PROYECTO DE SUBESTACION ELECTRICAPROYECTO DE SUBESTACION ELECTRICA

DISEÑO DE UNA SUBESTACION ELECTRICA DE INTEMPERIEDISEÑO DE UNA SUBESTACION ELECTRICA DE INTEMPERIE

1. INTRODUCCION.1. INTRODUCCION.

Se da el nombre de subestación eléctrica al conjunto de elementos que forman parte de unSe da el nombre de subestación eléctrica al conjunto de elementos que forman parte de un sistema eléctrico de potencia, sus funciones son transformar tensiones y derivar circuitos desistema eléctrico de potencia, sus funciones son transformar tensiones y derivar circuitos de potencia, tiene el objetivo de participar en el proceso de generación y consumo de energíapotencia, tiene el objetivo de participar en el proceso de generación y consumo de energía eléctrica, como un e4lemento capaz de permitir una transmisión de energía eléctrica con unaeléctrica, como un e4lemento capaz de permitir una transmisión de energía eléctrica con una buena técnica y economizante factible.buena técnica y economizante factible.

Los componentes del suministro de energía se ven claramente en el siguiente grafico.Los componentes del suministro de energía se ven claramente en el siguiente grafico.

1.1 MOTIVO DE LA CONSTRUCCIÓN DE LA SUBESTACIÓN.1.1 MOTIVO DE LA CONSTRUCCIÓN DE LA SUBESTACIÓN.

El proyecto tiene la finalidad de la instalación de una subestación eléctrica, debido al notableEl proyecto tiene la finalidad de la instalación de una subestación eléctrica, debido al notable crecimiento de la población así como sus industrias y el notable crecimiento de la fábrica decrecimiento de la población así como sus industrias y el notable crecimiento de la fábrica de cemento FANCESA que da servicio al departamento de Chuquisaca y a la nación entera, porcemento FANCESA que da servicio al departamento de Chuquisaca y a la nación entera, por este motivo vemos la necesidad de reforzar el sistema eléctrico de potencia y distribución. este motivo vemos la necesidad de reforzar el sistema eléctrico de potencia y distribución.

La subestación eléctrica transmitirá y distribuirá energía eléctrica por una línea de 230 KV a dosLa subestación eléctrica transmitirá y distribuirá energía eléctrica por una línea de 230 KV a dos líneas de 69 KV, respectivamente. líneas de 69 KV, respectivamente.

Por lo anterior mencionado la subestación eléctrica a diseñar será de 230 KV.Por lo anterior mencionado la subestación eléctrica a diseñar será de 230 KV.

2 UBICACIÓN DE LA SUBESTACIÓN ELÉCTRICA.2 UBICACIÓN DE LA SUBESTACIÓN ELÉCTRICA.

La subestación eléctrica de intemperie estará ubicada a 8 Km. de la ciudad de Sucre al lado de laLa subestación eléctrica de intemperie estará ubicada a 8 Km. de la ciudad de Sucre al lado de la subestación de la Zapatera. La subestación ocupa un área total de 1200 m² (30 m. x 40 m.) consubestación de la Zapatera. La subestación ocupa un área total de 1200 m² (30 m. x 40 m.) con cerco perimétrico de material noble (vigas, columnas y paredes de ladrillos).cerco perimétrico de material noble (vigas, columnas y paredes de ladrillos).

2.1 DATOS GEOGRAFICOS METEOROLOGICOS.2.1 DATOS GEOGRAFICOS METEOROLOGICOS.

PAISPAIS :: BoliviaBoliviaDEPARTAMENTODEPARTAMENTO :: ChuquisacaChuquisacaCIUDADCIUDAD :: SucreSucreDISTRITODISTRITO :: 178178LATITUDLATITUD :: -19º 01-19º 01LONGITUDLONGITUD :: -065º 30-065º 30ALTURAALTURA :: 2950 m.s.n.m.2950 m.s.n.m.TEMPERATURA MAXIMATEMPERATURA MAXIMA :: 23 ºC23 ºCTEMPERATURA MINIMATEMPERATURA MINIMA :: 10 ºC10 ºCTEMPERATURA MEDIATEMPERATURA MEDIA :: 18 ºC18 ºCVELOCIDAD DEL VIENTOVELOCIDAD DEL VIENTO :: 13.5 Km / h13.5 Km / hVELOCIDAD MAXIMA DEL VIENTOVELOCIDAD MAXIMA DEL VIENTO :: 45.3 Km / h45.3 Km / h

2.2 DATOS DEL DISEÑO.2.2 DATOS DEL DISEÑO.

La tensión eléctrica en alta de la subestación será de 230 KV y la tensión eléctrica de baja en laLa tensión eléctrica en alta de la subestación será de 230 KV y la tensión eléctrica de baja en la subestación será de 69 KV.subestación será de 69 KV.

Tensión Nominal. Tensión Nominal. La tensión nominal será de 69 KV.La tensión nominal será de 69 KV.

Tipo de conexión del de transformadorTipo de conexión del de transformadorLa conexión será tipo Delta - EstrellaLa conexión será tipo Delta - Estrella

2.3 TRANSFORMADORES. 2.3 TRANSFORMADORES.

Cantidad de unidades.- Cantidad de unidades.- solo será una unidadsolo será una unidad Capacidad por unidad.- Capacidad por unidad.- será de de 230/69 KVserá de de 230/69 KV Tensiones de transformación.- Tensiones de transformación.- 230/69 KV230/69 KV

2.4 LÍNEAS DE TRANSMISIÓN 2.4 LÍNEAS DE TRANSMISIÓN

Números de circuitos. Serán 2 circuitos

Calibre del conductor y numero de conductor por faseConductor de Aluminio con alma de acero ACSR 11315 26/7

2.5 CAPACIDAD DE CORTOCIRCUITO TRIFÁSICO Y MONOFÁSICO A TIERRA2.5 CAPACIDAD DE CORTOCIRCUITO TRIFÁSICO Y MONOFÁSICO A TIERRA

En el lado de alta tensión En el lado de alta tensión En el lado de baja tensiónEn el lado de baja tensión

3 SELECCIÓN DE PARAYAOS.3 SELECCIÓN DE PARAYAOS.

CONSIDERACIONES GENERALES:CONSIDERACIONES GENERALES:

Sistema sólidamente aterrizado. Sistema sólidamente aterrizado. Pararrayos de Oxido de Zinc (ZnO). Pararrayos de Oxido de Zinc (ZnO). Tensión máxima de 245 kV. Tensión máxima de 245 kV.

La tensión nominal de los pararrayos de ZnO, La tensión nominal de los pararrayos de ZnO, RR, se encuentra teniendo en cuenta los siguientes, se encuentra teniendo en cuenta los siguientes parámetros:parámetros:

Tensión Continua de Operación (COV): Tensión Continua de Operación (COV):

Sobretensión Temporal (TOV): Sobretensión Temporal (TOV):

Como es un sistema sólidamente aterrizado, Ke=1.4Como es un sistema sólidamente aterrizado, Ke=1.4

La tensión nominal del pararrayos La tensión nominal del pararrayos R, R, se elige seleccionando el mayor valor entre se elige seleccionando el mayor valor entre RRoo y y RRee..

donde Ko es el factor de diseño según el fabricante el cual debe ser especificado por este. Undonde Ko es el factor de diseño según el fabricante el cual debe ser especificado por este. Un valor de Ko normalmente encontrado es 0.8.valor de Ko normalmente encontrado es 0.8.

donde Kt es la capacidad del pararrayos contra sobretensiones temporales el cual depende deldonde Kt es la capacidad del pararrayos contra sobretensiones temporales el cual depende del tiempo de duración de la sobretensión.tiempo de duración de la sobretensión.

