3 TENSIÓN DE PASO Y CONTACTO
Para evitar afectar la integridad de una persona en la instalación, se debe garantizar que esta no se
encuentre expuesta al máximo nivel de energía que puede soportar, esto durante el lapso de
tiempo necesario antes de que se despeje la falla, es necesario que las personas no se encuentren
expuestas a niveles de tensión más altos que los niveles de tensión, producto de una falla.
Para este propósito se debe calcular cual es la máxima tensión de paso y contacto que una
persona puede soportar, la IEEE 80 describe que las máximas tensiones que una persona de 50 kg
puede soportar están dadas por la Ecuación 80 y Ecuación 81. [19]
( )
Ecuación 80. Tensión de paso.
( )
Ecuación 81. Tensión de contacto.
83
Dónde:
Cs: factor de disminución de la capa superficial.
Ps: resistividad del terreno.
: tiempo máximo de despeje de falla, de acuerdo al código de conexión de la CREG para
subestaciones de 500kV es de 80ms.
Para calcular la tensión de paso y contacto se debe calcular el factor de disminución de la capa
superficial el cual se calcula con la Ecuación 82. [19]
(
)
Ecuación 82. Factor de disminución de la capa superficial.
Dónde:
p: Resistividad superficial del terreno, para disminuir este factor se buscan materiales con
alta resistividad como piedras o una capa de concreto.
hs: se define como el espesor de la capa superficial.
3.7.4 CONFIGURACIÓN INICIAL DE LA MALLA.
Después de hallar las tensiones de paso y contacto tolerables se procede a determinar una
configuración inicial de la malla, para esto se deben determinar los siguientes valores:
D: espaciamiento entre conductores
L1: largo de la malla en metros
L2: ancho de la malla en metros
h: Profundidad de enterramiento entre conductores
N: número de electrodos tipo varilla
Lv: longitud del electrodo tipo varilla (2.44 metros según RETIE).
Una vez establecidos esos parámetros se procede a obtener la longitud total del conductor y el
área total de la malla, esto con la Ecuación 83 y la Ecuación 85. [19]
[ ]
Ecuación 83. Longitud total del conductor.
Dónde:
Lc: longitud de la malla sin longitud de electrodos, se determina con la Ecuación 84.
84
Lv: longitud del electrodo tipo varilla (2.44 metros según RETIE).
(
) (
)
Ecuación 84. Longitud sin electrodos.
Ecuación 85. Área de la malla.
Con la longitud total de la malla y el área de esta se procede a calcular la resistencia de puesta a
tierra de la malla como se muestra en la Ecuación 86, esta debe ser menor a 10 ohm según RETIE.
[19] [18]
[
(
√ )
(
√ )
]
Ecuación 86. Resistencia de puesta a tierra.
3.7.5 VERIFICACIÓN IEEE 80.
Para verificar la malla anteriormente seleccionada se debe garantizar que la tensión de paso y
contacto se encuentre dentro de los límites establecidos, para eso se determina el máximo
potencial de tierra GPR. [19]
Para calcular el máximo potencial de tierra GPR se usa la Ecuación 87.
Ecuación 87. Máximo potencial de tierra.
Dónde:
Ig: Corriente máxima de falla, se determina con la Ecuación 88.
Rg: resistencia de malla.
Ecuación 88. Corriente máxima de malla.
Con estos parámetros se procede a calcular la tensión de malla en caso de falla con la Ecuación 89.
[19]
[ (
√ )]
Ecuación 89. Tensión de malla.
85
Dónde:
p: profundidad de enterramiento de los conductores en metros.
D: lado de la cuadricula o espaciamiento entre conductores.
L1: Largo de la malla en metros
L2: ancho de la malla en metros
Lc: longitud de la malla sin longitud de electrodos, se determina con la Ecuación 84.
Lv: longitud del electrodo tipo varilla (2.44 metros según RETIE).
d: diámetro de conductor
Ig: Corriente máxima de falla, se determina con la Ecuación 88.
Ki: factor de corrección, se determina con la Ecuación 90.
Ecuación 90. Ki.
Km: Factor geométrico, se halla de la Ecuación 91.
* *
( )
+
[
( )]+
Ecuación 91. Factor geométrico.
Dónde:
o Kii: para mallas sin electrodos de varilla o con pocos electrodos se utiliza la
Ecuación 92.
( )
Ecuación 92. Kii.
o kh: profundidad de referencia de la malla, se calcula con la Ecuación 93.
√
Ecuación 93. Tensión de malla.
o n: factor de geometría, se calcula con la Ecuación 94.
Ecuación 94. Factor de geometría.
86
Dónde:
na:
nb: √
√
nc: para mallas rectangulares o cuadradas el factor es de 1
nd: para mallas rectangulares, cuadradas o en L el factor es de 1
Lp: distancia perimetral de la malla en metros calculada con la Ecuación
95.
( )
Ecuación 95. Distancia perimetral.
Se procede a hallar el valor del voltaje de la malla y se determina si el voltaje de la malla es menor
al voltaje tolerable, en caso de que se cumpla este criterio, el diseño de la malla cumple para
tensiones de contacto. [19]
Posteriormente se calcula la tensión de paso existente en la malla, esto se realiza con la Ecuación
96.
Ecuación 96. Tensión de paso.
Dónde:
p: Resistividad superficial.
Lc: longitud de la malla sin longitud de electrodos, se determina con la Ecuación 84.
Lv: longitud del electrodo tipo varilla (2.44 metros según RETIE).
N: número de electrodos tipo varilla.
Ig: Corriente máxima de falla, se determina con la Ecuación 88.
Ks: factor geométrico para tensión de paso, se determina con la Ecuación 97.
[
( ( ))]
Ecuación 97. Factor geométrico ks.
Se procede a hallar el valor del voltaje de paso de la malla y se determina si el voltaje de la malla
es menor al voltaje de paso tolerable, en caso de que sea cumpla este criterio, el diseño de la
malla es apto para tensiones de paso.
87
3.8 CARGABILIDAD DE CT’S Y PT’S
El estudio de cargabilidad tiene como propósito garantizar la carga necesaria para que los
transformadores de instrumentos arrojen a los equipos de protección y medida un valor con un
error dentro de los rangos normalizados, tanto en condiciones nominales como en condiciones de
cortocircuito. De acuerdo a lo establecido en el diagrama general de procesos y subprocesos de
color café se preseleccionan los transformadores de instrumentos tanto de corriente como de
tensión, con base en parámetros del sistema que se mostraran en los subprocesos más adelante,
para realizar las verificaciones se usa la longitud de los conductores que circulan por los cárcamos
en patio de la subestación desde los equipos hasta los edificios o las casetas de control, valor que
es proporcionado por la disposición física, finalmente si la verificación no cumple se debe
preseleccionar otro transformador de instrumentos.
89
3.8.1 SELECCIÓN DE CT’S Y PT’S
Para la selección de los CT’S se usará como criterio el mayor valor entre el 5% de la corriente de
cortocircuito de la subestación y el valor de corriente nominal que circulará bien sea en barras o
en bahías, de acuerdo a lo anterior se selecciona un CT con un valor de corriente primaria
normalizado por encima. El valor secundario corresponderá a 1A si la subestación tiene un nivel de
tensión igual o mayor a 230kV y 5A para niveles de tensión inferiores.
Los valores de corriente primaria normalizada son 10-12.5-15-20-25-30-10-50-60-75 A y sus
múltiplos. [21]
Para la selección de los PT’S se utiliza el valor primario de tensión asignado y en el secundario se
usa un valor normalizado de 100-110-115-120 V, el transformador que se usa generalmente para
subestaciones de rango II es capacitivo. [22]
3.8.2 CARGABILIDAD EN CT’S
Para realizar la verificación de cargabilidad en CT’S se debe constatar los siguientes ítems:
Se verificará que en condiciones nominales, la carga de los núcleos de medida de los CT’S
con burden mayor a 15 VA se encuentre entre el 25% y el 100%. Para equipos con burden
menor o igual a 15VA la carga debe estar entre 0 y 100% del burden del equipo .[21]
Se verificará que, en cada núcleo de protección de los CT’S la corriente máxima de
cortocircuito esperada se encuentre dentro del rango de precisión establecido por el
fabricante.
Finalmente, se evalúa el desempeño de los CT’S en régimen transitorio, para determinar
las condiciones de saturación de los núcleos de protección. Este desempeño se valora
calculando la tensión de saturación Vr y la relación entre la corriente de cortocircuito pico
ip(b) y la corriente de cortocircuito. [25]
3.8.2.1 CARGABILIDAD EN NÚCLEOS DE MEDIDA
La carga en los núcleos de medida de los transformadores de corriente, corresponde a la suma de
la potencia individual de cada uno de los equipos de medida y control conectados a los núcleos de
medida, también deben considerarse las pérdidas en las conexiones (cables y borneras).
A continuación se describe el proceso para calcular la potencia total que estaría asociada a los
núcleos de medida.
90
Carga debida a instrumentos de medida y control
El consumo en VA de los instrumentos de medida y control se obtiene de los manuales, fichas
técnicas u hojas de datos entregadas por los fabricantes.
Carga debida a conexiones en borneras
Para estimar las pérdidas que se producen en las borneras terminales de los tableros de
control y los gabinetes concentradores de patio, se tomó el valor máximo permitido por la
norma en la prueba de caída de tensión a través de las conexiones, el cual corresponde para
núcleos de 1A a 0,0032VA y 0,0016 VA para núcleos de 5A (Ver Figura 23). [23] [24]
A
=
I= 1 A
mV
3,2 mV
Figura 23. Arreglo para la para la prueba de caída de tensión
Para determinar la potencia total en borneras se deben considerar la cantidad de borneras en
todo el circuito de corriente y sumar su potencia individual.
Pérdida debida a cables de conexión
Con la siguiente expresión se obtiene las pérdidas en VA del conductor:
Ecuación 98. Perdidas en conductores
En donde:
Pc: Potencia consumida por el cable, W.
I2: Corriente que circula por el cable, en este caso corresponde a la corriente secundaria
asignada del transformador de corriente, A.
Rc: Resistencia del cable, /m
l: Longitud del cable [m]
La longitud es igual a dos veces la distancia comprendida entre el CT y los equipos de medida y
control que se encuentran del cuarto de control o caseta. Esta distancia se calcula a partir del
91
recorrido en cárcamos o tuberías que realiza el cobre desde las borneras secundarias del CT hasta
las borneras de los equipos.
3.8.2.2 DESEMPEÑO NÚCLEOS DE PROTECCIÓN
3.8.2.2.1 EVALUACIÓN DE LA PRECISIÓN DEL CT BAJO CONDICIONES DE CORTO CIRCUITO
En condiciones normales el factor límite de precisión: Koalf, es mayor o igual al factor de corriente
simétrica de cortocircuito asignada Kssc (relación entre la corriente primaria de cortocircuito
asignada y la corriente primaria asignada). Entonces se define:
Ecuación 99. Verificación núcleos protección en condiciones de cortocircuito.
Dónde (IEC 60044-6):
Ecuación 100. Constante Koalf.
Dónde (IEC 60044-6):
Pn: Potencia nominal del transformador de corriente.
Pi: Potencia asociada a la resistencia interna del transformador de corriente.
Ecuación 101. Potencia asociada a la resistencia interna del transformador de corriente.
*La resistencia interna se consulta en catálogos de fabricantes, si no se encuentra el valor a 75°C,
generalmente se encuentra a 20°C, en ese caso se multiplica por 1,2161 para encontrar el valor a
75°C
Ptotal: Potencia consumida por todos los elementos conectados al transformador de
corriente
Kalf: Factor límite de precisión. Factor que especifica a cuantas veces la corriente nominal
se empieza a presentar saturación en el CT.
3.8.2.2.2 EVALUACIÓN DEL DESEMPEÑO DE LOS CT’S EN RÉGIMEN TRANSITORIO
3.8.2.2.2.1 CÁLCULO DE LA TENSIÓN DE SATURACIÓN
Se debe evaluar el desempeño del transformador de corriente cuando está sometido a una corriente de falla de varias veces la corriente nominal, con una componente DC que decae exponencialmente y que depende de la constante de tiempo del sistema. [25]
92
Para evaluar el desempeño del CT se debe determinar su punto de saturación en régimen transitorio. El efecto de la saturación es que la forma de onda de la corriente de falla del primario se deforma en el secundario, lo cual no es conveniente, principalmente en instalaciones donde se necesite alimentar relés de protección que requieren precisión durante los primeros ciclos de la corriente de cortocircuito o en instalaciones en donde la constante de tiempo de la línea es alta. Cabe anotar que las nuevas tecnologías utilizadas en los relés incluyen métodos o algoritmos de compensación para la saturación de los CT’S, evitando así una mala operación de la protección. [25]
La evaluación del desempeño del CT depende de las características del sistema de potencia o de las protecciones que se van a instalar en la subestación.
