Capítulo N° 1. Elementos de las Subestaciones Eléctricas.

IUT-Cumaná Programa Nacional de Formación

SUBESTACIONES ELÉCTRICAS

OBJETIVO N° 1.INTRODUCCIÓN A LAS SUBESTACIONES

ELÉCTRICAS Y DIAGRAMAS UNIFILARES

ELABORADO POR: ING. ROBERTO VELTRI

1

Subestaciones Eléctricas. Trayecto IV. Trimestre X.


1.1-. INTRODUCCIÓN

En toda instalación industrial o comercial es indispensable el uso de la energía eléctrica, la

continuidad de servicio y calidad de la energía consumida por los diferentes equipos, así

como la requerida para la iluminación, es por esto que las subestaciones eléctricas son

necesarias para lograr una mayor productividad.

1.2-. CONCEPTO DE SUBESTACIONES ELÉCTRICAS

Una subestación es un conjunto de máquinas, aparatos y circuitos, que tienen la función de

modificar los parámetros de la potencia eléctrica, permitiendo el control del flujo de

energía, brindando seguridad para el sistema eléctrico, para los mismos equipos y para el

personal de operación y mantenimiento. Las subestaciones se pueden clasificar como sigue:

-. Subestaciones en las plantas generadoras o centrales eléctricas.

-. Subestaciones receptoras primarias.

-. Subestaciones receptoras secundarias.

1.2.1-. Subestaciones en las plantas generadoras o centrales eléctricas.

Estas se encuentran en las centrales eléctricas o plantas generadoras de electricidad, para

modificar los parámetros de la potencia suministrada por los generadores, permitiendo así

la transmisión en alta tensión en las líneas de transmisión. Los generadores pueden

suministrar la potencia entre 5 y 25 kV y la transmisión depende del volumen, la energía y

la distancia.

1.2.2-. Subestaciones receptoras primarias.

Se alimentan directamente de las líneas de transmisión y reducen la tensión a valores

menores para la alimentación de los sistemas de subtransmisión o redes de distribución, de

manera que, dependiendo de la tensión de transmisión pueden tener en su secundario

tensiones de 115, 69 y eventualmente 34,5, 13,8, 6,9 o 4,16 kV.

2



1.2.3-. Subestaciones receptoras secundarias.

Generalmente estas están alimentadas por las redes de subtransmisión y suministran la

energía eléctrica a las redes de distribución a tensiones entre 34,5 y 6,9 kV.

1.3-. LOCALIZACIÓN DE UNA SUBESTACIONES ELÉCTRICAS

El punto de partida para la localización de una subestaciones eléctricas se deriva de un

estudio de planeación, a partir del cual se localiza, con la mayor aproximación el centro de

carga de la región o sector que se desea alimentar. Según su construcción se pueden

clasificar por la ubicación de la instalación, donde se puede mencionar:

-. Subestaciones tipo intemperie.

-. Subestaciones de tipo interior.

-. Subestaciones tipo blindada.

1.3.1-. Subestaciones tipo intemperie.

Generalmente se construyen en terrenos expuestos a la intemperie y requiere de un diseño,

aparatos y máquinas capaces de soportar el funcionamiento bajo condiciones atmosféricas

adversas (lluvia, viento, nieve, etc.) por lo general se utilizan en los sistemas de alta

tensión.

1.3.2-. Subestaciones tipo interior.

En este tipo de subestaciones los aparatos y máquinas están diseñados para operar en

interiores, son pocos los tipos de subestaciones tipo interior y generalmente son usados en

las industrias.

1.3.3-. Subestaciones tipo blindada.

En estas subestaciones los aparatos y las máquinas están bien protegidos y el espacio

necesario es muy reducido, generalmente se utilizan en fábricas, hospitales, auditorios,

3



edificios y centros comerciales que requieran poco espacio para su instalación,

generalmente se utilizan en tensiones de distribución y utilización.