Kt = 1.15 para 1 segundo.Kt = 1.15 para 1 segundo.

Kt = 1.10 para 10 segundos.Kt = 1.10 para 10 segundos.

Kt = 0.95 para 2 horas.Kt = 0.95 para 2 horas.

El mayor entre El mayor entre RRoo y y RRee, es , es RRee por lo consiguiente por lo consiguiente RR es igual a: es igual a:

4. NIVEL DE PROTECCIÓN PARA IMPULSO TIPO ATMOSFERICO (NPR o LIPL)NIVEL DE PROTECCIÓN PARA IMPULSO TIPO ATMOSFERICO (NPR o LIPL)

El NPR de un pararrayos ZnO es considerado, en términos generales y para efectos deEl NPR de un pararrayos ZnO es considerado, en términos generales y para efectos de coordinación de aislamiento como el mayor entre los siguientes valores:coordinación de aislamiento como el mayor entre los siguientes valores:

Tensión máxima residual para impulsos escarpados (1/(2-20) m s) de corriente divididoTensión máxima residual para impulsos escarpados (1/(2-20) m s) de corriente dividido en 1.15. Para efectos prácticos es igual a 1.1*Tensión máxima residual 8/20m s. en 1.15. Para efectos prácticos es igual a 1.1*Tensión máxima residual 8/20m s.

Tensión máxima residual para impulsos atmosféricos a la corriente nominal de descargaTensión máxima residual para impulsos atmosféricos a la corriente nominal de descarga 8/20m s. 8/20m s.

10 kA (Um£ 420kV)10 kA (Um£ 420kV)

15 kA (420kV<Um£ 550kV)15 kA (420kV<Um£ 550kV)

20 kA (Um>550kV)20 kA (Um>550kV)

4.1 NIVEL DE PROTECCIÓN PARA IMPULSO DE MANIOBRA (NPM o SIPL)4.1 NIVEL DE PROTECCIÓN PARA IMPULSO DE MANIOBRA (NPM o SIPL)

El NPM para un pararrayos de ZnO se obtiene así:El NPM para un pararrayos de ZnO se obtiene así:

Sistema con tensión máxima menor de 145kV, máximo voltaje residual con impulso deSistema con tensión máxima menor de 145kV, máximo voltaje residual con impulso de corriente de maniobra (30/60m s) de 0.5 kA. corriente de maniobra (30/60m s) de 0.5 kA.

Sistema con tensiones entre 145kV y 362kV el impulso de corriente de maniobra debeSistema con tensiones entre 145kV y 362kV el impulso de corriente de maniobra debe ser de 1kA. ser de 1kA.

Sistemas con tensiones superiores, el impulso de corriente de maniobra debe ser deSistemas con tensiones superiores, el impulso de corriente de maniobra debe ser de 2kA. 2kA.

La tensión nominal del pararrayo La tensión nominal del pararrayo RR, queda normalizada así: , queda normalizada así:

Valor Normalizado R = 192 kV.Valor Normalizado R = 192 kV.

NPM (SIPL) = 374 kV.NPM (SIPL) = 374 kV.

NPR (LIPL) = 442 kV.NPR (LIPL) = 442 kV.

Debido a que las características de altura de la subestación no son de importancia como seDebido a que las características de altura de la subestación no son de importancia como se menciono en la etapa de planeación, entonces no se harán correcciones por altura al nivel demenciono en la etapa de planeación, entonces no se harán correcciones por altura al nivel de protección para impulso tipo atmosférico (NPR). De igual manera se considero que el nivelprotección para impulso tipo atmosférico (NPR). De igual manera se considero que el nivel ceraunico no era representativo, por lo cual se decidirá que la corriente de choque que soportaraceraunico no era representativo, por lo cual se decidirá que la corriente de choque que soportara los pararrayos será de 10kA, debido al nivel de tensión a manejar (>30kV). los pararrayos será de 10kA, debido al nivel de tensión a manejar (>30kV).

5. CORRIENTES5. CORRIENTES

5.1 CORRIENTE NOMINAL 5.1 CORRIENTE NOMINAL

La corriente nominal nos fija los esfuerzos térmicos que debe soportar una instalación eléctricaLa corriente nominal nos fija los esfuerzos térmicos que debe soportar una instalación eléctrica en las condiciones de operación normal mas desfavorables.en las condiciones de operación normal mas desfavorables.

Con base en su valor se determinan la sección de las barras colectoras y las características deCon base en su valor se determinan la sección de las barras colectoras y las características de conducción de corriente de los equipos (interruptores, seccionadores, transformadores deconducción de corriente de los equipos (interruptores, seccionadores, transformadores de medida, etc.).medida, etc.).

Debido a las condiciones de capacidad de las cargas a alimentar, que en nuestra subestación va aDebido a las condiciones de capacidad de las cargas a alimentar, que en nuestra subestación va a ser de 400 MVA a un nivel de tensión de 230 KV, la corriente nominal de la subestación esser de 400 MVA a un nivel de tensión de 230 KV, la corriente nominal de la subestación es aproximadamente de 2 KA.aproximadamente de 2 KA.

Como el diseño de la Subestación es de configuración interruptor y medio, esta consta de 2Como el diseño de la Subestación es de configuración interruptor y medio, esta consta de 2 diámetros, de esta manera la corriente a manejar por los equipos son:diámetros, de esta manera la corriente a manejar por los equipos son:

TRANSFORMADOR DE CORRIENTE. TRANSFORMADOR DE CORRIENTE. Transformadores de corriente de relación 500/5 A y de relación 1000/5 A.Transformadores de corriente de relación 500/5 A y de relación 1000/5 A.

SECCIONADORESSECCIONADORES. . Corriente nominal de 1 KA.Corriente nominal de 1 KA.

INTERRUPTORESINTERRUPTORESCorriente nominal de 1 KA.Corriente nominal de 1 KA.

6. SOBRETENSIONES.6. SOBRETENSIONES.

Las sobretensiones son voltajes transitorios mayores al los máximos voltajes de operación delLas sobretensiones son voltajes transitorios mayores al los máximos voltajes de operación del sistema. De acuerdo al tipo de sobretensión estos pueden ser limitados por distintos medios desistema. De acuerdo al tipo de sobretensión estos pueden ser limitados por distintos medios de protección. La amplitud de las sobretensiones se puede limitar mediante pararrayos u otrosprotección. La amplitud de las sobretensiones se puede limitar mediante pararrayos u otros medios de protección. Existen tres tipos de sobretensiones: las temporales, las de maniobra y lasmedios de protección. Existen tres tipos de sobretensiones: las temporales, las de maniobra y las atmosféricas.atmosféricas.

Las sobretensiones temporales y las de maniobra son consideradas de origen interno delLas sobretensiones temporales y las de maniobra son consideradas de origen interno del sistema, como resultado de un fenómeno transitorio, mientras que las atmosféricas sesistema, como resultado de un fenómeno transitorio, mientras que las atmosféricas se consideran de origen externo.consideran de origen externo.