La relación entre la corriente de cortocircuito inicial simétrica Ik y la corriente de cortocircuito pico (dinámica) ip, para redes enmalladas es: [26] (ecuaciones tomadas de IEC 60909-0)
( ) √
Ecuación 102. Corriente de cortocircuito dinámica.
Donde el factor depende de la relación R/X, de acuerdo con la siguiente expresión:
Ecuación 103. Factor K corriente de cortocircuito dinámica.
Si la relación R/X, es menor a 0.3 en todas las ramas, no es necesario usar el factor de 1,15. La
protección más sensible a la saturación del transformador de corriente es la protección diferencial
de barras.
Se considera que el desempeño del CT es satisfactorio si la máxima corriente de falla simétrica
multiplicada por la carga del secundario total, es menor que la relación entre la tensión de
saturación Vr y el factor ip(b) / Ik max, considerando un factor de seguridad o factor de
dimensionamiento transitorio. [25]
3.8.3 CARGABILIDAD EN PT’S
Teniendo en cuenta que por costos los transformadores de tensión para subestaciones de rango II
son del tipo capacitivos, se tiene como consideración que para equipos con burden superiores 7.5
VA la cargabilidad debe estar entre el 25% y el 100% del burden; cuando la carga es inferior al 25%
del burden se deben instalar resistencias en paralelo. En equipos con burden menores o iguales a
7.5 VA el nivel de carga debe estar entre 0% y el 100% para los núcleos de medida. [22]
Solo se harán verificaciones por cargabilidad y por regulación de tensión para los PT’S.
93
3.8.3.1 CARGABILIDAD EN NÚCLEOS DE MEDIDA Y PROTECCIÓN
La carga a considerarse en los núcleos de medida de los transformadores de tensión, corresponde
a la misma que los transformadores de corriente expuestos anteriormente y es la suma de la
potencia individual de cada uno de los equipos de medida, control y protección conectados a los
núcleos de medida, también deben considerarse las pérdidas en las conexiones (cables y
borneras).
A continuación se describe el proceso para calcular la potencia total que estaría asociada a los
núcleos de medida.
Carga debida a instrumentos de medida, control y protección
El consumo en VA de los instrumentos de medida y control se obtiene de los manuales, fichas
técnicas u hojas de datos entregadas por los fabricantes.
Carga debida a conexiones en borneras
De acuerdo con el arreglo para la prueba de caída de tensión (Figura 23), para cada conexión
se consideró un consumo máximo de 0,0032 VA de acuerdo a las sugerencias de la norma IEC
60097-7. Para determinar la potencia total en borneras se deben considerar la cantidad de
borneras en todo el circuito de corriente y sumar su potencia individual. [23] [24]
Pérdida debida a cables de conexión
Con la siguiente expresión se obtiene las pérdidas en VA del conductor:
Ecuación 104. Perdidas en conductores
En donde:
Pc: Potencia consumida por el cable, W.
Ic : Corriente que circula por el cable. A.
Rc: Resistencia del cable, /m
l: Longitud del cable [m]
La longitud es igual a dos veces la distancia comprendida entre el PT y los equipos de medida y
control que se encuentran del cuarto de control o caseta. Esta distancia se calcula a partir del
recorrido en cárcamos o tuberías que realiza el cobre desde las borneras secundarias del PT hasta
las borneras de los equipos.
94
La corriente que circula por el cable se determina con la siguiente ecuación:
Ecuación 105. Corriente por el conductor a voltaje nominal.
Dónde:
Pt :Carga total conectada al transformador en W
Vs: Tensión nominal del secundario del transformador en V
3.8.3.2 CÁLCULO DE LA CAÍDA DE TENSIÓN EN LOS CABLES DE LOS CIRCUITOS SECUNDARIOS
Para cada uno de los núcleos del transformador de tensión se calcula el error porcentual (en fase), a factor de potencia 0,9, introducido en la medición de energía por la caída de tensión en los cables de los circuitos secundarios. [22]
Error en ángulo < 0,1%
El voltaje en el conductor se calcula con la siguiente expresión:
Ecuación 106. Voltaje de un conductor.
En donde:
If : Corriente que circula por el cable, en este caso corresponde a la corriente generada por
los equipos de medida a un voltaje secundario asignado. A.
Rc: Resistencia del cable, /m
l: Longitud del cable [m]
La regulación se calcula con la siguiente ecuación:
Ecuación 107. Regulación de tensión.
95
4 CASO DE ESTUDIO
4.1 SUBESTACIÓN COLECTORA 500kV
Como caso de estudio se tomará la subestación colectora 500kV, la cual por su nivel de tensión es
una subestación de rango II, dicha subestación se contempla construir en el plan de expansión de
la UPME, la cual abrió una convocatoria pública el 06-2017, en dicha convocatoria la UPME
especifica la información técnica para su diseño, la cual se muestra en el numeral 4.1.1.1 y se
utilizará como base para poder realizar los diseños de ingeniería primaria.
4.1.1 RECOLECCIÓN DE PARÁMETROS ELÉCTRICOS BÁSICOS Y CARTERISTAS AMBIENTALES COLECTORA 500KV
Como se estableció en el numeral 3.1, la recolección de información es la primera etapa para
comenzar el diseño (fase de pre-diseño), esta información se clasifica en parámetros ambientales
y parámetros eléctricos pero adicionalmente la UPME proporciona información detallada para el
diseño la cual se considerará como información complementaria de entrada.
4.1.1.1 INFORMACIÓN ELÉCTRICA DEL SISTEMA
Tabla 9. Información eléctrica del sistema.
2 la corriente de corto circuito se suministró por la UPME, la cual es de 40kA.
3 Este tiempo de despeje se obtiene del estudio de estabilidad para este caso 10s.
TENSIÓN NOMINAL (DE DISEÑO) 500 kV
FRECUENCIA ASIGNADA 60 Hz
NÚMERO DE CIRCUITOS INICIALES 2
PUESTA A TIERRA SOLIDA
NÚMERO DE FASES 3
NÚMERO DE CIRCUITOS FUTUROS 6
NÚMERO DE CIRCUITOS TOTALES 8
CORRIENTE DE CORTOCIRCUITO2 40 kA
EQUIPOS DE TRANSFORMACIÓN 450MVA 500/230V
TIEMPO DE DESPEJE MÁXIMO DE
FALLA3 10s
96
4.1.1.2 DATOS AMBIENTALES
En la siguiente tabla se muestran los parámetros ambientales utilizados para el caso de estudio de
acuerdo a la ubicación de la subestación COLECTORA 500kV.
PARÁMETRO MAGNITUD
Ubicación Uribía, Guajira
Altura sobre el nivel del mar, msnm 40
Temperatura:
Mínima, °C 27,9
Máxima, °C 30,6
Ambiente °C 29,25
Humedad relativa:
Promedio mensual, %: 84
Nivel ceráuneo, días/tormenta /año (Mapa UN) 80
Ambiente Tropical seco
Nivel de contaminación ambiental Nivel III (Alto)
Características sísmicas:
Zona de amenaza sísmica (Norma NSR -10) Media
Otros datos:
Radiación solar (Wh/m2) 5000
Velocidad del viento (m/s) 9,7
Tabla 10. Parámetros informaciones ambientales y geográficas de la zona.
El área disponible para la construcción de la subestación COLECTORA 500kV está limitada por un
círculo con radio de 5km como se observa en la Figura 24, esta área es especificada por la UPME
como área utilizable para el proyecto.
Las coordenadas de la ubicación del centro de la circunferencia son las siguientes:
11°55’07.81”N
72°00’46.27”O
Origen: Magna Sirgas Bogotá
97
Figura 24. Ubicación del terreno disponible para la construcción de la subestación COLECTORA 500kV.
4.1.1.3 INFORMACIÓN ADICIONAL PROPORCIONADA POR LA UPME
El proyecto general consta de la expansión de la subestación CUESTECITAS 500kV y LA LOMA 500
kV (Figura 25), a través de la incorporación de varios circuitos que las interconectan, además de la
creación de la nueva subestación COLECTORA 500kV (ver Figura 26), la cual es el objeto de diseño
de este documento, adicionalmente la UPME brinda como datos de entrada los expuestos en la
Tabla 11.
98
Tabla 11. Información adicional.
Figura 25. Diagrama unifilar general del proyecto.
SERVICIOS AUXILIARES AC 120/208V, TRES FASES, CUATRO HILOS
SERVICIOS AUXILIARES DC 125V
AISLAMIENTO SUBESTACIÓN CONVENCIONAL, GIS O HIBRIDO
CONFIGURACIÓN INTERRUPTOR Y MEDIO
99
4.1.1.4 DIAGRAMA UNIFILAR DE LA SUBESTACIÓN COLECTORA 500KV
Figura 26. Diagrama unifilar de la subestación.
Además de la información descrita anteriormente la UPME da información complementaria sobre
la potencia que manejara la subestación como se ve en la Tabla 12.
100
Agente Proyecto de
generación
Capacidad
transportada en
MW
ENEL GREEN POWER
COLOMBIA S.A.S
Kuisa 200
Urraichi 100
EPM E.S.P EO200 Ipapure 201
JEMEIWAA KA’I S.A.S
Irraipa 99
Carrizal 195
Casa Eléctrica 180
Apotolorru 75
TOTAL 1050
Tabla 12. Especificaciones de potencia.
4.2 SELECCIÓN DE DESCARGADORES DE SOBRETENSIONES COLECTORA 500kV
4.2.1 DATOS BÁSICOS
Para la subestación COLECTORA 500kV, los parámetros mencionados en el numeral 3.1
corresponden a los siguientes valores:
Tensión nominal del sistema: 500 kV
Tensión máxima del sistema (Us): Para un sistema de 500 kV, la tensión máxima puede ser
de 525kV o 550kV según la norma IEC 60038 (2002), pero a petición de la UPME, se
especifica que la tensión máxima debe ser un 10% de la tensión nominal del sistema, por
ende se elegirá como tensión máxima un valor de 550kV.
Nivel de aislamiento al impulso tipo rayo y tipo maniobra: según la norma IEC 60071-1,
para el nivel de tensión de 500kV, los niveles de aislamiento son los siguientes:
NIVEL DE
TENSIÓN
Us (KV)
I.T.M
AISLAMIENTO
LONGITUDINAL
(KV)
I.T.M
FASE-
TIERRA
(KV)
I.T.M FASE-FASE
(RELACIÓN CON
EL VALOR PICO
FASE-TIERRA)
TENSIÓN DE
SOPORTABILIDAD
IMPULSO TIPO RAYO
(KV)
550 950 1050 1,60 1425
Tabla 13. Nivel de aislamiento al impulso tipo rayo y tipo maniobra para un sistema con una tensión máxima de 550kV.
101
Sistema de aterrizamiento: el sistema es sólidamente aterrizado, de acuerdo a lo
especificado en la Tabla 9, por ende se elegirá un factor de puesta a tierra (k) = 1,4; Factor
que está definido al tipo de sistema, sólidamente aterrizado o aislado (recomendación de
la publicación IEC 60099-5, anexo A)
Corriente nominal de descarga: para efectos de diseño y valores consignados en el
catálogo que se usará de referencia, se tomará un valor de 20kA (ver Figura 27).
Máxima corriente de cortocircuito: como se especificó en la Tabla 9, el nivel de corto
circuito para la subestación Colectora 500kV será de 40kA.
Máxima duración de sobretensión temporal: este valor será de 10s de acuerdo con las
recomendaciones de la norma IEC 60099-4.
4.2.2 TENSIÓN DE OPERACIÓN Y TENSIÓN ASIGNADA COLECTORA 500kV
Se calcula la tensión de operación con la Ecuación 1 y se calcula la tensión asignada mínima 1 con
la Ecuación 2 y la tensión asignada mínima 2 con la Ecuación 3.
Tensión de operación:
√
Ecuación 108. Tensión de operación del DST COLECTORA 500kV.