1.4-. PARTES PRINCIPALES DE UNA SUBESTACIONES ELÉCTRICAS

El uso de las subestaciones eléctricas es de vital importancia en la industria, ya que

permiten el control del flujo de la energía eléctrica necesaria para llevar a cabo los

procesos; las subestaciones se pueden clasificar en primarias y secundarias, siendo el

transformador, el elemento principal de una subestación eléctrica, que funciona con el

principio de inducción, a través de una serie de bobinados, que permiten controlar el voltaje

de salida. A continuación se muestra una figura con las partes principales de una

subestación eléctrica.

Fig. N° 1.1. Elementos principales de una Subestación Eléctrica.

En la figura N° 1 se pueden observar elementos tales como:

1-. Cuchillas desconectadoras.

2-. Interruptor.

4



3-. Transformadores de Corrientes (TC).

4-. Transformadores de Tensión (TT).

5-. Cuchillas desconectadoras para sistema de medición.

6-. Cuchillas desconectadoras de los transformadores de potencia.

7-. Transformadores de potencia.

8-. Barras de conexión.

9-. Aisladores soporte.

10-. Conexión a tierra.

11-. Tablero de control y medición.

12-. Barras del tablero

13-. Sujeción del tablero.

En otras palabras se puede decir, que los elementos que constituyen una subestación se

pueden clasificar en elementos principales y elementos secundarios, los cuales se nombran

a continuación:

1.4.1-. Elementos principales. Los cuales se tienen:

1-. Transformador de potencia.

2-. Interruptor de potencia.

3-. Restaurador o recloser.

4-. Cuchillas fusibles o seccionadores.

5-. Cuchillas desconectadoras y cuchillas de prueba.

6-. Pararrayos.

7-. Tableros dúplex de control.

8-. Condensadores o trampas de ondas.

9-. Transformadores de instrumentos.

1.4.2-. Elementos secundarios. De los cuales se tienen:

1-. Cables de potencia.

2-. Cables de control.

5



3-. Alumbrado.

4-. Estructuras.

5-. Herrajes.

6-. Equipo contra incendio.

7-. Equipo de filtrado de aceite.

8-. Sistema de tierras.

9-. Carrier o sistema de refrigeración.

10-. Intercomunicación.

11-. Trincheras, conductos y drenajes.

12-. Cerca o malla ciclón.

6



Una subestación eléctrica es usada para la transformación de la tensión de la energía eléctrica. El componente principal (y más caro) de una subestación eléctrica es el transformador.

Las subestaciones eléctricas elevadoras se ubican en las inmediaciones de las centrales eléctricas para aumentar la tensión de salida de sus generadores. En España los niveles de tensión normalizados más habituales son 13.2, 15, 20, 45, 66, 132, 220 y 400 kV. En México, 13.2, 23, 34.5, 110, 220 y 400 kV. De ellos, tanto en España como en México los dos últimos voltajes corresponden a la red de tranmisión, y las tensiones restantes corresponden a los niveles de subtransmisión y distribución primaria.

Cerca de las poblaciones y de los consumidores, se encuentran las subestaciones eléctricas reductoras que reducen el nivel de tensión para que sea apto para su uso por medianos consumidores (fábricas, centros comerciales, hospitales, etc). Dicha reducción tiene lugar entre tensiones de transporte (400 o 220kV) a tensiones de distribución. Repartidos en el interior de las ciudades existen centros de transformación (CT's) que bajan la tensión a 400V en trifásica (tres fases y neutro), la cual es apropiada para su distribución a pequeños consumidores, entre los que se encuentra el consumo doméstico. Para este tipo de consumo se utiliza en cada vivienda una fase y el neutro, por lo que la tensión que se mide con un polímetro es de 230 V.

La razón técnica para realizar esta operación es la conveniencia de transportar la energía eléctrica a larga distancia a tensiones elevadas para reducir las pérdidas resistivas por efecto Joule (P= I^2\cdot R), que dependen de la intensidad de corriente.

Las líneas de la subestación eléctrica están protegidas por equipos principalmente con dos principios de funcionamiento: diferencial de línea y distancia. En el primer caso se compara la intensidad de ambos extremos de la línea en cada instante y se comprueba que coincidan, mientras que en el segundo se obtiene la impedancia de la línea realizando el cociente entre tensión e intensidad para verificar que se encuentre entre unos valores predeterminados.