6.1 SOBRETENSIONES TEMPORALES 6.1 SOBRETENSIONES TEMPORALES..

Se caracterizan por presentarse a una frecuencia muy cercana a la industrial (o a la mismaSe caracterizan por presentarse a una frecuencia muy cercana a la industrial (o a la misma frecuencia industrial), y por no ser amortiguadas ni suavemente amortiguadas. Se asocianfrecuencia industrial), y por no ser amortiguadas ni suavemente amortiguadas. Se asocian principalmente con perdidas de carga, fallas a tierra y resonancias de diferentes tipos. En unprincipalmente con perdidas de carga, fallas a tierra y resonancias de diferentes tipos. En un sistema bien diseñado, las amplitudes de las sobretensiones temporales no deben exceder de 1.5sistema bien diseñado, las amplitudes de las sobretensiones temporales no deben exceder de 1.5 p.u. y su duración debe ser menor de 1 segundo. p.u. y su duración debe ser menor de 1 segundo.

Para el diseño de la Subestación, la sobretensión temporal debe ser menor a 345kVPara el diseño de la Subestación, la sobretensión temporal debe ser menor a 345kV (230kV*1.5=345kV). Este valor será menor si los transformadores de tensión del sistema son(230kV*1.5=345kV). Este valor será menor si los transformadores de tensión del sistema son sólidamente aterrizados.sólidamente aterrizados.

6.2 SOBRETENSIÓN DE MANIOBRA6.2 SOBRETENSIÓN DE MANIOBRA..

Las sobretensiones de maniobra están asociadas a todas las operaciones de maniobra y fallas enLas sobretensiones de maniobra están asociadas a todas las operaciones de maniobra y fallas en un sistema. Sus altas amplitudes están generalmente en el rango de 2 a 4 p.u., dependiendoun sistema. Sus altas amplitudes están generalmente en el rango de 2 a 4 p.u., dependiendo mucho de los valores reales del diseño del sistema y de los medios para limitarlos.mucho de los valores reales del diseño del sistema y de los medios para limitarlos.

Para el nivel de tensión de la Subestación de 230kV, se pueden presentar sobretensiones dePara el nivel de tensión de la Subestación de 230kV, se pueden presentar sobretensiones de maniobra entre 440kV y 880kV.maniobra entre 440kV y 880kV.

6.3 SOBRETENSIONES ATMOSFÉRICAS6.3 SOBRETENSIONES ATMOSFÉRICAS..

Las sobretensiones atmosféricas de amplitudes grandes pueden entrar a una subestación comoLas sobretensiones atmosféricas de amplitudes grandes pueden entrar a una subestación como resultado de descargas atmosféricas directas sobre una línea o como flámeos inversos en unaresultado de descargas atmosféricas directas sobre una línea o como flámeos inversos en una torre. La subestación debe estar protegida contra descargas directas mediante untorre. La subestación debe estar protegida contra descargas directas mediante un apantallamiento eficiente.apantallamiento eficiente.

Para tensiones de 230kV su valor está entre 4 y 6 p.u. es decir, entre 880kV y 1520kV.Para tensiones de 230kV su valor está entre 4 y 6 p.u. es decir, entre 880kV y 1520kV.

De acuerdo con la IEC 60-2, la tensión de prueba normalizada para sobretensiones atmosféricasDe acuerdo con la IEC 60-2, la tensión de prueba normalizada para sobretensiones atmosféricas tiene un tiempo de frente de 1.2 s y un tiempo de cola medio de 50 s.tiene un tiempo de frente de 1.2 s y un tiempo de cola medio de 50 s.

Se observa la representación esquemática de los diferentes tipos de sobretensiones.Se observa la representación esquemática de los diferentes tipos de sobretensiones.

7. COORDINACION DE AISLAMIENTO.7. COORDINACION DE AISLAMIENTO.

Para entender la selección del aislamiento de este diseño, se definirá primero algunos conceptos:Para entender la selección del aislamiento de este diseño, se definirá primero algunos conceptos:

7.1 COORDINACION DE AISLAMIENTO.7.1 COORDINACION DE AISLAMIENTO.

Comprende la selección de la soportabilidad o resistencia eléctrica de un equipo y su aplicaciónComprende la selección de la soportabilidad o resistencia eléctrica de un equipo y su aplicación en relación con las tensiones que pueden aparecer en el sistema en el cual el equipo seráen relación con las tensiones que pueden aparecer en el sistema en el cual el equipo será utilizado, teniendo en cuenta las características de los dispositivos de protección disponibles, deutilizado, teniendo en cuenta las características de los dispositivos de protección disponibles, de tal manera que se reduzca a niveles económicos y operacionalmente aceptables la probabilidadtal manera que se reduzca a niveles económicos y operacionalmente aceptables la probabilidad de que los esfuerzos de tensión resultantes impuestos en el equipo causen daño al aislamiento ode que los esfuerzos de tensión resultantes impuestos en el equipo causen daño al aislamiento o afecten la continuidad del servicio.afecten la continuidad del servicio.

Los tres niveles de sobretensión considerados en la coordinación de aislamiento son:Los tres niveles de sobretensión considerados en la coordinación de aislamiento son:

Nivel 1Nivel 1: También llamado nivel alto. Se utiliza en los aislamientos internos, no: También llamado nivel alto. Se utiliza en los aislamientos internos, no autorecuperables (sin contacto con el aire), de aparatos como transformadores, cables oautorecuperables (sin contacto con el aire), de aparatos como transformadores, cables o interruptores. interruptores.

Nivel 2Nivel 2: También llamado medio o de seguridad. Está constituido por el nivel de: También llamado medio o de seguridad. Está constituido por el nivel de aislamiento autorecuperable de las partes vivas de los diferentes equipos, que están enaislamiento autorecuperable de las partes vivas de los diferentes equipos, que están en contacto con el aire. Este nivel se adecua de acuerdo con la altura sobre el nivel del marcontacto con el aire. Este nivel se adecua de acuerdo con la altura sobre el nivel del mar de la instalación y se utiliza en todos los aisladores de aparatos, barrajes y pasamuros dede la instalación y se utiliza en todos los aisladores de aparatos, barrajes y pasamuros de la subestación que están en contacto con el aire. la subestación que están en contacto con el aire.

Nivel 3Nivel 3: También llamado bajo o de protección. Está constituido por el nivel de: También llamado bajo o de protección. Está constituido por el nivel de operación de los explosores de los pararrayos de protección. operación de los explosores de los pararrayos de protección.

7.2 TENSIÓN SOPORTADA AL IMPULSO TIPO ATMOSFÉRICO (BIL o LIWL) 7.2 TENSIÓN SOPORTADA AL IMPULSO TIPO ATMOSFÉRICO (BIL o LIWL)..

Es el valor pico de tensión soportada al impulso atmosférico el cual caracteriza el aislamientoEs el valor pico de tensión soportada al impulso atmosférico el cual caracteriza el aislamiento del equipo en lo que se refiere a pruebas. Esta tensión se especifica solamente en seco, ya que ladel equipo en lo que se refiere a pruebas. Esta tensión se especifica solamente en seco, ya que la soportabilidad de los equipos a estos impulsos, de manera muy general, se afecta poco por lasoportabilidad de los equipos a estos impulsos, de manera muy general, se afecta poco por la lluvia.lluvia.