Tensión asignada:
Ecuación 109. Tensión asignada del DST Ur1min.
(
√ )
Ecuación 110. Tensión asignada del DST Ur2 min COLECTORA 500kV.
El se determina de la Figura 1 y corresponde a 1,075.
Como este valor se redondea al siguiente múltiplo de 3 más próximo por encima.
Por lo tanto
Tomando como base el catálogo de la Figura 27 se toma un Ur normalizado de 420 kV y un Uc normalizado de 336 kV, para ello se tienen los siguientes parámetros:
102
Nivel de protección al impulso tipo rayo: U20 kA, 8/20 s = 1109 kV
Nivel de protección al impulso tipo maniobra U1 kA, 30/60 s = 837 kV
Nivel de protección al impulso tipo maniobra U0,5 kA, 30/60 s = 817 kV
4.2.3 TENSIÓN DE OPERACIÓN Y TENSIÓN ASIGNADA COLECTORA 500kV
A continuación se muestra la tabla de características del descargador seleccionado, de acuerdo a lo estipulado en el numeral 3.2.3:
103
Figura 27. Datos del fabricante para un DST de 500kV.
4.2.4 VERIFICACIÓN DE CONDICIONES MÍNIMAS OPERATIVAS DEL DST PRESELECCIONADO COLECTORA 500kV
4.2.4.1 VERIFICACIÓN DE LOS VALORES DE PROTECCIÓN COLECTORA 500kV
Al momento de seleccionar el DST se deben verificar los valores de protección, una forma de
hacerlo es la mencionada en el numeral 3.2.4.1, para el caso del DST preseleccionado en la
subestación COLECTORA 500 KV, la tensión residual corresponde a U20 kA, 8/20 s,.
104
Ecuación 111. Verificación de los valores de protección COLECTORA 500kV.
El cociente da como resultado 1,285, por ende los valores de protección son los adecuados.
4.2.4.2 CÁLCULO DE ENERGÍA COLECTORA 500kV
4.2.4.2.1 ENERGÍA DISIPADA POR EL DESCARGADOR EN CIERRES Y RECIERRES COLECTORA 500kV
La energía a disipar por el DST se calcula con lo descrito en el numeral 3.2.4.2.1, como se muestra
a continuación:
( )
Ecuación 112. Energía disipada por cierres y recierres COLECTORA 500kV.
Dónde:
Ups = 817 kV
Ue =Calculado con la Ecuación 6 .
Ecuación 113. Amplitud de la sobretensión COLECTORA 500kV.
Z = 400 Ohms;
Tw =
4.2.4.2.2 ENERGÍA DISIPADA POR EL DESCARGADOR EN DESCARGAS ATMOSFÉRICAS COLECTORA 500kV
La energía a disipar por el descargador de sobretensiones para descargas atmosféricas está dada
por la Ecuación 8 y se calcula como se explica en el numeral 3.2.4.2.2:
Ecuación 114. Energía disipada por descargas atmosféricas COLECTORA 500kV.
Dónde:
Upl = 1109 kV para DST seleccionado.
Uf = 1050 kV.
105
N = para efectos de diseño será igual a 1
Z = 400 Ohms.
Tl = 0,0003s.
4.2.4.2.3 VERIFICACIÓN DE ENERGÍA DISIPADA POR EL DST COLECTORA 500kV
Se comprueba que la energía disipada por cierres y recierres, calculada en los numerales 4.2.4.2.1
y 4.2.4.2.2, sea menor a la máxima energía soportada como se explica en el numeral 3.2.4.2.3.
La energía máxima que puede disipar el DST está definida por la Ecuación 9:
Ecuación 115. Capacidad de disipación de energía del DST COLECTORA 500kV.
Con este valor se procede a hacer la verificación detallada en el numeral 3.2.4.2.3:
Ecuación 116. Verificación de disipación de energía COLECTORA 500kV.
4.2.4.3 SELECCIÓN DE CLASE DE DESCARGA DE LÍNEA COLECTORA 500kV
La clase de descarga se determina a partir de la Figura 28, basados en la norma IEC 60099-4.
La Ecuación 11 determina la coordenada en Y de la Figura 28, y da como resultado:
Ecuación 117. Relación de capacidad de descarga del DST COLECTORA 500 kV.
Dónde:
W = Energía de cierre y recierre calculada en el numeral 4.2.4.2.1
Ur = Tensión de asignada del sistema calculada en el numeral 4.2.2
La Ecuación 12 corresponde a la coordenada en X de la Figura 28, da como resultado a:
Ecuación 118. Energía absorbida por el DST COLECTORA 500kV.
Se establece que la clase de descarga de línea es 3 y de acuerdo a la Figura 27 se comprueba que
está dentro de los rangos de clase de descarga que puede soportar el DST preseleccionado.
106
Figura 28. Gráfica W’ vs Ua/Ur tomada de la norma IEC 60099-4.
4.2.5 ESPECIFICACIONES GENERALES COLECTORA 500kV
Se sugiere que se instalen descargadores de sobretensiones con unas características como las que
se establecieron en la Figura 27, En la siguiente tabla se muestra de manera resumida los
parámetros básicos que debe tener cada descargador de sobretensiones.
Descripción Unidad 500 kV
Material ZnO
Contador de descargas Si
Ur Kv 420
Uc kV 336
Corriente nominal de descarga kA 20
Clase de línea de descarga 3
Anillo equipotencial Si
Tabla 14. Características generales de los DST de la subestación COLECTORA 500kV.
107
Los descargadores seleccionados tienen unos voltajes residuales con un valor apropiado para los otros equipos a utilizar. El uso de otros descargadores, con voltajes residuales mayores, no se recomienda.
La energía de disipación que deben tener los descargadores según el numeral 4.2.4.2 es cobijada por los descargadores seleccionados.
La utilización de los descargadores recomendados en este documento implica un buen funcionamiento del aislamiento diseñado seleccionado para la subestación.
4.3 COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO COLECTORA 500kV
Como se explica en el numeral 3.3 se debe definir los niveles de aislamiento de la subestación.
4.3.1 NIVELES DE AISLAMIENTO Y PARÁMETROS DEL SISTEMA COLECTORA 500kV
En la Tabla 15 se presenta el resumen de los parámetros del sistema en la subestación COLECTORA
500kV.
Característica Valor
Tensión nominal del sistema, Un (kV) 500
Tensión asignada al equipo, Us (kV) 550
Frecuencia nominal (Hz) 60
Tensión asignada al impulso tipo rayo, BIL (kV) 1109
Tensión asignada al impulso tipo maniobra, BSL (kV) 817
Nivel de contaminación ambiental (IEC 60815) Alto
Distancia de fuga mínima nominal (mm/kV) 25
Sistema de puesta a tierra Sólido
Altura sobre el nivel del mar, m 40
Tabla 15. Resumen parámetros del sistema para coordinación.
4.3.2 CARACTERÍSTICAS DE LOS DESCARGADORES DE SOBRETENSIONES COLECTORA 500kV
Para el estudio se tomarán como base las características de protección de los descargadores de
sobretensiones incluidos en el suministro de equipos de patio, en la Tabla 16 se presentan las
características de los mismos.
108
Referencia
Características 500 kV
Tensión nominal, Ur (kV) 500
Tensión de operación permanente, Uc (kV) 550
Valor máximo de tensión residual para corrientes
de descarga tipo impulso (0,5 kA, 30/60 μs),
Ups (kVp)
817
Valor máximo de tensión residual para corrientes
de descarga tipo impulso (20 kA, 8/20 μs),
Upl (kVp)
1109
Valor máximo de tensión residual para corrientes
de descarga tipo impulso (1 kA, 30/60 μs), Ups
(kVp)
837
Tabla 16. Resumen características descargador de sobretensiones.
4.3.3 DETERMINACIÓN DE LAS TENSIONES REPRESENTATIVAS (URP) COLECTORA 500kV
Como se especificó en el numeral 3.3.2 se procede a calcular las tensiones representativas, estas
se calculan en base a los parámetros de tensión mostrados en la Tabla 17.
Nivel de tensión 500 Kv
Máxima tensión de operación, Us (kV) 550
Tensión continua de operación, Us/√3,
(kVr.m.s) 318
Tensión continua de operación, Usx√2/√3,
(kVp) 449
Tabla 17. Niveles de tensión manejados.
4.3.3.1 SOBRETENSIONES TEMPORALES REPRESENTATIVAS (URP) COLECTORA 500kV
4.3.3.1.1 SOBRETENSIONES DEBIDO A FALLAS FASE-TIERRA COLECTORA 500kV
La sobretensión debida a falle fase-tierra se calcula como se explica en el numeral 3.3.2.1.1.
√ ( )
Ecuación 119. Cálculo sobretensión temporal Urp (Falla fase a tierra).
109
4.3.3.1.2 SOBRETENSIONES DEBIDO A RECHAZO DE CARGA (FASE-FASE) COLECTORA 500kV
Su forma de calcular se explica en el numeral 3.3.2.1.2.
( )
Ecuación 120. Cálculo sobretensión temporal Urp (rechazo de carga).
4.3.3.2 SOBRETENSIONES DE FRENTE LENTO COLECTORA 500kV
4.3.3.2.1 SOBRETENSIONES EN EQUIPOS ENTRADA COLECTORA 500kV
Como se explica en el numeral 3.3.2.2.1, en este tipo de sobretensiones se debe tener en cuenta 2
casos tensiones: fase-fase y fase-tierra.
4.3.3.2.1.1 SOBRETENSIÓN FASE-TIERRA EN EQUIPOS DE ENTRADA COLECTORA 500kV
La sobretensión de fase-tierra en equipos de entrada se calcula de la forma explicada en el
numeral 3.3.2.2.1.1.
De acuerdo a la Figura 5 , el valor de Ue2 corresponde a 3 que es el valor recomendado en la
norma, de esta manera el valor de la sobretensión de maniobra fase-tierra es:
( )
Ecuación 121. Valor de sobretensión de maniobra Fase-Tierra equipos de entrada.
4.3.3.2.1.2 SOBRETENSIÓN FASE-FASE EN EQUIPOS DE ENTRADA COLECTORA 500kV
La sobretensión de fase-fase en equipos de entrada se calcula de acuerdo a lo estipulado en el
numeral 3.3.2.2.1.2.
De acuerdo a la Figura 6 el valor de Up2 corresponde a 4.5, de esta manera el valor de la
sobretensión para equipos de entrada es de:
( )
Ecuación 122. Valor de sobretensión de maniobra Fase-Fase equipos de entrada.
110
4.3.3.2.2 SOBRETENSIONES EN OTROS EQUIPOS COLECTORA 500kV
4.3.3.2.2.1 SOBRETENSIÓN FASE-TIERRA EN OTROS EQUIPOS COLECTORA 500kV
La sobretensión fase-tierra en otros equipos se calcula con la Ecuación 15.
Conforme a la Figura 5, el valor de Ue2 corresponde a 1,9, de esta manera el valor de la
sobretensión de maniobra fase-tierra es:
( )
Ecuación 123. Valor de sobretensión de maniobra Fase-Tierra otros equipos.
4.3.3.2.2.2 SOBRETENSIÓN FASE-FASE EN OTROS EQUIPOS
La sobretensión fase-fase en otros equipos se calcula con la Ecuación 16.
De acuerdo a la Figura 6 el valor de Up2 corresponde a 2,9, de esta manera el valor de la
sobretensión para equipos de entrada es de:
( )
Ecuación 124. Valor de sobretensión de maniobra Fase-Fase otros equipos.
4.3.3.3 SOBRETENSIONES REPRESENTATIVAS DE FRENTE RÁPIDO
4.3.4 TENSIONES DE COORDINACIÓN (UCW) COLECTORA 500kV
4.3.4.1 SOBRETENSIONES DE COORDINACIÓN TEMPORALES COLECTORA 500kV
Se procede a calcular la tensión de coordinación como se explica en el numeral 3.3.3.1, como se
calculó y de acuerdo a la Ecuación 17 las tensiones de coordinación temporales fase-tierra y fase-
fase temporales son:
Tensión temporal de coordinación fase-tierra: 476kV
Tensión temporal de coordinación fase-fase: 770kV
4.3.4.2 SOBRETENSIONES DE COORDINACIÓN DE FRENTE LENTO COLECTORA 500kV
Se obtiene el valor de kcd para sobretensiones fase-fase y fase-tierra como se explica en el
numeral 3.3.3.2.