También poseen aparatos de maniobra tanto en carga (interruptores) como sin carga (seccionadores) y de medida (transformadores de intensidad y de tensión). Así mismo es necesario establecer comunicaciones entre las subestaciones que se encuentran en los extremos de las líneas, y ésta puede realizarse bien mediante fibra óptica, comunicaciones en alta frecuencia a través de la misma línea

7



(onda portadora) o por un enlace de radio.

Para proteger líneas de media tensión (<66 kV) frente a caídas de rayos durante tormentas eléctricas y prevenir que se vean afectadas por averías en CT's de clientes se instalan fusibles (comúnmente llamados XS) de manera que éstos sean los elementos que se deterioren en caso de sobreintensidades.

Coordinación de aislamiento

Coordinación de aislamiento en una subestación es el ordenamiento y dimensionamiento de los diferentes equipos, de forma que al presentarse una onda de sobre tensión esta se descargue en el elemento adecuado. Asimismo es el diseño de distancias eléctricas de modo que se no existan arcos eléctricos en condiciones normales y de sobre tensiones normalizadas Antes de proceder al calculo de las distancias en subestaciones es necesario definir la tensión critica de flameo TCF,BIL, δ TCF es la tensión obtenida en forma experimental que presenta una probabilidad de flameo del 50% BIL es el nivel básico de aislamiento del equipo o tensión de aguante del equipo para S.T. Por rayo. δ es la densidad del aire y aplica para aislamiento auto recuperables. δ = 3.92*b/(273+T); es la densidad del aire que toma en cuenta: T = Temperatura de la región donde se instalara la subestación. b = presión barométrica en cm de HG.Si las condiciones son estándar la densidad del aire se considerar igual a la unidad y esto es valido entre 0 y 1000 msnm. IEC recomienda aumentar las distancias un 10% para tensiones hasta 245 KV y 6% para tensiones mayores, bajo la consideración de que no se conservan las condiciones estándar y debido a que la configuración de placa varilla es diferentes en las subestaciones. Distancias de fase – fase: para calcular las distancias de fase se debe tomar en cuenta que la tensión máxima que puede aparecer entre fases es igual al BIL mas el valor de cresta de la onda de tensión a tierra, por lo que IEC recomienda: que la Dff es igual a 15% mayor que Dft. Se debe considerar en estas distancias el diámetro de los conductores o elementos metálicos.

Para estimar la distancias entre buses o barras flexibles se toma en cuenta los desplazamientos por efecto del viento y los sismos y lo común es usar un factor que varia entre 1.8 y 2 por la distancia mínima de fase a tierra. Valores validos hasta 1000 msnm y

8



para voltajes de hasta 230 KV. Para el caso de soporte de barras rígidas el factor para encontrar la separación entre barras varia entre 1.7 a 1.8 de la distancia de fase a tierra igualmente se toma en cuenta los efectos por viento, las fuerzas resultantes de las corrientes de corto circuito, las distancias entre apoyos de una misma fase y respetando los limites de fatiga para el material en función de la fuerza que actúa sobre los apoyos.

Zonas de seguridad para circulación de: Personas Vehículos Para ambos casos se debe tomar en cuenta las distancias verticales y horizontales y para el caso de personas también la zonas de trabajo. Circulación de personas: Distancias vertical se calcula considerando la distancia de fase a tierra mas 2.30 metros con un mínimo de 2.25, en ningún caso la distancia de la parte viva debe ser menor a 3 metros entonces: dv = 2.30 + dft La distancia horizontal: dh = dft + 0.90 Tanto en el caso de Dv y Dh los valores de 2.30 y 0.90 metros son medidas que salen de la talla media de una persona con la mano estirada en forma vertical y un brazo en forma horizontal. Para el caso de zonas de trabajo se considera en el caso vertical una altura mínima de 2.30 + dft y para el caso horizontal una distancia de 1.75 + dft, donde 1.75 es la talla promedio de una persona con los dos brazos estirados en forma horizontal. Para calcular la distancias de circulación vehículos, se toma en cuenta la parte mas exterior del vehiculo dh = dft + 0.70 dv = dft + 0.50 En donde las distancias se consideran desde la parte mas exterior del vehiculo de mayores dimensiones.