7.3 TENSIÓN SOPORTADA AL IMPULSO TIPO MANIOBRA (BSL o SIWL)7.3 TENSIÓN SOPORTADA AL IMPULSO TIPO MANIOBRA (BSL o SIWL)..

Es el valor pico de tensión soportada al impulso tipo maniobra, el cual caracteriza el aislamientoEs el valor pico de tensión soportada al impulso tipo maniobra, el cual caracteriza el aislamiento del equipo en lo que se refiere a pruebas. Esta tensión se debe especificar en seco y/o bajodel equipo en lo que se refiere a pruebas. Esta tensión se debe especificar en seco y/o bajo lluvia, ya que la soportabilidad de los equipos de maniobra tiende a reducir bajo una lluvia delluvia, ya que la soportabilidad de los equipos de maniobra tiende a reducir bajo una lluvia de elevada precipitación. Normalmente la condición en seco se prueba para impulsos de polaridadelevada precipitación. Normalmente la condición en seco se prueba para impulsos de polaridad positiva y la condición bajo lluvia para impulsos de polaridad negativa.positiva y la condición bajo lluvia para impulsos de polaridad negativa.

7.4 FACTOR DE SEGURIDAD7.4 FACTOR DE SEGURIDAD..

Son las relaciones entre las tensiones soportadas con impulsos tipo maniobra o atmosféricos ySon las relaciones entre las tensiones soportadas con impulsos tipo maniobra o atmosféricos y las tensiones máximas encontradas.las tensiones máximas encontradas.

8. CALCULO DE AISLAMIENTO.8. CALCULO DE AISLAMIENTO.

Hay dos métodos para el cálculo del nivel de aislamiento: Un método convencional que esHay dos métodos para el cálculo del nivel de aislamiento: Un método convencional que es utilizado para tensiones menores a 300kV y un método estadístico que es utilizado parautilizado para tensiones menores a 300kV y un método estadístico que es utilizado para tensiones mayores a 300kV.tensiones mayores a 300kV.

Como la subestación tiene un nivel de tensión de 230kV, se utilizara el método convencional.Como la subestación tiene un nivel de tensión de 230kV, se utilizara el método convencional.

Se aplica un factor de seguridad (KSe aplica un factor de seguridad (KII) para relacionar el NPR y el BIL. Este factor tiene un rango) para relacionar el NPR y el BIL. Este factor tiene un rango entre 1.2 y 1.4 siendo 1.25 un valor normalmente aplicado. Para niveles de tensión inferiores aentre 1.2 y 1.4 siendo 1.25 un valor normalmente aplicado. Para niveles de tensión inferiores a 52kV, el valor K52kV, el valor KII más utilizado es 1.4. más utilizado es 1.4.

Se aplica un factor de seguridad KSe aplica un factor de seguridad KMM para relacionar el NPM y el BSL. Donde K para relacionar el NPM y el BSL. Donde KMM = 1.15. = 1.15.

Existe un factor de seguridad que relaciona el BSL y el BIL y que depende del medio aislanteExiste un factor de seguridad que relaciona el BSL y el BIL y que depende del medio aislante así:así:

Equipos sumergidos en aceite, K=0.83Equipos sumergidos en aceite, K=0.83 Equipos aislados al aire, K=0.6 a 0.75.Equipos aislados al aire, K=0.6 a 0.75.

A continuación se escribe el procedimiento general para determinar el BIL de un equipo. EsteA continuación se escribe el procedimiento general para determinar el BIL de un equipo. Este procedimiento es válido para alturas inferiores a 1000 metros sobre el nivel del mar.procedimiento es válido para alturas inferiores a 1000 metros sobre el nivel del mar.

1.1. Obtener el NPR y el NPM del pararrayos. Obtener el NPR y el NPM del pararrayos. 2.2. Determinar el KDeterminar el KII y el K y el KMM deseados. deseados. 3.3. Obtener el nivel mínimo de aislamiento al impulso atmosférico: BIL= KObtener el nivel mínimo de aislamiento al impulso atmosférico: BIL= KII*NPR. *NPR. 4.4. Elegir el valor normalizado por encima del BIL encontrado, obteniéndose así el BILElegir el valor normalizado por encima del BIL encontrado, obteniéndose así el BIL

normalizado del equipo en consideración (BILnormalizado del equipo en consideración (BILNN). ). 5.5. Obtener el nivel mínimo de aislamiento al impulso de maniobra: BSL=K*BILObtener el nivel mínimo de aislamiento al impulso de maniobra: BSL=K*BILNN. . 6.6. Obtener la relación entre BSL y NPM: KObtener la relación entre BSL y NPM: KFF=BSL/NPM. =BSL/NPM. 7.7. El valor determinado en el paso anterior debe ser mayor o igual a KEl valor determinado en el paso anterior debe ser mayor o igual a KMM: K: KF³ F³ KKM. M.

8.8. Si no se cumple la anterior relación se debe incrementar el BIL encontrado en el paso 4Si no se cumple la anterior relación se debe incrementar el BIL encontrado en el paso 4 en un nivel superior y repetir, con este nuevo valor, los pasos 5 y 6. Este incremento delen un nivel superior y repetir, con este nuevo valor, los pasos 5 y 6. Este incremento del BIL se debe efectuar de modo iterativo hasta obtener el KBIL se debe efectuar de modo iterativo hasta obtener el KF³ F³ KKMM. .

9.9. Es suficiente con especificar el BIL del equipo ya que el BSL está directamenteEs suficiente con especificar el BIL del equipo ya que el BSL está directamente relacionado. relacionado.

Este procedimiento se puede resumir en el diagrama mostrado en la Figura 9. Este procedimiento se puede resumir en el diagrama mostrado en la Figura 9.

Para el diseño de la Subestación, se determinara el BIL con el procedimiento anterior así:Para el diseño de la Subestación, se determinara el BIL con el procedimiento anterior así:

NPM del pararrayos: NPM del pararrayos: 374kV374kV

NPR del pararrayos: NPR del pararrayos: 442kV442kV

Factor de Seguridad (KFactor de Seguridad (KII): ): 1.251.25 Para sistemas mayores a 52kV. Para sistemas mayores a 52kV.

Factor de Seguridad (KFactor de Seguridad (KMM): ): 1.151.15

Factor de Seguridad (K): Factor de Seguridad (K): 0.650.65

BIL=KBIL=KII*NPR=1.25*442kV= *NPR=1.25*442kV= 552.5kV552.5kV

BIL Normalizado BIL Normalizado 1050kV1050kV

BSL=K*BILBSL=K*BILNN=0.65*1050kV= =0.65*1050kV= 682.5kV682.5kV

KKFF=BSL/NPM=682.5kV/374kV= =BSL/NPM=682.5kV/374kV= 1.821.82

KKF³ F³ KKM M 1.82 ³ 1.151.82 ³ 1.15

El BIL seleccionado será de El BIL seleccionado será de 1050kV1050kV

Cuando se expresa más de un nivel de aislamiento, el nivel más alto debe seleccionarse para Cuando se expresa más de un nivel de aislamiento, el nivel más alto debe seleccionarse para factores de falla a tierra mayores a 1.4factores de falla a tierra mayores a 1.4

niveles de aislamiento normalizados por la IEC, se obtendrán los siguientes valores:niveles de aislamiento normalizados por la IEC, se obtendrán los siguientes valores:

Voltaje Nominal: 230kVVoltaje Nominal: 230kV

Voltaje Máximo: 245kVVoltaje Máximo: 245kV

UUmm*Ö 2/Ö 3=U*Ö 2/Ö 3=Unn (Valor pico) 200kV (Valor pico) 200kV

V.Impulso (Valor pico) 1050kV Aislamiento pleno al impulsoV.Impulso (Valor pico) 1050kV Aislamiento pleno al impulso

900kV Aislamiento reducido al impulso900kV Aislamiento reducido al impulso

V.rms (Valor pico) 460kV Aislamiento pleno a baja frecuenciaV.rms (Valor pico) 460kV Aislamiento pleno a baja frecuencia

390kV Aislamiento reducido a baja frecuencia390kV Aislamiento reducido a baja frecuencia

  

9. DIMENSIONAMIENTO DE LA SUBESTACION9. DIMENSIONAMIENTO DE LA SUBESTACION

El dimensionamiento de una subestación es una de las actividades principales dentro de la etapaEl dimensionamiento de una subestación es una de las actividades principales dentro de la etapa de diseño, puesto que incide prácticamente en todas las demás actividades y por lo tanto afectade diseño, puesto que incide prácticamente en todas las demás actividades y por lo tanto afecta el costo global.el costo global.