111
De acuerdo a las relaciones mostradas y a la Figura 7, se resumen los Kcd para cada caso en la
Tabla 18.
Relación KCD
Equipo de entrada 500 Kv
Fase – Tierra Ups/Ue2 0,61 1,1
Fase – Fase 2Ups/Up2 0,81 1,02
Para todos los equipos
Fase – Tierra Ups/Ue2 0,96 1,05
Fase – Fase 2Ups/Up2 1,25 1,00
Tabla 18. Factor de coordinación.
Posteriormente se procede a calcular las tensiones de coordinación, las cuales están dadas por las
Ecuación 18, Ecuación 19, Ecuación 20 y Ecuación 21.
Dónde:
Kcd : es determinado en la Tabla 18.
Ups: Nivel de protección contra impulso tipo maniobra (0.5KA, 30/60µs), especificado en
la Tabla 16.
Upt: Calculado con la Ecuación 16.
Nota: En la Ecuación 20 se utilizó el valor de Ups en lugar de Uet, ya que el valor de Uet es mayor
al de protección contra impulsos de tipo maniobra para el DST seleccionado y nunca se llegara a
este valor debido a la actuación del DST.
En la Tabla 19 se muestra el resumen de las tensiones de coordinación calculadas con las Ecuación
18, Ecuación 19, Ecuación 20 y Ecuación 21, para cada caso.
112
Tensión de coordinación Unidad, kV
Equipos de entrada
Fase-Tierra 889
Fase-Fase 1671
Otros equipos
Fase-Tierra 854
Fase-Fase 1435
Tabla 19. Tensiones de coordinación de frente lento.
4.3.4.3 SOBRETENSIONES DE COORDINACIÓN DE FRENTE RÁPIDO COLECTORA 500kV
En la Tabla 20 se encuentran los parámetros que deben tenerse en cuenta para calcular las
sobretensiones de coordinación de frente rápido
DESCRIPCIÓN 500 kV
Nivel de protección al rayo del
pararrayos, Upl (kV)
1109
Factor de tipo de línea, según
Tabla F.2(A), IEC 60071-2
11000
Cantidad de líneas conectadas a
la subestación (n)
4
Distancia de pararrayos a
último equipo (L)
Externo, m: 60
Interno, m: 30
Vano típico de línea, Lsp (m) 300
Tasa de fallas aceptable de
líneas por año (Ra)
0,0025
Índice de falla de la línea Rkm, 0,01
113
(1/kmaño)
La (Ra/Rkm), (m) 250
Tabla 20. Parámetros de entrada sobretensiones de frente rápido.
Se procede a calcular el aislamiento interno y externo como se explica en el numeral 3.3.3.3
La Tabla 21 muestra el valor del aislamiento interno y externo de acuerdo a los parámetros
establecidos:
Descripción 500 kV
Aislamiento interno Ucw (kV) 1259 kV
Aislamiento externo Ucw (kV) 1409 kV
Tabla 21. Aislamiento interno y externo.
4.3.5 TENSIONES DE SOPORTABILIDAD REQUERIDAS (URW) COLECTORA 500kV
4.3.5.1 FACTOR DE SEGURIDAD (KS) COLECTORA 500kV
Según el numeral 3.3.4, se selecciona unos factores de seguridad Ks según el tipo de aislamiento.
4.3.5.2 FACTOR DE CORRECCIÓN POR ALTURA (KA) COLECTORA 500kV
Se proceden a realizar las correcciones por altura como se detalla en el numeral 3.3.4.2, para este
caso en particular debido a que la altura es menor a 1000 m.s.n.m el factor de corrección por
altura será correspondiente a la altura de 1000 m.s.n.m dado que los equipos tienen aislamiento
normalizado hasta este punto (IEC 60694 2002)
En la Tabla 22 se resume los factores de corrección por altura para cada uno de los impulsos
Descripción Ka
Soportabilidad a frecuencia industrial Fase – Fase - Tierra 1
Soportabilidad al impulso tipo maniobra Fase – Fase - Tierra 1
Fase – Fase 1
Soportabilidad al impulso atmosférico Fase – Fase - Tierra 1
Tabla 22. Factor Ka.
114
Aplicando los factores de seguridad y altura se obtienen los siguientes resultados:
500 KV
Aislamiento Tipo de
equipo
Ucw (KV) Urw(KV)
Externo Interno Externo Interno
Sobretensiones
temporales
Fase -
Tierra
- 476 476 501 548
Fase - Fase - 770 770 810 886
Sobretensiones
de frente lento
Fase -
Tierra
Entrada 889 889 947 -
Otro 854 854 900 982
Fase – Fase Entrada 1671 1671 1762 -
Otro 1435 1435 1512 1650
Sobretensiones
de frente
rápido
Fase –
Tierra
- 1409 1259 1487 1448
Fase - Fase - 1409 1259 1487 1448
Tabla 23. Tensiones de soportabilidad requeridas (Urw).
4.3.6 TENSIONES DE SOPORTABILIDAD NORMALIZADAS COLECTORA 500kV
Se debe tener en cuenta las tensiones de soportabilidad del numeral 3.3.5.
4.3.6.1 TENSIONES DE SOPORTABILIDAD NORMALIZADAS PARA TENSIONES TEMPORALES COLECTORA 500kV
De acuerdo a lo descrito en el numeral 3.3.5.1 y a la Tabla 2 se selecciona el factor para obtener la
tensión soportada, se asumirá que el factor de corrección será de 1.7 ya que este es el peor de los
casos.
SIW 500 KV
Sobretensión frecuencia industrial Sobretensión frecuencia industrial corregida
Fase-Tierra 501 852
Fase-Fase 810 1377
Tabla 24. Corrección sobretensiones exteriores de frecuencia industrial.
115
Debido a que SIW es menor a Vrw para sobretensiones de frente lento exteriores (ver Tabla 23), se
puede asegurar que las sobretensiones temporales exteriores están totalmente cubiertas por el
nivel de aislamiento a seleccionar.
Puesto que los interruptores serán aislados en SF6 por sus propiedades, solo se considerara
aislamiento interno en gas, por ende el factor de corrección a utilizar será de 1.6, los resultados se
muestran en la Tabla 25.
SIW 500 KV
Sobretensión frecuencia industrial Sobretensión frecuencia industrial corregida
Fase-Tierra 548 877
Fase-Fase 886 1418
Tabla 25. Corrección de aislamiento en gas.
Debido a que SIW es menor a Vrw para sobretensiones de frente interiores lento (ver Tabla 23), se
puede asegurar que las sobretensiones temporales interiores están totalmente cubiertas por el
nivel de aislamiento a seleccionar.
4.3.6.2 TENSIONES DE SOPORTABILIDAD NORMALIZADAS PARA SOBRETENSIONES DE FRENTE LENTO COLECTORA 500kV
Como se explicó en el numeral 3.3.5.2 se comparan los resultados obtenidos en la Tabla 23
(947kV), con los valores normalizados de la Tabla 3, de acuerdo al color y se selecciona un valor
por encima, que en este caso corresponde a un valor normalizado de 950 kV, aunque se selecciona
un valor de 1175 para efectos de cálculos, cobijando asi todas las sobretensiones presentes en la
subestación.
4.3.6.3 TENSIONES DE SOPORTABILIDAD NORMALIZADAS PARA SOBRETENSIONES DE FRENTE RÁPIDO COLECTORA 500kV
Como se explicó en el numeral 3.3.5.3 se comparan los resultados obtenidos en la Tabla 23
(1487kV), con los valores normalizados de la Tabla 3, conforme al color y se selecciona un valor
por encima, que en este caso corresponde a un valor normalizado de 1550 kV.
116
4.3.6.4 VALORES DE SOPORTABILIDAD
Los valores de soportabilidad requerida para la subestación COLECTORA 500KV son los siguientes:
Externo Interno
No convertido
Urw(S) (kV)
Convertido
Urw(C) (kV) No convertido
Urw(S) (kV)
Convertido
Urw(C) (kV) Entrada Otros Entrada Otros
Impulso
atmosférico
Fase-
tierra 1487 1487 1487 1487 1448 1448
Impulso de
maniobra
Fase-
tierra 947 900 947 900 - -
Frecuencia
industrial
Fase-
tierra 501 501 852 852 548 877
Impulso
atmosférico
Fase-
fase 1487 1487 1487 1487 1448 1448
Impulso de
maniobra
Fase-
fase 1762 1512 1762 1512 - -
Frecuencia
industrial
Fase-
fase 810 810 1377 1377 886 1418
Tabla 26. Valores de soportabilidad requeridos normalizados para la subestación COLECTORA 500kV.
4.3.7 OBSERVACIONES
Según los resultados arrojados en el estudio de coordinación de aislamiento y de acuerdo a los
datos del sistema, los criterios con los que deben seleccionarse los equipos de patio deberán
cumplir como mínimo con los datos mostrados en la Tabla 27.
DESCRIPCIÓN UNIDAD SE
500 kV
Tensión de operación, Un kV 500
Tensión asignada, Us kV 550
Frecuencia asignada, fr Hz 60
Nivel de aislamiento al impulso tipo rayo, Up
kV pico 1550
Nivel básico de aislamiento soportado a al impulso tipo maniobra, Us
kV pico 1175
Nivel de aislamiento soportado a la frecuencia industrial, Ud
kV pico -
Tabla 27. Especificaciones mínimas equipos de patio para el aislamiento subestación COLECTORA 500KV.
117
Como se comprobó en la sección 4.3.6.1, los valores mínimos de soportabilidad para
sobretensiones tipo frecuencia industrial son cobijados por los valores mínimos de soportabilidad
para sobretensiones tipo maniobra, con lo cual cumpliendo con los valores ante sobretensiones
tipo maniobra se cumple las especificaciones mínimas para la soportabilidad ante sobretensiones
de frecuencia industrial. Los equipos seleccionados deben cumplir como mínimo con los valores de
soportabilidad de tensión establecidos en la norma IEC 60071-1 a impulso tipo maniobra y para
impulso tipo rayo. Como se muestra en la Tabla 26 los valores calculados para las características
mínimas no sobrepasan los valores Tabla 27, los cuales son establecidos por la norma, por esto se
reitera la validez de los cálculos presentados y la utilización de los valores normalizados.
4.4 DISTANCIAS MÍNIMAS Y DE SEGURIDAD COLECTORA 500kV
4.4.1 CONDICIONES AMBIENTALES
Las condiciones a ser tenidas en cuenta para los cálculos y verificaciones correspondientes se
encuentran establecidas en la Tabla 10.
4.4.2 PROCEDIMIENTO PARA DETERMINAR LAS DISTANCIAS MÍNIMAS Y DE SEGURIDAD COLECTORA 500kV
De acuerdo a los niveles de tensión calculados en el numeral 4.3, se procede a escoger valores
normalizados de tensión, para con base en ellos determinar distancias mínimas que deben ser
tenidas en cuenta en la subestación COLECTORA 500kV.
Se debe considerar lo establecido en el numeral 3.4.1.
4.4.3 DISTANCIAS MÍNIMAS COLECTORA 500kV
Con lo establecido por la norma IEC 60071-2, tabla A.2, y según lo determinado en la Tabla 26, las
distancias mínimas corresponden a las mostradas en la Tabla 28.
SUBESTACIÓN TENSIÓN NOMINAL
(kV)
BSL
(kV)
NIVEL DE TENSIÓN
Distancia (=) mm
FASE – FASE
Distancia (=) mm
FASE-TIERRA
Subestación
COLECTORA 500kV 1175 4100 3100
Tabla 28. Distancias mínimas.
118
4.4.4 DISTANCIA DE SEGURIDAD COLECTORA 500kV
Para las distancias de seguridad se debe tener en cuenta los parámetros de valor básico y zona de
seguridad, esto se encuentra detallado en el numeral 3.4.3.
4.4.4.1 CÁLCULO DEL VALOR BÁSICO COLECTORA 500kV
El valor básico se calcula con la Ecuación 27.
( )
Ecuación 125. Cálculo del valor básico.
Dónde:
Dminf-t: Distancia mínima fase tierra obtenida en la Tabla 28.
4.4.4.2 DETERMINACIÓN DE LA ZONA DE SEGURIDAD COLECTORA 500kV
Para determinar la distancia de seguridad se utiliza la Ecuación 126, con los datos obtenidos de la
Ecuación 125 y teniendo en cuenta lo indicado en el numeral 3.4.3.2.