9



3. DATOS Y CALCULOS 3.1. SELECCIÓN DE PARARRAYOSConsideraciones:Sistema sólidamente aterrizado.Pararrayos de Oxido de Zinc (ZnO).Tensión máxima de 245 kV.La tensión nominal de los pararrayos de ZnO, R, se encuentra teniendo en cuenta los siguientes parámetros:Tensión Continua de Operación (COV):

Sobretensión Temporal (TOV):Como es un sistema sólidamente aterrizado, Ke=1.4

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

donde 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.

donde Kt es la capacidad del pararrayos contra sobretensiones temporales el cual depende del tiempo de duración de la sobretensión.Kt = 1.15 para 1 segundo.Kt = 1.10 para 10 segundos.Kt = 0.95 para 2 horas.El mayor entre Ro y Re, es Re por lo consiguiente R es igual a:

3.1.1. NIVEL DE PROTECCIÓN PARA IMPULSO TIPO ATMOSFERICO (NPR o LIPL)El NPR de un pararrayos ZnO es considerado, en términos generales y para efectos de coordinación de aislamiento como el mayor entre los siguientes valores:Tensión 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.Tensión máxima residual para impulsos atmosféricos a la corriente nominal de descarga 8/20m s.10 kA (Um£ 420kV)15 kA (420kV<Um£ 550kV)20 kA (Um>550kV)3.1.2. NIVEL DE PROTECCIÓN PARA IMPULSO DE MANIOBRA (NPM o SIPL)El NPM para un pararrayos de ZnO se obtiene así:

10



Sistema con tensión máxima menor de 145kV, máximo voltaje residual con impulso de corriente de maniobra (30/60m s) de 0.5 kA.Sistema con tensiones entre 145kV y 362kV el impulso de corriente de maniobra debe ser de 1kA.Sistemas con tensiones superiores, el impulso de corriente de maniobra debe ser de 2kA.De acuerdo a la tabla 4, la tensión nominal del pararrayo R, queda normalizada así: Valor Normalizado R = 192 kV.NPM (SIPL) = 374 kV.NPR (LIPL) = 442 kV.Tabla 4. Guaranteed protective characteristicsDebido 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 de protección 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 soportara los pararrayos será de 10kA, debido al nivel de tensión a manejar (>30kV). 3.2. CORRIENTES3.2.1. CORRIENTE NOMINALLa corriente nominal nos fija los esfuerzos térmicos que debe soportar una instalación eléctrica en las condiciones de operación normal mas desfavorables.Con 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 de medida, etc.).Debido 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 220 kV, la corriente nominal de la subestación es aproximadamente de 2 kA.Como el diseño de la Subestación Paez es de configuración interruptor y medio, esta consta de 2 diámetros, de esta manera la corriente a manejar por los equipos son:TRANSFORMADOR DE CORRIENTE:Transformadores de corriente de relación 500/5 A y de relación 1000/5 A.SECCIONADORESCorriente nominal de 1 kA.INTERRUPTORESCorriente nominal de 1 kA.3.3. SOBRETENSIONESLas 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 de protección. 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 las atmosféricas.Las sobretensiones temporales y las de maniobra son consideradas de origen interno del sistema, como resultado de un fenómeno transitorio, mientras que las atmosféricas se consideran de origen externo.3.3.1. SOBRETENSIONES TEMPORALESSe 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 asocian

11


http://www.angelfire.com/nc2/misdocumentos/subestacion/Image48.gif


principalmente 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 1.5 p.u. y su duración debe ser menor de 1 segundo. Para el diseño de la Subestación Paez, la sobretensión temporal debe ser menor a 330kV (220kV*1.5=330kV). Este valor será menor si los transformadores de tensión del sistema son sólidamente aterrizados.3.3.2. SOBRETENSIÓN DE MANIOBRALas 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., dependiendo mucho de los valores reales del diseño del sistema y de los medios para limitarlos.Para el nivel de tensión de la Subestación Paez de 220kV, se pueden presentar sobretensiones de maniobra entre 440kV y 880kV.3.3.3. SOBRETENSIONES ATMOSFÉRICASLas sobretensiones atmosféricas de amplitudes grandes pueden entrar a una subestación como resultado de descargas atmosféricas directas sobre una línea o como flameos inversos en una torre. La subestación debe estar protegida contra descargas directas mediante un apantallamiento eficiente.Para tensiones de 220kV su valor esta 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 atmosféricas tienen un tiempo de frente de 1.2m s y un tiempo de cola medio de 50m s.En la Figura 8, se observa la representación esquemática de los diferentes tipos de sobretensiones.