Los niveles de tensión determinan las necesidades de aislamiento que garantizan la operaciónLos niveles de tensión determinan las necesidades de aislamiento que garantizan la operación confiable y segura para el personal y el equipo instalado en una subestación. Dicho aislamientoconfiable y segura para el personal y el equipo instalado en una subestación. Dicho aislamiento impone la especificación de materiales aislantes y de distancias entre los diferentes elementosimpone la especificación de materiales aislantes y de distancias entre los diferentes elementos de patio, de tal forma que los gradientes de tensión a los cuales están sometidos no rompan lade patio, de tal forma que los gradientes de tensión a los cuales están sometidos no rompan la rigidez dieléctrica del material aislante. Dicho de otro modo, los niveles de tensión y el materialrigidez dieléctrica del material aislante. Dicho de otro modo, los niveles de tensión y el material aislante determinan las distancias entre los diferentes elementos de patio de una subestación. Aaislante determinan las distancias entre los diferentes elementos de patio de una subestación. A su vez, dichas distancias en conjunto con la potencia de trabajo determinan el tamaño de lossu vez, dichas distancias en conjunto con la potencia de trabajo determinan el tamaño de los equipos a utilizar.equipos a utilizar.

En tal sentido, los principales factores a considerar en el dimensionamiento de una subestaciónEn tal sentido, los principales factores a considerar en el dimensionamiento de una subestación son las distancias criticas fase - fase y fase - tierra que deben existir en la subestación parason las distancias criticas fase - fase y fase - tierra que deben existir en la subestación para garantizar un nivel de aislamiento adecuado y las distancias de seguridad requeridas para lasgarantizar un nivel de aislamiento adecuado y las distancias de seguridad requeridas para las labores de revisión y mantenimiento sin peligro alguno para el personal.labores de revisión y mantenimiento sin peligro alguno para el personal.

10. DETERMINACION DE DISTANCIAS DIELECTRICAS EN SUBESTACIONES10. DETERMINACION DE DISTANCIAS DIELECTRICAS EN SUBESTACIONES..

Para obtener la adecuada coordinación de aislamiento en una subestación es necesario fijar lasPara obtener la adecuada coordinación de aislamiento en una subestación es necesario fijar las distancias a través del aire entre partes vivas de fases diferentes y entre partes vivas de fase ydistancias a través del aire entre partes vivas de fases diferentes y entre partes vivas de fase y tierra. Para ello vamos a definir ciertos conceptos que se utilizan para comprender el problema.tierra. Para ello vamos a definir ciertos conceptos que se utilizan para comprender el problema.

Tensión critica de flameo (TCF):Tensión critica de flameo (TCF): Es la tensión obtenida en forma experimental que Es la tensión obtenida en forma experimental que presenta una probabilidad de flameo del 50%. presenta una probabilidad de flameo del 50%.

En las normas se calcula el valor de TCF a partir del nivel básico de impulso, BIL, aEn las normas se calcula el valor de TCF a partir del nivel básico de impulso, BIL, a nivel del mar óseo:nivel del mar óseo:

Como no se requieren factores de corrección, el TCF de diseño será de 1092.6kV.Como no se requieren factores de corrección, el TCF de diseño será de 1092.6kV.

Distancia de fase – tierra (m) :Distancia de fase – tierra (m) :

Distancia de fase – fase (m).Distancia de fase – fase (m).

Para los barrajes flexibles hay que tomar los desplazamientos debidos al viento o a losPara los barrajes flexibles hay que tomar los desplazamientos debidos al viento o a los sismos. Para ello las distancias mínimas de diseño se pueden expresar como el productosismos. Para ello las distancias mínimas de diseño se pueden expresar como el producto de un factor que varía de 1.8 a 2 por la distancia mínima de fase a tierra dada de acuerdode un factor que varía de 1.8 a 2 por la distancia mínima de fase a tierra dada de acuerdo con la altura sobre el nivel del mar del lugar de la instalación, para los niveles decon la altura sobre el nivel del mar del lugar de la instalación, para los niveles de tensión nominal Utensión nominal UNN £ 230kV. £ 230kV.

Para el diseño de la subestación, la distancia mínima fase – fase seráPara el diseño de la subestación, la distancia mínima fase – fase será

Distancias criticas para conductores flexibles (m).Distancias criticas para conductores flexibles (m).

En la determinación de la distancia dieléctrica para conductores flexibles se debe tenerEn la determinación de la distancia dieléctrica para conductores flexibles se debe tener en cuenta, además del BIL de la subestación, la flecha máxima del conductor. Laen cuenta, además del BIL de la subestación, la flecha máxima del conductor. La siguiente formula empírica se aplica para obtener la separación mínima que debe existirsiguiente formula empírica se aplica para obtener la separación mínima que debe existir entre dichos conductores: entre dichos conductores:

Donde:Donde:

K = 7.5 para conductores de cobre y 10 para conductores de acero-aluminioK = 7.5 para conductores de cobre y 10 para conductores de acero-aluminio

D, es la distancia horizontal entre fase para conductores rígidos.D, es la distancia horizontal entre fase para conductores rígidos.

F, es la flecha máxima del conductor en centímetros.F, es la flecha máxima del conductor en centímetros.

Para el caso de conductores en acero – aluminio:Para el caso de conductores en acero – aluminio:

Para el caso de conductores de cobre:Para el caso de conductores de cobre:

11. 11. DISTANCIAS DE SEGURIDADDISTANCIAS DE SEGURIDAD

Se entiende como distancia mínima de seguridad aquellos espacios que se deben conservar enSe entiende como distancia mínima de seguridad aquellos espacios que se deben conservar en las subestaciones para que el personal pueda circular y efectuar maniobras sin que exista riesgolas subestaciones para que el personal pueda circular y efectuar maniobras sin que exista riesgo para sus vidas. Las distancias de seguridad a través de aire están compuestas por dos términos:para sus vidas. Las distancias de seguridad a través de aire están compuestas por dos términos: el primero es la distancia mínima de fase a tierra, correspondiente al nivel de aislamiento alel primero es la distancia mínima de fase a tierra, correspondiente al nivel de aislamiento al impulso de la zona. El segundo término se suma al anterior y dependen de la talla media de losimpulso de la zona. El segundo término se suma al anterior y dependen de la talla media de los operadores. operadores.

Las distancias mínimas de seguridad se pueden expresar con las siguientes relaciones:Las distancias mínimas de seguridad se pueden expresar con las siguientes relaciones:

D = d + 0.9D = d + 0.9

H = d + 2.25H = d + 2.25

D, es la distancia horizontal en metros que se debe respetar en todas las zonas de circulación.D, es la distancia horizontal en metros que se debe respetar en todas las zonas de circulación.

H, es la distancia vertical en metros que debe respetarse en todas las zonas de circulación. H, es la distancia vertical en metros que debe respetarse en todas las zonas de circulación. Nunca debe ser menor de 3 metros.Nunca debe ser menor de 3 metros.