Ecuación 126. Cálculo distancia de seguridad.
Para efectos de diseño la distancia de seguridad corresponderá a 6000mm, es de aclarar que esta
distancia también corresponde a la del primer nivel de conexión, del cual se hablara en el numeral
4.4.10.
4.4.5 TRABAJOS SOBRE EQUIPOS O SOBRE CONDUCTORES COLECTORA 500kV
Las distancias de trabajos sobre equipos o conductores se determinan como se muestra en el
numeral 3.4.4.
4.4.6 CIRCULACIÓN DE VEHÍCULOS
La distancia de circulación de vehículos se determina como se muestra en el numeral 3.4.5.
119
4.4.7 DISTANCIAS MÍNIMAS ENTRE FASES
4.4.7.1 DISTANCIA MÍNIMA ENTRE FASES EN CONDICIONES NORMALES
Usando la Ecuación 29 se calcula la distancia mínima entre fases en condiciones normales para la
subestación COLECTORA 500kV como se explica en el numeral 3.4.6.1.
Ecuación 127. Cálculo de la distancia mínima fase-fase en condiciones normales COLECTORA 500kV.
4.4.7.2 DISTANCIA MÍNIMA ENTRE FASES EN CONDICIONES DE CORTOCIRCUITO
Se procede a calcular la distancia mínima entre fases en condiciones de corto como se explica en
el numeral 3.4.6.2, se calcula el 50% de la distancia mínima entre fase-fase, como se muestra a
continuación:
Ecuación 128. Distancia mínima entre fases en condiciones de cortocircuito.
En condiciones de cortocircuito, se calcula con amin la distancia mínima fase-fase para conductores
en condiciones de cortocircuito con la Ecuación 30.
Ecuación 129. Cálculo distancia mínima entre fases en condiciones de cortocircuito.
En la Tabla 29, se muestra un resumen de las distancias mínimas fase-fase en condiciones
normales y en condiciones de corto circuito y distancia que se tomará como diseño, demostrando
que esta cumple con las distancias mínimas requeridas fase-fase anteriormente calculada.
TENSIÓN
NOMINAL
(kV)
DESCRIPCIÓN
LONGITUD
DEL VANO
(mm)
Flecha
Yo
(mm)
DISTANCIA
MÍNIMA
FASE-FASE
(VIENTO)
(mm)
DISTANCIA
MÍNIMA
FASE-FASE
(CORTO)
(mm)
DISTANCIA
FASE-FASE
(DISEÑO)
(mm)
500 Barras
subestación 40000 1200 4721,16 3901,22 5000
Tabla 29. Distancias mínimas fase-fase en condiciones normales y de corto circuito.
120
4.4.7.3 DISTANCIA MÍNIMA ENTRE FASES A NIVEL DE EQUIPOS.
Considerando las distancias mínimas calculadas en la Tabla 29 se indican los valores de distancia
Fase-Fase de diseño para el nivel de equipos, se aclara que la distancia entre fases de los
interruptores y los seccionadores varían de acuerdo con el fabricante y con las dimensiones de los
brazos de los seccionadores, siempre respetando las distancias de seguridad, por ende se tomará
5000 mm de la distancia entre fases.
4.4.8 ANCHO DE BAHÍA
El ancho de bahía, de acuerdo a la Figura 26, está determinado por la Ecuación 31, como se explica
en el numeral 3.4.8.
Figura 29. Detalle seccionador semipantografo o de rodilla.
121
Figura 30. Dimensionamiento ancho de bahía.
( )
Ecuación 130. Cálculo del ancho de bahía COLECTORA 500kV.
Es de aclarar que la Ecuación 31 usada para calcular el ancho de la bahía es producto del diseño
específico para esta subestación, no es aplicable para otras subestaciones a menos que se tenga la
misma disposición y el mismo tipo de seccionador.
4.4.9 ANCHO DE BARRAS
El ancho de barras se calcula como se detalla en el numeral 3.4.8, de acuerdo a la Ecuación 32, el
valor del ancho de barras mínimo debe ser el siguiente:
( )
Ecuación 131. Cálculo ancho de barras COLECTORA 500kV.
La siguiente tabla muestra el resumen del dimensionamiento para el ancho de barras y el ancho de
bahía con los respectivos valores de diseño que se tomarán.
122
SUBESTACIÓN TENSIÓN NOMINAL
(kV)
ANCHO DE BAHÍA
(mm)
ANCHO DE BARRAS
(mm)
CALCULADO DISEÑO CALCULADO DISEÑO
Subestación
COLECTORA
500 18910
20000 19550
20000
Tabla 30. Resumen dimensionamiento ancho de barras y ancho de bahías.
4.4.10 ALTURA DE BAHÍA
Para COLECTORA 500kV tendrá los mismo niveles mostrados en el numeral 3.4.9 pero no
representa la disposición real de la subestación.
4.4.10.1 PRIMER NIVEL DE CONEXIÓN
El primer nivel de conexión es el correspondiente al nivel de conexión entre equipos, determinado
por la distancia de seguridad indicada en el numeral 4.4.4.1. En la Figura 19 se ilustra el primer
nivel de conexión y en el numeral 4.4.4.2 se determinó un valor de 6000mm.
4.4.10.2 SEGUNDO NIVEL DE CONEXIÓN
El segundo nivel de conexión se detalla en el numeral 3.4.9.1 y se procede a determinar con la
Ecuación 33.
Ecuación 132. Cálculo del segundo nivel de conexión.
Para efectos de diseño se tomará un valor de 18000mm.
4.4.10.3 TERCER NIVEL DE CONEXIÓN
El tercer nivel de conexión (TNC) se describe en el numeral 3.4.9.2 y se determina con la Ecuación
34.
El valor del nivel tres de conexión corresponde al siguiente:
Ecuación 133. Cálculo tercer nivel de conexión COLECTORA 500kV.
Para efectos de diseño se tomará un valor de 28000mm.
123
4.5 SELECCIÓN DE CABLES, CONDUCTORES Y AISLADORES
4.5.1 PROCEDIMIENTO PARA LA VERIFICACIÓN DE CONDUCTORES Y AISLADORES
Para la verificación de las características de los conductores de uso exterior a ser empleados en la
subestación se harán 3 comprobaciones, como se describe en el numeral 3.5.
4.5.2 SELECCIÓN DEL CONDUCTOR DE BARRA Y BAHÍA
4.5.2.1 CONDUCTOR DE BARRAS
4.5.2.1.1 MÁXIMO VALOR DE CORRIENTE EN BARRAS
Para el cálculo de la corriente máxima se tendrá en cuenta la potencia total requerida para el
proyecto, la cual se encuentra especificada en la Tabla 12 (1050MVA), de acuerdo a la Ecuación 35
la corriente máxima es de 1212.43 A, la cual se multiplicará por un factor de seguridad de 1.25, da
como resultado 1515.54 A de diseño.
4.5.2.1.2 SELECCIÓN CONDUCTOR DE BARRAS
Conforme al valor de corriente de diseño determinado en el numeral anterior se selecciona un
conductor de catálogo el cual cumple los requerimientos de la UPME, el conductor seleccionado se
muestra en la Figura 31.
124
Figura 31. Catálogo de conductores ACAR.
El conductor a emplearse para barras tiene una capacidad de corriente de 1011 A, según lo
estipulado en el numeral 4.5.2.1.1, la máxima corriente para barras es de 1515,54 A, como
consecuencia se deben usar dos conductores por fase para cada barra, aunque se usaran 3
125
conductores por fase para cumplir criterios de efecto corona, de los cuales se hablara más
adelante.
4.5.2.1.3 VERIFICACIÓN DEL CONDUCTOR PRESELECCIONADO PARA BARRAS
4.5.2.1.3.1 AUMENTO DE TEMPERATURA DE CONDUCTORES DESNUDOS EN CONDICIONES NORMALES
Se procede a calcular la temperatura del conductor, esto teniendo en cuenta lo descrito en el
numeral 3.5.2.1.3.1, en la cual se obtiene como resultado la Ecuación 38, en donde cada término
de esta ecuación se calcula en los siguientes numerales.
4.5.2.1.3.1.1 CALENTAMIENTO POR EFECTO JOULE (Pj)
El calentamiento por efecto Joule se determina mediante la Ecuación 40, descrita en el numeral
3.5.2.1.3.1.1 y con los datos del conductor seleccionado para COLECTORA 500kV, el cual se
selecciona en el numeral 3.5.2.1.3.1.
4.5.2.1.3.1.2 CALENTAMIENTO SOLAR (Ps)
Para el cálculo del calentamiento solar se emplea la Ecuación 41, en la cual se utiliza los
parámetros descritos en el numeral 3.5.2.1.3.1.2; cabe denotar que la radiación solar para
colectora es de 5000 W/m2
De acuerdo a la Ecuación 41, el calentamiento por efecto joule es 73.08 W/m
Nota: Este calentamiento se puede calcular de forma directa ya que no depende de Ts y no se
deben hacer iteraciones como se especificará más adelante.
4.5.2.1.3.1.3 ENFRIAMIENTO POR CONVECCIÓN (Pc)
Para realizar el cálculo del enfriamiento por convección se utiliza lo descrito en el numeral
3.5.2.1.3.1.4, con los parámetros ambientales dados en la Tabla 10 y los datos del conductor
seleccionado, se utiliza la Ecuación 41 y se encuentran los coeficientes f y Nu de la Ecuación 42,
Ecuación 43 y Ecuación 44, se obtiene la rugosidad del conductor y el número de Reynolds.
Rugosidad del conductor: 0.1001
Número de Reynolds: 19500
Lo que da como resultado según la Ecuación 48 que los coeficientes B1 y n sean de:
B1: 0,048
N1: 0,8
126
El viento juega un papel importante en el cálculo del enfriamiento por convección, por lo cual
pueden realizar algunas correcciones en el valor del número de Nusselt como se muestra en lo
planteado en la Ecuación 49.
Ecuación 134. Número de Nusselt corregido para un viento variable COLECTORA 500kV.
De lo anterior el número de Nusselt corregido es 109.46.
4.5.2.1.3.1.4 ENFRIAMIENTO POR RADIACIÓN (Pr)
Para calcular el enfriamiento por radiación se utilizará lo descrito en el numeral 3.5.2.1.3.1.4.
La temperatura del conductor con los parámetros ambientales y físicos anteriormente descritos y
cumpliendo con la ecuación de balance de temperatura es de 38.76 °C.
En la siguiente tabla se muestran los datos de entrada y los de salida incluyendo la solución a las
ecuaciones de calentamiento y enfriamiento Ecuación 39, Ecuación 40, Ecuación 41 y Ecuación 42,
para aumento de temperatura en condiciones normales de la subestación COLECTORA 500kV.
Código del Conductor No aplica Calentamiento Joule, Pj 16,97 W/m
Sección (Aluminio) 1000 kcmil Calentamiento Solar, PS 73,08 W/m
Diámetro 29,23 mm Calentamiento Corona,
Pi
0 W/m
Diámetro hilo 4,18 mm Enfriamiento por
Convección, Pc
87,18 W/m
Resistencia A.C (75°C) 0,0709 /km Enfriamiento por
Radiación, Pr
2,87 W/m
Temperatura ambiente
promedio Ta 29,25 °C
Enfriamiento por
Evaporación, PW
0 W/m
Altura sobre el nivel del
mar 40 m
Temperatura superficial
del conductor, Ts
38,76 °C
Corriente C.A por el
conductor 1515,54 A
Velocidad de viento 9,7 m/s
Número conductores 3
127
por fase
Radiación solar S 5000 W/m2
Angulo del viento Variable
Tabla 31. Datos de entrada y salida aumento de temperatura en condiciones normales subestación COLECTORA 500Kv para barrajes.
4.5.2.1.3.2 AUMENTO DE TEMPERATURA DE CONDUCTORES DESNUDOS EN CORTOCIRCUITO
Se procede a calcular el aumento de temperatura de acuerdo a la Ecuación 52, el valor del factor
de la densidad de corriente Sthr es: 115.62 As0.5/mm2, por ende el valor de la densidad de
corriente soportada en corto tiempo (1s) según la Ecuación 51 es de: 115.62 A/mm2.
Se asumirá el caso crítico que es Tk = Tkr = 1 s, que es el máximo tiempo de actuación de
protecciones por ende Sthr = Sth, por último se calcula la sección transversal mínima con la
Ecuación 54, donde se obtiene:
Icc : 40 kA
Sth : 115,62 A/mm2
La sección transversal mínima que debe tener el conductor es de 345,96 mm2.
La sección transversal del conductor se calcula con la Ecuación 55.
D: diámetro del conductor que según la Figura 31 es de 29,23 mm
Como resultado de la Ecuación 55 se obtiene que la sección transversal del conductor es
671,03 mm2.
La verificación de sección transversal en condiciones de cortocircuito da como resultado que la
sección transversal mínima es menor a la sección transversal del conductor, por ende el conductor
de barras aprueba esta verificación.
4.5.2.1.3.3 VERIFICACIÓN DE EFECTO CORONA EN CONDUCTORES FLEXIBLES
Se procede a realizar las verificaciones por efecto corona, como se explica en el numeral
3.5.2.1.3.3, y se debe tener en cuenta las condiciones ambientales especificadas en la Tabla 10.
4.5.2.1.3.3.1 CAMPO ELÉCTRICO DISRUPTIVO
El campo eléctrico disruptivo para que se presente efecto corona puede calcularse por medio de la
ecuación de Peek (Ecuación 56).
El valor de m puede ser calculado con la Ecuación 59, y los parámetros de la Tabla 11.
Ecuación 135. Coeficiente superficial del conductor COLECTORA 500kV.
128
El gradiente crítico disruptivo de acuerdo a la Ecuación 56 es 23,12 KV/cm
4.5.2.1.3.3.2 COEFICIENTES DE MAXWELL
Como se explica en el numeral 3.5.2.1.3.3.2 se calculan las matrices [P] y [Q] con la Ecuación 64 y
Ecuación 62; en la Ecuación 136 y la Ecuación 137 se muestra los resultados de la matriz de
coeficientes de Maxwell y la matriz de capacitancia respectivamente.
1.09E+11 3.57E+10 2.37E+10
[P]= 3.57E+10 1.09E+11 3.57E+10
2.37E+10 3.57E+10 1.09E+11
Ecuación 136. Resultado Coeficientes de Maxwell.
1.04E-11 -2.99E-12 -1.29E-12
[C]= -2.99E-12 1.11E-11 -2.99E-12
-1.29E-12 -2.99E-12 1.04E-11
Ecuación 137. Resultado matriz de capacitancias.
4.5.2.1.3.3.3 TENSIÓN FASE TIERRA
Se calcula la tensión de referencia como se indica en la Ecuación 65 la cual da como resultado
317,54 kV.
Se realizan los cálculos detallados en el numeral 3.5.2.1.3.3.3 y se determina la capacitancia
máxima presente con la Ecuación 69, el resultado se muestra a continuación:
Ecuación 138. Ecuación de carga máxima COLECTORA 500kV.
4.5.2.1.3.3.4 GRADIENTE SUPERFICIAL PROMEDIO
Para el cálculo del gradiente superficial promedio en conductores se aplica el teorema de Gauss, el
cual se muestra en la Ecuación 70, El cual da como resultado 18,38 kV/cm.
129
El gradiente eléctrico máximo se calcula por la relación descrita en la Ecuación 71, la cual da como
resultado 23,03 kV/cm.
4.5.2.1.3.3.5 VERIFICACIÓN EFECTO CORONA
En la práctica se debe verificar que Emáx < Eo
23,03 kV/cm < 23,12 kV/cm
4.5.2.1.3.3.6 TENSIÓN CRÍTICA
Se calcula de acuerdo a la Ecuación 73 y se debe cumplir que Uo > Ur.
318,73 kV > 317,54 kV
Se aprueba el uso de los conductores para barra preseleccionados como resultado de la
verificación por efecto corona.
4.5.2.2 CONDUCTOR DE BAHÍA
Para seleccionar los conductores de bahía se calcula la corriente máxima que circulará por esta,
para ello se utiliza la potencia máxima que circulará por la bahía, la cual corresponde a la potencia
entregada por los autotransformadores (futuros), la cual es de 450 MVA según especificación de la
UPME.
4.5.2.2.1 MÁXIMO VALOR DE CORRIENTE EN BAHÍA
Para el cálculo de la corriente máxima se tendrá en cuenta la potencia suministrada por un
autotransformador futuro de la subestación (450MVA).
De acuerdo a la Ecuación 35, la corriente máxima es de 519.61 A, la cual se multiplicará por un
factor de seguridad de 1.25, da como resultado 649.51 A de diseño.
4.5.2.2.2 SELECCIÓN CONDUCTOR DE BAHÍA
Se selecciona el mismo conductor de barra que en el numeral 4.5.2.1.2, esto por efectos de costo
y se comprueba que cumple con los parámetros de corriente requeridos.
El conductor seleccionado se muestra en la Figura 31.
Se propone usar un haz de tres conductores para cumplir con los criterios de efecto corona los
cuales se mostrarán más adelante.
130
4.5.2.2.3 VERIFICACIÓN DEL CONDUCTOR PRESELECCIONADO PARA BAHÍA
4.5.2.2.3.1 AUMENTO DE TEMPERATURA DE CONDUCTORES DESNUDOS EN CONDICIONES NORMALES
Se procederá a calcular la temperatura del conductor como estableció en el numeral 4.5.2.1.3.1.
El procedimiento a emplearse y las consideraciones a ser tenidas en cuenta son las mismas que en
el numeral 4.5.2.1.3.1 ya que el conductor a verificar es exactamente igual y las condiciones
ambientales son las mismas, por ello la ecuación de energía para conductores de bahía
corresponde también a la Ecuación 38, por ende se procede a calcular las diferentes variables que
afectan a los conductores de bahía.
4.5.2.2.3.1.1 CALENTAMIENTO POR EFECTO JOULE (Pj)
El calentamiento por efecto Joule debido a la resistencia del conductor se calculará con la Ecuación
39 y las variables serán las mismas a excepción de la corriente que circulará a través del conductor
la cual es de 649,51A.
4.5.2.2.3.1.2 CALENTAMIENTO SOLAR (Ps)
El calentamiento por radiación solar se calcula con la Ecuación 40, la cual da como resultado 73,08
W/m.
4.5.2.2.3.1.3 ENFRIAMIENTO POR CONVECCIÓN (Pc)
Para realizar el cálculo del enfriamiento por convección se utilizan ciertas constantes, que
permiten calcular la transferencia de calor por convección, dicha transferencia se calcula con la
Ecuación 41, la cual es dependiente de un grupo de ecuaciones (Ecuación 42, Ecuación 43,
Ecuación 44, Ecuación 45, Ecuación 46, Ecuación 47, Ecuación 48 y Ecuación 134) cuyas variables
son las mismas tanto para conductores de barra como para bahía, por ende se puede afirmar que
el número de Nusselt corregido será el mismo (109,46) y que la Ecuación 38, en términos de Ts
tendrá las mismas constantes en los dos casos.
4.5.2.2.3.1.4 ENFRIAMIENTO POR RADIACIÓN (Pr)
Para calcular el enfriamiento por radiación se utilizará la Ecuación 50 y se debe usar el mismo
método que se usó en conductores de barra para calcular la temperatura del conductor, dicho
método consiste que en la ecuación de balance de energía (Ecuación 38) se deban remplazar
todos los términos indicados anteriormente (Ecuación 39, Ecuación 40, Ecuación 41 y Ecuación 50)
y de ahí a través de métodos iterativos, en este caso la función “buscar objetivo” de Excel,
encontrar el valor de Ts (temperatura del conductor), para el cual el valor de Qg = Qp.
131
La temperatura del conductor con los parámetros ambientales y físicos anteriormente descritos y
cumpliendo con la ecuación de balance de temperatura es de 37.31 °C.
En la siguiente tabla se muestran los datos de entrada y los de salida incluyendo la solución a las
ecuaciones de calentamiento y enfriamiento para aumento de temperatura en condiciones
normales de la subestación COLECTORA 500kV.
Código del Conductor No aplica Calentamiento Joule, Pj 3,04 W/m
Sección (Aluminio) 1000 kcmil Calentamiento Solar, PS 73,08 W/m
Diámetro 29,23 mm Calentamiento Corona,
Pi
0 W/m
Diámetro hilo 4,18 mm Enfriamiento por
Convección, Pc
73,7 W/m
Resistencia A.C (75°C) 0,0709 /km Enfriamiento por
Radiación, Pr
2,41 W/m
Temperatura ambiente
promedio Ta 29,25 °C
Enfriamiento por
Evaporación, PW
0 W/m
Altura sobre el nivel del
mar 40 m
Temperatura superficial
del conductor, Ts
37,31 °C
Corriente C.A por el
conductor 649,51 A
Velocidad de viento 9,7 m/s
Número conductores
por fase 3
Radiación solar S 5000 W/m2
Angulo del viento Variable
Tabla 32. Datos de entrada y salida aumento de temperatura en condiciones normales subestación COLECTORA 500kV para bahía.
132
4.5.2.2.3.2 AUMENTO DE TEMPERATURA DE CONDUCTORES DESNUDOS EN CONDICIONES DE CORTO CIRCUITO
Se determina el aumento de temperatura en condiciones de corto circuito como se establece en el
numeral 3.5.2.2.3.2, para ello se determina la densidad de corriente con la Ecuación 53.
La corriente que se usa para realizar esta verificación es la corriente de cortocircuito de diseño
(40kA) y debido a que los parámetros del conductor son exactamente los mismos y el tiempo de
despeje de la falla se asumirá igual (1s), la sección transversal mínima será la misma.
La verificación de sección transversal en condiciones de cortocircuito da como resultado que la
sección transversal mínima es menor a la sección transversal del conductor (como se calculó en el
numeral 4.5.2.1.3.2), por ende el conductor de bahías aprueba esta verificación.
4.5.2.2.3.3 VERIFICACIÓN DE EFECTO CORONA EN CONDUCTORES FLEXIBLES (BAHÍA)
Una vez efectuada la selección del conductor por capacidad de corriente debe verificarse que no
se presente efecto corona, como se realizó en la verificación para conductores de barra.
4.5.2.2.3.3.1 CAMPO ELÉCTRICO DISRUPTIVO
El campo eléctrico disruptivo para que se presente efecto corona puede calcularse por medio de la
ecuación de Peek la cual es la Ecuación 56, usando los parámetros ambientales de la Tabla 10.
Para el cálculo del gradiente crítico disruptivo en bahía, los parámetros de esta ecuación son los
mismos que los utilizados para el cálculo de conductores de barra calculado en el numeral
3.5.2.1.3.3.1, esto debido a que el conductor seleccionado es el mismo y las condiciones
ambientales son iguales, por lo tanto el gradiente crítico disruptivo es 23,12 KV/cm.
4.5.2.2.3.3.2 COEFICIENTES DE MAXWELL
De acuerdo a lo establecido en el numeral 3.5.2.1.3.3.2 se procede a calcular los coeficientes de
MAXWELL utilizando la Ecuación 64, se obtienen las matrices p y q de la Ecuación 62 y Ecuación
61, esto con los parámetros del conductor seleccionado en el numeral 3.5.2.2.2.
8,93E+10 1,72E+10 8,02E+09
[P]= 1,72E+10 8,93E+10 1,72E+10
8,02E+09 1,72E+10 8,93E+10
Ecuación 139. Resultado coeficientes de Maxwell.
133
1,17E-11 -212E-12 -6,39E-13
[C]= -2,12E-12 1,20E-11 -2,12E-12
-6,39E-13 -2,12E-12 1,17E-11
Ecuación 140. Resultado matriz de capacitancias.
4.5.2.2.3.3.3 TENSIÓN FASE TIERRA
Para el cálculo del efecto corona se toma la tensión máxima a la cual el sistema puede ser
sometido, utilizando la Ecuación 65 la cual da como resultado 317.54 V.
Se utiliza el mismo procedimiento realizado en el numeral 3.5.2.1.3.3.3, de acuerdo a la Ecuación
66 y Ecuación 67, se obtienen los voltajes y capacitancias por cada fase respectivamente,
utilizando la constante “a” de la Ecuación 68, a partir de estos parámetros se procede a calcular de
la misma forma la carga con la Ecuación 69, esta da como resultado 4.49 E – 09 C/m.