D, es la distancia mínima de fase a tierra correspondiente al BIL de la zona.D, es la distancia mínima de fase a tierra correspondiente al BIL de la zona.

Para nuestro diseño:Para nuestro diseño:

D =2.2 m + 0.9 = 3.1mD =2.2 m + 0.9 = 3.1m

H =2.2 m + 2.25 = 4.45mH =2.2 m + 2.25 = 4.45m

La distancia mínima para vehículos será:La distancia mínima para vehículos será:

D = (d+0.7) + 0.9 = (2.2+0.7) + 0.9 = 3.8mD = (d+0.7) + 0.9 = (2.2+0.7) + 0.9 = 3.8m

H = (d+0.7) + 2.25 = (2.2+0.7) + 2.25 = 5.15mH = (d+0.7) + 2.25 = (2.2+0.7) + 2.25 = 5.15m

La distancia mínima para áreas de trabajo será:La distancia mínima para áreas de trabajo será:

D = (d+1.75) + 0.9 = (2.2+1.75) + 0.9 = 4.85mD = (d+1.75) + 0.9 = (2.2+1.75) + 0.9 = 4.85m

H = (d+1.25) + 2.25 = (2.2 + 1.25) + 2.25 = 5.70mH = (d+1.25) + 2.25 = (2.2 + 1.25) + 2.25 = 5.70m

12. DISTANCIA DE DISEÑO12. DISTANCIA DE DISEÑO

Este punto se refiere al dimensionamiento de las distancias entre partes vivas que se requierenEste punto se refiere al dimensionamiento de las distancias entre partes vivas que se requieren en instalaciones convencionales (ya sea interiores e intemperie). No se tiene en cuenta lasen instalaciones convencionales (ya sea interiores e intemperie). No se tiene en cuenta las instalaciones encapsuladas o aisladas en gas. La determinación de estas dimensiones se efectúainstalaciones encapsuladas o aisladas en gas. La determinación de estas dimensiones se efectúa mediante el cálculo de las distancias dieléctricas entre las partes vivas del equipo y entre estas ymediante el cálculo de las distancias dieléctricas entre las partes vivas del equipo y entre estas y las estructuras, muros, rejas y el suelo, de acuerdo con el siguiente orden.las estructuras, muros, rejas y el suelo, de acuerdo con el siguiente orden.

1.1. Distancia entre fases. Distancia entre fases. 2.2. Distancia entre fase y tierra. Distancia entre fase y tierra. 3.3. Distancia de seguridad. Distancia de seguridad. 4.4. Altura de los equipos sobre el nivel del suelo. Altura de los equipos sobre el nivel del suelo. 5.5. Altura de las barras colectoras sobre el suelo. Altura de las barras colectoras sobre el suelo. 6.6. Altura de remate de las líneas de transmisión que llegan a la subestación. Altura de remate de las líneas de transmisión que llegan a la subestación.

Los tres primeros numerales ya han sido tratados y veremos los tres restantes.Los tres primeros numerales ya han sido tratados y veremos los tres restantes.

13. ALTURA DE LOS EQUIPOS SOBRE EL NIVEL DEL SUELO 13. ALTURA DE LOS EQUIPOS SOBRE EL NIVEL DEL SUELO

Esta altura se considera también como el primer nivel de barras (hEsta altura se considera también como el primer nivel de barras (hss).).

La altura mínima hLa altura mínima hss, de las partes vivas sobre el nivel del suelo en ningún caso debe ser inferior, de las partes vivas sobre el nivel del suelo en ningún caso debe ser inferior a 3 metros, si no se encuentran aisladas por barreras de protección. La altura mínima de la basea 3 metros, si no se encuentran aisladas por barreras de protección. La altura mínima de la base de los aisladores que soportan partes vivas no debe ser menor de 2.25 metros.de los aisladores que soportan partes vivas no debe ser menor de 2.25 metros.

Prescindiendo de las tablas, la altura mínima de las partes vivas de cualquier equipo se calculaPrescindiendo de las tablas, la altura mínima de las partes vivas de cualquier equipo se calcula de acuerdo con la siguiente expresión:de acuerdo con la siguiente expresión:

hhss = 2.30 + 0.0105*U = 2.30 + 0.0105*Umm

Donde UDonde Umm es la máxima tensión de diseño del equipo en cuestión. es la máxima tensión de diseño del equipo en cuestión.

hhss = 2.30 + 0.0105*245kV = 4.87m = 2.30 + 0.0105*245kV = 4.87m

14. ALTURA DE LAS BARRAS COLECTORAS SOBRE EL NIVEL DEL SUELO14. ALTURA DE LAS BARRAS COLECTORAS SOBRE EL NIVEL DEL SUELO

La altura de las barras sobre el nivel del suelo debe considerar la posibilidad de que al pasar unaLa altura de las barras sobre el nivel del suelo debe considerar la posibilidad de que al pasar una persona por debajo de las barras, esta reciba la sensación del campo eléctrico. La expresión quepersona por debajo de las barras, esta reciba la sensación del campo eléctrico. La expresión que proporciona la altura de las barras colectoras (hproporciona la altura de las barras colectoras (hee), considerando la sensación de campo eléctrico), considerando la sensación de campo eléctrico es la siguiente:es la siguiente:

He= 5.0 + 0.0125*UHe= 5.0 + 0.0125*Umm

He= 5.0 + 0.0125*245kV = 8.1mHe= 5.0 + 0.0125*245kV = 8.1m

15. ALTURA DE REMATE DE LAS LÍNEAS DE TRANSMISION15. ALTURA DE REMATE DE LAS LÍNEAS DE TRANSMISION

Los conductores de las líneas de transmisión que llegan o salen de una subestación no debenLos conductores de las líneas de transmisión que llegan o salen de una subestación no deben rematar a una altura hrematar a una altura hII inferior a 6m. Dicha altura se puede obtener de la relación: inferior a 6m. Dicha altura se puede obtener de la relación:

hhII = 5.0 + 0.006*U = 5.0 + 0.006*Umm

hhII = 5.0 + 0.006*245kV = 6.5m = 5.0 + 0.006*245kV = 6.5m

16. DISTANCIA CRÍTICAS CONSIDERANDO EL BALANCEO DE LA CADENA DE 16. DISTANCIA CRÍTICAS CONSIDERANDO EL BALANCEO DE LA CADENA DE AISLADORESAISLADORES

Debido a que la cadena de aisladores suspendidos verticalmente es susceptible de movimiento,Debido a que la cadena de aisladores suspendidos verticalmente es susceptible de movimiento, se debe considerar una separación adicional en las distancias críticas eléctricas de tal forma quese debe considerar una separación adicional en las distancias críticas eléctricas de tal forma que se tenga en cuenta el acercamiento producido por este efecto. El cálculo de esta separación sese tenga en cuenta el acercamiento producido por este efecto. El cálculo de esta separación se hace de acuerdo a la siguiente expresión:hace de acuerdo a la siguiente expresión:

S = LS = Lkk * sen * sen αα

Donde:Donde:

S, es la separación producida por el balanceo de la cadena de aisladores, expresada en metros.S, es la separación producida por el balanceo de la cadena de aisladores, expresada en metros.

LLkk, es igual a la longitud de la cadena de aisladores, expresada en metros., es igual a la longitud de la cadena de aisladores, expresada en metros.