4.5.2.2.3.3.4 GRADIENTE SUPERFICIAL PROMEDIO
Para el cálculo del gradiente superficial promedio en conductores se aplica el teorema de Gauss,
de la misma forma que en el numeral 3.5.2.1.3.3.4, este se calcula con la Ecuación 70, teniendo en
cuenta la carga calculada en el numeral 3.5.2.1.3.3.3, el gradiente superficial promedio para los
conductores de bahía es 18,41 kVrms/cm, posteriormente se calcula el gradiente superficial
máximo obtenido de la Ecuación 71, este da como resultado 23,07 kV/cm.
4.5.2.2.3.3.5 VERIFICACIÓN EFECTO CORONA
En la práctica se debe verificar que Emáx < Eo
23,07 kV/cm < 23,12 kV/cm
4.5.2.2.3.3.6 TENSIÓN CRÍTICA
La tensión crítica disruptiva fase tierra (Uo), siempre debe ser mayor a la tensión del conductor
fase tierra esta se calcula de la Ecuación 73, la tensión crítica disruptiva fase tierra en los
conductores de bahía es 318,25 kV.
Se debe cumplir que Uo > Ur
318,25 kV > 317,54 kV
Se aprueba el uso de los conductores para barra preseleccionados y las distancias mínimas como resultado de la verificación por efecto corona.
134
4.5.3 AISLADORES
4.5.3.1 GENERALIDADES
Se debe tener en cuenta lo descrito en el numeral 3.5.3.1, para las generalidades de los aisladores
a utilizar.
4.5.3.2 DISTANCIA DE FUGA
Se calcula la distancia máxima de fuga como se especifica en el numeral 3.5.3.2, donde se tiene un
factor de distancia de fuga por nivel de contaminación (25 mm/kV, para nivel de contaminación
alto), para el caso de colectora y de acuerdo a la Figura 32, un factor k de 1.1, con esto se calcula la
distancia de fuga mínima con la Ecuación 74, la cual da como resultado que la distancia de fuga
mínima es de 15125mm.
4.5.3.3 CORRECCIÓN POR ALTURA, FACTOR Ka
El factor de corrección por altura se determinó en el numeral 4.3.5.2, donde se concluyó que al ser
una altura menor a 1000 m.s.n.m, no será necesario realizar corrección por altura.
En la Figura 32 se muestran las características eléctricas y mecánicas del aislador que se usará en
la subestación COLECTORA 500kV.
Teniendo en cuenta las características eléctricas del aislador y la distancia de fuga minia que se
calculó y que debe tener la cadena de aisladores, se procederá ahora a calcular el número de
aisladores que debe llevar la cadena.
135
Figura 32. Datos eléctricos y mecánicos del aislador seleccionado.
4.5.3.4 CANTIDAD DE AISLADORES DE UNA CADENA
De acuerdo lo estipulado en el numeral 4.5.3.4, se utiliza la Ecuación 75 para conseguir el número
de aisladores; el número mínimo de aisladores por cadena es de 57.97, que redondeado da como
resultado 58 aisladores por cadena.
La distancia de fuga (Df) se calcula con la Ecuación 76 la cual da como resultado 17400mm.
136
Posteriormente se procede a la selección de la longitud que tendrá la cadena de aisladores que se
usará en la subestación según los criterios de diseño, está determinado con la Ecuación 77; la
longitud de la cadena de aisladores es de 8468 mm.
4.5.3.5 DISTANCIA CRÍTICA
La distancia crítica se calcula con la Ecuación 78, la cual da como resultado 8522.2 mm.
La distancia crítica calculada, debe ser igual o mayor a la longitud requerida por el nivel de
aislamiento, que de acuerdo a la Tabla 28 es de 3100mm.
La cadena de aisladores cumple la verificación de distancia crítica ya que:
3100mm < 8522,2mm
De forma general, una cadena de aisladores de 58 platos con las características de la Figura 32,
cumple con los requerimientos necesarios según las condiciones del terreno para evitar arcos
eléctricos entre conductor-estructura.
4.6 SISTEMA DE PUESTA A TIERRA.
De acuerdo a lo descrito en el numeral 3.7, se debe calcular el sistema de puesta a tierra para la
subestación COLECTORA 500kV.
4.6.1 DATOS DE ENTRADA.
Para diseñar el sistema de puesta a tierra se necesitan los siguientes parámetros básicos:
p: 10 Ω
Io: Corriente de corto circuito 40 kA conforme a la UPME.
4.6.2 CONDUCTOR DE LA MALLA DE PUESTA A TIERRA.
Para calcular el mínimo conductor de puesta a tierra se utiliza la Ecuación 79 y el procedimiento
descrito en el numeral 3.7.2, como se muestra en la Ecuación 141.
( )( )√
Ecuación 141. Calibre del conductor COLECTORA 500kV.
Dónde:
I: Corriente de falla tomada como 40kV por parámetros de UPME.
137
Kf: Constante para material sacado de la Figura 22, para este caso se tomará cobre
comercial.
ts: 0,15 S, tomado como caso crítico.
Para el conductor se seleccionará un conductor calibre 4/0 con una sección transversal de 107,02
mm2 y diámetro de 0,013 m.
4.6.3 TENSIÓN DE PASO Y CONTACTO
Se procede a calcular tensiones de paso y de contacto de acuerdo a lo descrito en el numeral 82,
con la Ecuación 80 y Ecuación 81 como se muestra en la Ecuación 142 y Ecuación 143.
( )
Ecuación 142. Tensión de paso COLECTORA 500kV.
( )
Ecuación 143. Tensión de contacto COLECTORA 500kV.
Dónde:
Cs: factor de disminución de la capa superficial calculada con la Ecuación 82.
(
)
( )
Ecuación 144. Factor de disminución de la capa superficial COLECTORA 500kV.
Dónde:
o ps: 3000 ohm/m para terrenos de concreto.
o hs: 0,5 m.
o P: resistividad aparente del terreno para Uribia 12,3 ohm/m.
o : tiempo máximo de despeje de falla, de acuerdo al código de conexión de la
CREG, para subestaciones de 500kV es de 80ms, pero se tomará un caso crítico de
0,15 s.
4.6.4 CONFIGURACIÓN INICIAL DE LA MALLA.
Se selecciona una malla inicial con los siguientes parámetros:
D: 90 m.
138
L1: 130 m.
L2: 270 m.
h: 0,5.
N: 0.
Lv: 2,44 m.
Se obtiene la longitud total del conductor y el área total de la malla, esto con la Ecuación 83 y la
Ecuación 85.
[ ]
Ecuación 145. Longitud total del conductor COLECTORA 500kV.
Dónde:
Lc: longitud de la malla sin longitud de electrodos, se determina con la Ecuación 84.
(
) (
)
Ecuación 146. Longitud sin electrodos COLECTORA 500kV.
Lv: longitud del electrodo tipo varilla 2.44 metros según RETIE.
Ecuación 147. Área de la malla.
Con la longitud total de la malla y el área de esta se procede a calcular la resistencia de puesta a
tierra de la malla como se muestra en la Ecuación 86, esta debe ser menor a 10 ohm según RETIE.
[
(
√ )
(
√ )
]
Ecuación 148. Resistencia de puesta a tierra.
4.6.5 VERIFICACIÓN IEEE 80.
Se procede a calcular la tensión de paso y contacto de la malla como se describe en el numeral
3.7.5.
Se determina el GPR con la Ecuación 87.
Ecuación 149. Máximo potencial de tierra.
139
Dónde:
Ig: 76000, se determina con la Ecuación 88.
Rg: 0,05 ohm.
Ecuación 150. Corriente máxima de malla COLECTORA 500kV.
Se calcula la tensión de malla en caso de falla, para eso se necesitan los parámetros de la Ecuación
89.
Dónde:
p: 12,3 ohm/m.
D: 90 m.
L1: 130 m.
L2: 270 m.
Lc: 1180 m.
Lv: 2.44 m.
d: 0,013 m.
Ig: 76000 A.
Ki: 1,095.
Ecuación 151. Ki COLECTORA 500kV.
o n: factor de geometría se calcula con la Ecuación 94.
Ecuación 152. Factor de geometría.
Dónde:
o na:
=2,950
o nb: √
√
o nc: 1
o nd: 1
o Lp: calculado con la Ecuación 95.
140
( )
Ecuación 153. Distancia perimetral COLECTORA 500kV.
Km: se halla de la Ecuación 91.
* *
( )
+
[
( )]+
Ecuación 154. Factor geométrico COLECTORA 500kV.
Dónde:
o Kii: Ecuación 92.
( )
Ecuación 155. Kii COLECTORA 500kV.
o kh: Ecuación 93.
√
Ecuación 156. Tensión de malla COLECTORA 500kV.
Se remplazan los parámetros calculados, y se obtiene el voltaje de malla con la Ecuación 89.
Ecuación 157. Tensión de malla.
Se determina si el voltaje de la malla es menor al voltaje de contacto tolerable.
Como es menor el voltaje de malla al voltaje de contacto tolerable la malla cumple para tensiones
de contacto.
Se calcula la tensión de paso existente en la malla, esto se realiza con la Ecuación 96.
141
Ecuación 158. Tensión de paso COLECTORA 500kV.
Dónde:
p: 12,3 ohm/m.
Lc: 1180 m.
Lv: 2,44 metros según RETIE.
N: 0.
Ig: 76000 A.
Ki: 1,095.
Ks: 0,324.
[
( ( ))]
Ecuación 159. Factor geométrico ks.
Se determina si el voltaje de paso para COLECTORA 500kV es menor al voltaje de paso tolerable.
La malla cumple los dos parámetros, para efectos de equipotencialización la malla se diseñará con
más conductores siendo esta la mínima malla permitida.
4.7 CARGABILIDAD DE CT’S Y PT’S
En este apartado se aplicará lo expuesto en la sección 3.8 a las condiciones y características de la
subestación COLECTORA 500kV.
4.7.1 SELECCIÓN DE CT’S Y PT’S
Para preseleccionar los CT’S y PT’S se usará el criterio descrito en la sección 3.8.1.
Ya que la configuración de la subestación es interruptor y medio se considerará la corriente en
barras como la corriente de selección de todos los CT’S.
De acuerdo al numeral 4.5.2.1.1 del caso de estudio, la corriente nominal en barras es 1515.54 A y
por especificaciones de la UPME, la corriente de cortocircuito es de 40kA, entonces:
142
El mayor valor de corriente corresponde a 2000 A; se selecciona un transformador de corriente
con una corriente primaria de 2000 A y una corriente secundaria de 1 A, puesto que es un sistema
de 500kV.
Para la selección de los PT’S se toma una tensión primaria de 500kV, ya que es la nominal del
sistema, la tensión secundaria será de 120V.
4.7.2 CARGABILIDAD EN TRANSFORMADORES DE CORRIENTE
Se seguirán los pasos descritos en el numeral 3.8.2.1.
4.7.2.1 CARGABILIDAD EN NÚCLEOS DE MEDIDA
Para realizar la verificación de cargabilidad se evaluará el caso más crítico, el cual corresponde al
CT más alejado de la caseta de control con la mayor carga, para ello se usará como referencia el
ANEXO “DISPOSICIÓN FÍSICA SUBESTACIÓN COLECTORA 500kV” y el ANEXO “DIAGRAMA UNIFILAR
EXTENDIDO SUBESTACIÓN COLECTORA 500kV”.
4.7.2.1.1 TRANSFORMADOR DE CORRIENTE MÁS LEJANO CON MAYOR CARGA
Tomando como referencia la caseta 1 y el +CT14 del ANEXO “DISPOSICIÓN FÍSICA SUBESTACIÓN
COLECTORA 500kV”,se afirma que este sería el caso más crítico debido a que es la mayor distancia
y se tienen en los núcleos de medida las mayores cargas, ahora se procede a calcular las cargas
asociadas al +CT14.
4.7.2.1.1.1 CARGA DEBIDA A INSTRUMENTOS DE MEDIDA Y CONTROL
Para el cálculo de cargas se usarán valores típicos de equipos de medida y control, en la siguiente
tabla se muestran las cargas obtenidas.
EQUIPO POTENCIA (VA)
IS = 1A IS = 5A
CONTROLADOR 0,1 0,5
MEDIDOR 0,05 0,05
REGISTRADOR DE FALLAS 0,1 0,1
Tabla 33. Consumos núcleos de medida.
143
Teniendo en cuenta que el +CT14 es un transformador de corriente de 6 núcleos, de los cuales dos
están destinados a medida y los otros 4 a protección, se hará la verificación para los dos núcleos
de medida del +CT14.
La carga debida a instrumentos de medida y control tanto para N1 como para N2, es exactamente
la misma y corresponde a 0,25 VA
4.7.2.1.1.2 CARGA DEBIDA A CONEXIONES EN BORNERAS
Se asumirán un total de 3 borneras en el recorrido total del circuito desde el núcleo de medida
hasta la caseta de control. Como se especificó en el numeral 3.8.2.1 para 1A las perdidas por
bornera corresponden a 0,0032VA, quiere esto decir que en el recorrido total del circuito se
suman unas pérdidas totales de 0,0096 VA.
Se plantea el mismo recorrido para ambos núcleos, por ende la potencia en borneras es la misma
para los dos.
4.7.2.1.1.3 PERDIDA DEBIDA A CABLES DE CONEXIÓN
Para calcular las pérdidas en cobre se usa la Ecuación 98, para el núcleo 1, el cual tiene conectado
el controlador –C002 y el medidor –M002 del diámetro 1, la distancia del conductor es 110m que
asumiendo el retorno exactamente igual sería un total de 220 m.
Para el núcleo 2, el cual está conectado al medidor –C004 y el controlador –M004 del diámetro 1,
la distancia es de 50m que asumiendo el retorno de la misma manera que en el caso anterior da
un recorrido total de 100m.
Para ambos casos la resistencia del cable corresponde 0,0033438 Ω, ya que se selecciona un
conductor 4x10 AWG como sugerencia para este tipo de señales.
De este modo, aplicando la Ecuación 98 da como resultado para el núcleo 1 una potencia de
0,735636 VA y para el núcleo 2 una potencia de 0,33438 VA
4.7.2.1.1.4 CARGABILIDAD NÚCLEOS 1 Y 2 +CT14
El burden del núcleo 1 y del núcleo 2 es respectivamente 0,995236 VA y 0,59398 VA, el criterio
para la correcta medición indica que la cargabilidad debe estar dentro el 0 y el 100% de la potencia
nominal del transformador de corriente si dicha potencia es igual o menor a 7,5VA.
En este caso el transformador de corriente +CT14 tiene un burden de 2,5 VA para sus núcleos de
medida, por lo tanto:
144
En el caso más crítico queda demostrado que un trasformador de corriente con un burden de
2,5VA en núcleos de medida, para las cargas y características de la subestación COLECTORA, con
una corriente primaria de 2000A, una corriente secundaria de 1A y una clase 0,2, cumple la
verificación de cargabilidad para los núcleos de medida.
4.7.2.2 CARGABILIDAD EN NÚCLEOS DE PROTECCIÓN
4.7.2.2.1 EVALUACIÓN DE LA PRECISIÓN DEL CT EN CONDICIONES DE CORTOCIRCUITO
Se debe verificar la relación de la Ecuación 99 expuesta en el numeral 3.8.2.2.1 para cada uno de los núcleos de protección.
El factor Koalf se determinará con la Ecuación 100 y cada variable se determina de la siguiente
manera:
Pn: 15VA
Ptotal: se calcula igual que con los núcleos de medida.
Kalf: En este caso la especificación es 5P20, por lo tanto es 20 veces
Pi: se calcula con la Ecuación 101.
En la siguiente tabla se muestran los valores para cada uno de los núcleos de acuerdo al ANEXO
“DIAGRAMA UNIFILAR EXTENDIDO SUBESTACIÓN COLECTORA 500kV”.
NÚCLEO Pn (VA) Ptotal (VA) Kalf Koalf
N3 0,15 0,8856 20 50
N4 0,2 1,9356 20 49,8
N5 0,1 0,8356 20 50,3
N6 0,15 0,8856 20 50 Tabla 34. Variables para cada núcleo en cortocircuito.
El factor Kssc, se determina con la siguiente expresión:
Dónde Icc es la corriente de cortocircuito, en este caso corresponde a 40kA (valor proporcionado
por la UPME), e Ip es la corriente primaria del CT, por lo tanto el valor de Kssc es de 20.
De acuerdo a la relación de la Ecuación 99 se cumple para todos los núcleos que:
145
4.7.2.2.2 EVALUACIÓN DEL DESEMPEÑO DE LOS CT’S EN RÉGIMEN TRANSITORIO
4.7.2.2.2.1 CÁLCULO DE LA TENSIÓN DE SATURACIÓN
Se seguirán los subprocesos expuestos en el numeral 3.8.2.2.2, entonces:
( )
Ecuación 160.Evaluación en régimen transitorio.
( )
( ) ( )
Ecuación 161. Evaluación en régimen transitorio desarrollada.
La corriente de cortocircuito dinámica (Ip) se calcula con la Ecuación 102, lo cual da como
resultado: 88133,79 A.
Se calcula de esta manera el factor ip(b) / Ik max, lo que da como resultado: 2,203
Para determinar el voltaje Vr se usa la siguiente expresión:
( )
Ecuación 162. Cálculo Vr.
La variable Rct, es la resistencia interna a 75°C y la variable Rp es la resistencia calculada a máxima
potencia del CT, la expresión anterior da como resultado: 188,9120.
Para evaluar el lado derecho de la igualdad descrita en la Ecuación 161, el valor de Rn, es la
resistencia calculada con la potencia nominal del CT, lo cual da como resultado: 470,2
Verificando entonces ambos lados de la igualdad:
Se cumple la verificación por régimen transitorio.
*Este procedimiento se debe realizar para cada uno de los núcleos de protección del
transformador de corriente, en este caso solo se aplicó al núcleo 4, ya que se considera el peor de
los casos por tener más cargas conectadas.
** Se sugiere realizar el procedimiento tanto en núcleos de medida como en núcleos de
protección para cada uno de los transformadores de corriente de la subestación a diseñar, en el
caso de COLECTORA 500kV solo se hizo para el peor de los casos.
146
4.7.3 CARGABILIDAD EN TRANSFORMADORES DE TENSIÓN
4.7.3.1 CARGABILIDAD EN NÚCLEOS DE MEDIDA Y PROTECCIÓN
Para realizar la verificación de cargabilidad se evaluara el +PTL1 tomando como referencia la casta
1, para ello se usará como referencia el ANEXO “DISPOSICIÓN FÍSICA SUBESTACIÓN COLECTORA
500kV” y el ANEXO “DIAGRAMA UNIFILAR EXTENDIDO SUBESTACIÓN COLECTORA 500kV”.
4.7.3.1.1 CARGA DEBIDA A INSTRUMENTOS DE MEDIDA, CONTROL Y PROTECCIÓN
Para el cálculo de cargas se usaran valores típicos de equipos de medida y control, en la siguiente
tabla se muestran las cargas obtenidas.
EQUIPO POTENCIA (VA)
IS = 1A IS = 5A
CONTROLADOR 0,1 0,5
MEDIDOR 0,05 0,05
REGISTRADOR DE FALLAS 0,1 0,1
PROTECCIÓN PRINCIPAL 0,1 0,1
PROTECCIÓN RESPALDO 0,1 0,1
Tabla 35. Cargas asignadas a los núcleos de los transformadores de tensión.
Para cada uno de los 3 núcleos de los PT’S se tiene una carga de:
N1: 0,3 VA
N2: 0,3 VA
N3: 0,2 VA
4.7.3.1.2 CARGA DEBIDA A CONEXIONES EN BORNERAS
Se asumirán un total de 3 borneras en el recorrido total del circuito desde el núcleo de medida
hasta la caseta de control. Como se especificó en el numeral 3.8.2.1 para 1A las perdidas por
bornera corresponden a 0,0032VA, quiere esto decir que en el recorrido total del circuito se
suman unas pérdidas totales de 0,0096 VA.
Se plantea el mismo recorrido para ambos núcleos, por ende la potencia en borneras es la misma
para los tres núcleos.
147
4.7.3.1.3 PERDIDA DEBIDA A CABLES DE CONEXIÓN
Usando la Ecuación 104 se determina la potencia por pérdidas en cobre, para cada núcleo:
N1: 8,04328E-06 VA
N2: 8,04328E-06 VA
N3: 3,57562E-06
La carga total para cada uno de los núcleos se expresa en la siguiente tabla.
NÚCLEO CARGA TOTAL (VA)
N1 0,3100
N2 0,3100
N3 0,2100
Tabla 36. Carga en cada núcleo del+PTL1
4.7.3.2 CALCULO DE LA CAÍDA DE TENSIÓN EN LOS CABLES DE LOS CIRCUITOS SECUNDARIOS
Asumiendo las consideraciones del numeral 3.8.3.2 y de acuerdo a la Ecuación 106 y la Ecuación
107, la regulación por núcleo:
NÚCLEO REGULACIÓN %
N1 0.0013
N2 0.0013
N3 0,0009
Tabla 37. Resumen regulación de tensión para el +PTL1
*Se debe realizar este procedimiento para cada uno de los transformadores de tensión de la
subestación a diseñar.
De esta manera tanto los transformadores de corriente como los transformadores de tensión
especificados en el ANEXO “DIAGRAMA UNIFILAR EXTENDIDO SUBESTACIÓN COLECTORA 500kV”,
cumplen las condiciones de cargabilidad requeridas para la subestación COLECTORA 500kV.
148
5 CONCLUSIONES
En este documento se dan los parámetros mínimos de distancias de seguridad y aislamiento
para que se garanticen las condiciones mínimas en potencia y no haya riesgo de arco eléctrico
pero no se selecciona ni se sugiere ningún fabricante ni referencia de equipos en específico,
salvo el descargador de sobretensiones que necesitaba de parámetros de fabricante para la
ejemplificación de la norma.
Los campos de estudio denominados coordinación de aislamiento y distancias mínimas y de
seguridad, son los procesos en donde se encuentran más diferencias en la aplicación de la
norma entre subestaciones de rango I y subestaciones de rango II, esto se genera debido a la
gran diferencia entre los niveles de tensión, lo que ocasiona que se analicen estudien
fenómenos eléctricos diferentes.
Para subestaciones de rango II aunque se determinó que las sobretensiones de frecuencia
industrial no son relevantes por el alto nivel de aislamiento, por seguridad se realiza mediante
factores de conversión dados por la norma una serie de comprobaciones que muestran que
los valores mínimos de soportabilidad para sobretensiones tipo frecuencia industrial son
cobijados por los valores mínimos de soportabilidad para sobretensiones tipo maniobra.
Aun cuando según el RETIE existen diferentes normas para realizar el cálculo de distancias
mínimas y de seguridad, se decide optar por las recomendaciones del comité 23 del CIGRE, ya
que fueron los subprocesos usados en las subestaciones de referencia para su diseño y el
RETIE los avala.
En la disposición física se debe hacer un cerramiento para que personal no autorizado no
tenga acceso a la subestación, este cerramiento se sugiere en muro ya que si se hace con
algún material conductor afecta las verificaciones del sistema de puesta a tierra y puede
generar sobrecostos por la conexión del mismo a la malla.
149
6 RECOMENDACIONES FUTURAS
Realizar el estudio de ingeniería secundaria para garantizar las condiciones mínimas en control
y protección de la subestación.
Teniendo en cuenta que este documento está basado en subestaciones convencionales se
recomienda como ejercicio académico realizar el diseño eléctrico en subestaciones
encapsuladas o hibridas.
Ya que para el cálculo de la temperatura de conductores se usaron las recomendaciones del
comité 23 del CIGRE, como trabajo futuro se recomienda el cálculo con la IEEE STD 738-2012
pues determina la temperatura del conductor con un error menor.
Como ya se garantizaron condiciones mínimas en potencia se pueden seleccionar equipos de
patio en la subestación, por lo que con esta información ya se puede tener una base para un
estudio económico y saber un aproximado de cuánto podría llegar a costar el proyecto, por
ende se recomienda como trabajo futuro realizar dicho estudio para ampliar el diseño.
Usar software de simulación como COMSOL, para determinar las tensiones y el campo
eléctrico presente en la subestación comparándolo con los resultados teóricos obtenidos,
teniendo como base la disposición física ya realizada.
150
BIBLIOGRAFÍA
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Transmisión, 2017-2031
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SUMINISTROS, CONSTRUCCIÓN, OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DE LA SUBESTACIÓN COLECTORA 500 KV Y
LÍNEAS DE TRANSMISIÓN COLECTORA – CUESTECITAS Y CUESTECITAS – LA LOMA 500 kV", Anexo 1
DESCRIPCIÓN Y ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DEL PROYECTO, Junio 2017.
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