, es el ángulo de balanceo máximo que puede llegar a ser de 10° , es el ángulo de balanceo máximo que puede llegar a ser de 10°

LLk k = 14.6 (N-1) + K= 14.6 (N-1) + Kff

Donde:Donde:

N = 1.15(DN = 1.15(Dff/d/dff))

DDf f = K= Kff (U (Umm*K*Kdd))

DDf f = 20mm/kV*(230kV*1.0) = 4600mm = 4.6m= 20mm/kV*(230kV*1.0) = 4600mm = 4.6m

N = 1.15*(4600mm/292mm) = 18.2 18 aisladores por cadenaN = 1.15*(4600mm/292mm) = 18.2 18 aisladores por cadena

LLkk = 14.6 (18-1) + 20 = 2682mm = 2.682m = 14.6 (18-1) + 20 = 2682mm = 2.682m

S = LS = Lkk * sen * sen αα = 2.682 * sen 10° = 0.466m = 2.682 * sen 10° = 0.466m

17. CALCULO DE LAS DIMESIONES DE CAMPO DE LA SUBESTACION17. CALCULO DE LAS DIMESIONES DE CAMPO DE LA SUBESTACION

17.1 INTERRUPTORES Y SECCIONADORES17.1 INTERRUPTORES Y SECCIONADORES

En las tablas se presentan las dimensiones más importantes de interruptores y seccionadores tipoEn las tablas se presentan las dimensiones más importantes de interruptores y seccionadores tipo exterior, tomadas de catálogos de fabricantes. Dichas dimensiones son susceptibles de variaciónexterior, tomadas de catálogos de fabricantes. Dichas dimensiones son susceptibles de variación en la medida en que se presentan los avances tecnológicos, tanto de los principios de operación en la medida en que se presentan los avances tecnológicos, tanto de los principios de operación como de los materiales aislantes.como de los materiales aislantes.

  

18. DETERMINACION DEL ANCHO DE CAMPO DE LAS SUBESTACIONES18. DETERMINACION DEL ANCHO DE CAMPO DE LAS SUBESTACIONES

El ancho de campo de una subestación es la distancia entre los ejes de las columnas que forman El ancho de campo de una subestación es la distancia entre los ejes de las columnas que forman el pórtico de entrada de línea y está determinado por la configuración, las dimensiones de los el pórtico de entrada de línea y está determinado por la configuración, las dimensiones de los equipos y los tipos de barraje utilizados.equipos y los tipos de barraje utilizados.

Seccionadores Centrados con respecto al eje de los pórticos : Seccionadores Centrados con respecto al eje de los pórticos : Esta ubicación corresponde a los Esta ubicación corresponde a los seccionadores de línea, y se calculan el ancho de la subestación de la siguiente manera:seccionadores de línea, y se calculan el ancho de la subestación de la siguiente manera:

LL11 = 2540mm = 2540mm

LL11/2 = 1270mm/2 = 1270mm

ddF-FF-F = 2444mm = 2444mm

ddF-TF-T = 1955mm = 1955mm

Ac = 1400mmAc = 1400mm

Distancias entre seccionadores : Distancias entre seccionadores :

ddssss = L = L11/2 + d/2 + dF-FF-F = 1270 + 2444 = 3714mm @ 4000mm = 1270 + 2444 = 3714mm @ 4000mm

Distancia entre columna y seccionador de fase exterior :Distancia entre columna y seccionador de fase exterior :

ddc-sc-s= d= dc-ec-e = L = L11/2 + X + Ac/2 = 1270 + 1870 + 700 = 3840mm @ 4000mm/2 + X + Ac/2 = 1270 + 1870 + 700 = 3840mm @ 4000mm

ddc-sc-s= d= dc-ec-e = Distancia entre columna y seccionador de fase exterior. = Distancia entre columna y seccionador de fase exterior.

19. DETERMINACION DE LA ALTURA DEL CAMPO19. DETERMINACION DE LA ALTURA DEL CAMPO

La altura de los pórticos de un campo está determinada principalmente por el tipo de La altura de los pórticos de un campo está determinada principalmente por el tipo de conductores que se utilicen, así como el número de niveles de conexión que requiere la conductores que se utilicen, así como el número de niveles de conexión que requiere la configuración de la subestación.configuración de la subestación.

El primer nivel de conexión que se encuentra en una subestación está conformado por la El primer nivel de conexión que se encuentra en una subestación está conformado por la conexión entre equipos cuya altura se determina por las distancias de seguridad descritas conexión entre equipos cuya altura se determina por las distancias de seguridad descritas anteriormente.anteriormente.

Así, la altura mínima para la conexión de equipos será:Así, la altura mínima para la conexión de equipos será:

Nivel de Tensión 230kVNivel de Tensión 230kV

Tensión Máxima (UTensión Máxima (Umm) 245kV) 245kV

hhss = d = dF-TF-T + 2.25 4.2m + 2.25 4.2m

hhss = 2.30 + 0.0105*U = 2.30 + 0.0105*Um m 4.87m4.87m

Altura del Interruptor Seleccionado (HAltura del Interruptor Seleccionado (H11) 4.9m) 4.9m

El segundo nivel de conexión generalmente está conformado por los barrajes, cuya altura debeEl segundo nivel de conexión generalmente está conformado por los barrajes, cuya altura debe estar sobre el nivel del equipo en una distancia por lo menos igual a la distancia mínima fase –estar sobre el nivel del equipo en una distancia por lo menos igual a la distancia mínima fase – fase, cable – cable, siendo la aplicación más simple cuando se utilizan barrajes y conexiones afase, cable – cable, siendo la aplicación más simple cuando se utilizan barrajes y conexiones a equipos rígidos. Cuando se tienen conductores flexibles es necesario tener en cuenta la flecha deequipos rígidos. Cuando se tienen conductores flexibles es necesario tener en cuenta la flecha de los barrajes, la conexión de los seccionadores de campo a la fase más apartada del barraje y ellos barrajes, la conexión de los seccionadores de campo a la fase más apartada del barraje y el acercamiento de estas conexiones a los puentes bajo las estructuras de soporte de barras (enacercamiento de estas conexiones a los puentes bajo las estructuras de soporte de barras (en algunos casos se recomienda instalar un aislador de poste en la conexión de seccionador a laalgunos casos se recomienda instalar un aislador de poste en la conexión de seccionador a la fase del barraje más alejado para evitar estos acercamientos).fase del barraje más alejado para evitar estos acercamientos).

Para calcular las alturas del segundo nivel podemos utilizar nuevamente las expresiones Para calcular las alturas del segundo nivel podemos utilizar nuevamente las expresiones conocidas:conocidas:

Nivel de Tensión 230kVNivel de Tensión 230kV

Tensión Máxima (UTensión Máxima (Umm) 245kV) 245kV

HHs2s2 = d = dF-TF-T + 2.25 + H + 2.25 + Hs s 9.59 @ 10.0m9.59 @ 10.0m

HHs2s2 = 5.00 + 0.0125*U = 5.00 + 0.0125*Um m 8.06m8.06m

Altura de Barras 10mAltura de Barras 10m

El tercer nivel de conexiones generalmente está conformado por templas superiores, cuya alturaEl tercer nivel de conexiones generalmente está conformado por templas superiores, cuya altura debe ser superior a la de los barrajes en por lo menos la distancia mínima fase – fase, cable –debe ser superior a la de los barrajes en por lo menos la distancia mínima fase – fase, cable – cable, mas la flecha máxima de la templa.cable, mas la flecha máxima de la templa.

Nivel de Tensión 230kVNivel de Tensión 230kV

Tensión Máxima (UTensión Máxima (Umm) 245kV) 245kV

HHs3s3 = H = Hs2s2 + d + dF-FF-F + Y + Yo o 13.9 @ 14.0m13.9 @ 14.0m

HHs3s3 = H = Hs2s2 + d + dF-FF-F + Y + Yo o + 2.25+ 2.25 16.15 @ 17m16.15 @ 17m

20. DETERMINACION DE LA LONGITUD DEL CAMPO20. DETERMINACION DE LA LONGITUD DEL CAMPO

La longitud de campo está determinada por la configuración de la subestación y por lasLa longitud de campo está determinada por la configuración de la subestación y por las distancias entre los diferentes equipos. Dicha longitud no se determina por las distanciasdistancias entre los diferentes equipos. Dicha longitud no se determina por las distancias mínimas o de seguridad, sino más bien por razones de mantenimiento, montaje y estética. Paramínimas o de seguridad, sino más bien por razones de mantenimiento, montaje y estética. Para el montaje y mantenimiento se recomienda que los terminales de los equipos sean accesibles porel montaje y mantenimiento se recomienda que los terminales de los equipos sean accesibles por el personal desde cualquier punto. Se considera como una distancia aceptable entre losel personal desde cualquier punto. Se considera como una distancia aceptable entre los terminales de equipo 1.5m. Partiendo de esta base y considerando las dimensiones de losterminales de equipo 1.5m. Partiendo de esta base y considerando las dimensiones de los diferentes equipos, se puede determinar la distancia entre equipos de un mismo campo. Cuandodiferentes equipos, se puede determinar la distancia entre equipos de un mismo campo. Cuando se tienen equipos de aspecto exterior similar, por ejemplo transformadores de instrumentación yse tienen equipos de aspecto exterior similar, por ejemplo transformadores de instrumentación y pararrayos, pero de dimensiones ligeramente distintas, es posible por razones estéticas adoptarpararrayos, pero de dimensiones ligeramente distintas, es posible por razones estéticas adoptar distancias iguales entre estos equipos.distancias iguales entre estos equipos.

21. APANTALLAMIENTO O BLINDAJE DE SUBESTACIONES ELÉCTRICAS.21. APANTALLAMIENTO O BLINDAJE DE SUBESTACIONES ELÉCTRICAS.

En nuestro estudio de coordinación de aislamiento incluimos la descripción de lasEn nuestro estudio de coordinación de aislamiento incluimos la descripción de las sobretensiones que pueden afectar al sistema de potencia. Ellas son:sobretensiones que pueden afectar al sistema de potencia. Ellas son:

Descargas atmosféricas (Sobretensiones atmosféricas) Descargas atmosféricas (Sobretensiones atmosféricas) Maniobra de conexión y desconexión de sistema (Sobretensiones por maniobra) Maniobra de conexión y desconexión de sistema (Sobretensiones por maniobra) Perturbaciones ocurridas durante la operación normal (Sobretensiones a frecuenciaPerturbaciones ocurridas durante la operación normal (Sobretensiones a frecuencia

industrial) industrial)

El objetivo del pararrayos es el de atrapar las ondas entrantes producidas por una descargaEl objetivo del pararrayos es el de atrapar las ondas entrantes producidas por una descarga atmosférica o por una operación de swicheo, transmitidas por los conductores y enviarlas aatmosférica o por una operación de swicheo, transmitidas por los conductores y enviarlas a tierra para impedir que dañen el aislamiento de los equipos. Pero el pararrayos no protege eltierra para impedir que dañen el aislamiento de los equipos. Pero el pararrayos no protege el equipo de una descarga directa. El objetivo del blindaje es proporcionar la protección adecuadaequipo de una descarga directa. El objetivo del blindaje es proporcionar la protección adecuada

a los equipos contra las descargas directas creando un nivel de potencial cero por encima dea los equipos contra las descargas directas creando un nivel de potencial cero por encima de estos (lo mismo aplica para líneas de transmisión).estos (lo mismo aplica para líneas de transmisión).

Cable de Guarda : Cable de Guarda : Son cables desnudos ubicados sobre el equipo a proteger y conectados aSon cables desnudos ubicados sobre el equipo a proteger y conectados a tierra a través de los pórticos de la subestación, formando una red que actúa como blindaje paratierra a través de los pórticos de la subestación, formando una red que actúa como blindaje para proteger las partes vivas de la subestación de las descargas atmosféricas directas, reduciendo laproteger las partes vivas de la subestación de las descargas atmosféricas directas, reduciendo la probabilidad de la caída de un rayo sobre los conductores de fase. La red de cables de guardaprobabilidad de la caída de un rayo sobre los conductores de fase. La red de cables de guarda actúa como contraparte del sistema de tierra.actúa como contraparte del sistema de tierra.

Las características más importantes de los cables de guarda son:Las características más importantes de los cables de guarda son:

Protegen a lo largo de todo el cable. Protegen a lo largo de todo el cable. Su costo es bajo: son conductores livianos con tensiones de templas bajas, por lo que noSu costo es bajo: son conductores livianos con tensiones de templas bajas, por lo que no

requieren estructuras muy fuertes. requieren estructuras muy fuertes. Aprovechan los pórticos como estructuras de soporte y sólo requieren de un castilleteAprovechan los pórticos como estructuras de soporte y sólo requieren de un castillete

adicional. adicional. Las estructuras para templas se pueden ubicar relativamente alejadas unas de otras (60mLas estructuras para templas se pueden ubicar relativamente alejadas unas de otras (60m

o más). o más). La corriente del rayo se divide en dos direcciones con lo cual la corriente que debeLa corriente del rayo se divide en dos direcciones con lo cual la corriente que debe

disipar cada estructura se reduce aproximadamente a la mitad. disipar cada estructura se reduce aproximadamente a la mitad. La impedancia característica presentada al rayo es notablemente inferior (cerca de laLa impedancia característica presentada al rayo es notablemente inferior (cerca de la

mitad de la que presentaría una sola estructura), reduciendo así la inductancia de lamitad de la que presentaría una sola estructura), reduciendo así la inductancia de la estructura y, en consecuencia, el riesgo de flameo inverso en los dos aisladores enestructura y, en consecuencia, el riesgo de flameo inverso en los dos aisladores en suspensión, fenómeno que se puede producir cuando hay descargas repetidas a travéssuspensión, fenómeno que se puede producir cuando hay descargas repetidas a través del mismo canal ionizado por el rayo. del mismo canal ionizado por el rayo.

La presentación de los cables de guarda no contrasta con las líneas por lo que noLa presentación de los cables de guarda no contrasta con las líneas por lo que no desmejora la estética de la subestación. desmejora la estética de la subestación.

Para proteger áreas pequeñas y aisladas de la subestación, el cable de guarda puede noPara proteger áreas pequeñas y aisladas de la subestación, el cable de guarda puede no resultar más económico que las puntas. resultar más económico que las puntas.

Mejora las condiciones de la malla a tierra al disipar parte de la corriente de secuenciaMejora las condiciones de la malla a tierra al disipar parte de la corriente de secuencia cero en casos de cortocircuito a tierra. cero en casos de cortocircuito a tierra.

22. DIAGRAMA UNIFILAR

DIAGRAMA UNIFILAR

230 KV

TRAMPAZ DE ONDA

CT`S

PT`S

TRANSFORMADOR 230/69 KV

PARARAYOS

PARARAYOS

INTERRUPTORES

INTERRUPTORES

SECCIONADOR

BARRA DE 69 KV