3.4. COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO

12



Para entender la selección del aislamiento de este diseño, se definirá primero algunos conceptos:COORDINACION DE AISLAMIENTO: Comprende 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 será utilizado, teniendo en cuenta las características de los dispositivos de protección disponibles, de tal 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 o afecten la continuidad del servicio.Los tres niveles de sobretensión considerados en la coordinación de aislamiento son:Nivel 1: También llamado nivel alto. Se utiliza en los aislamientos internos, no autorecuperables (sin contacto con el aire), de aparatos como transformadores, cables o interruptores.Nivel 2: También llamado medio o de seguridad. Esta constituido por el nivel de aislamiento 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 mar de la instalación y se utiliza en todos los aisladores de aparatos, barrajes y pasamuros de la subestación que están en contacto con el aire.Nivel 3: También llamado bajo o de protección. Esta constituido por el nivel de operación de los explosores de los pararrayos de protección.3.4.1. TENSIÓN SOPORTADA AL IMPULSO TIPO ATMOSFÉRICO (BIL o LIWL)Es 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 la soportabilidad de los equipos a estos impulsos, de manera muy general, se afecta poco por la lluvia.3.4.2. TENSIÓN SOPORTADA AL IMPULSO TIPO MANIOBRA (BSL o SIWL)Es 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 bajo lluvia, 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 polaridad positiva y la condición bajo lluvia para impulsos de polaridad negativa.3.4.3. FACTOR DE SEGURIDADSon las relaciones entre las tensiones soportadas con impulsos tipo maniobra o atmosféricos y las tensiones máximas encontradas.3.5. CALCULO DE NIVELES DE AISLAMIENTOHay dos métodos para el calculo del nivel de aislamiento: Un método convencional que es utilizado para tensiones menores a 300kV y un método estadístico que es utilizado para tensiones mayores a 300kV.Como la subestación Paez tiene un nivel de tensión de 220kV, se utilizara el método convencional.Se aplica un factor de seguridad (KI) 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 a 52kV, el valor KI más utilizado es 1.4.Se aplica un factor de seguridad KM para relacionar el NPM y el BSL. Donde KM = 1.15.

13



Existe un factor de seguridad que relaciona el BSL y el BIL y que depende del medio aislante así:Equipos sumergidos en aceite, K=0.83Equipos aislados al aire, K=0.6 a 0.75.A continuación se escribe el procedimiento general para determinar el BIL de un equipo. Este procedimiento es valido para alturas inferiores a 1000 metros sobre el nivel del mar.Obtener el NPR y el NPM del pararrayos.Determinar el KI y el KM deseados.Obtener el nivel mínimo de aislamiento al impulso atmosférico : BIL= KI*NPR.Elegir el valor normalizado por encima del BIL encontrado, obteniéndose así el BIL normalizado del equipo en consideración (BILN).Obtener el nivel mínimo de aislamiento al impulso de maniobra: BSL=K*BILN.Obtener la relación entre BSL y NPM: KF=BSL/NPM.El valor determinado en el paso anterior debe ser mayor o igual a KM: KF³ KM.

Si 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 del BIL se debe efectuar de modo iterativo hasta obtener el KF³ KM.Es suficiente con especificar el BIL del equipo ya que el BSL esta directamente relacionado.Este procedimiento se puede resumir en el diagrama mostrado en la Figura 9.

14



15



Para el diseño de la Subestación Paez, se determinara el BIL con el procedimiento anterior así:NPM del pararrayos: 374kVNPR del pararrayos: 442kVFactor de Seguridad (KI): 1.25 Para sistemas mayores a 52kV.Factor de Seguridad (KM): 1.15Factor de Seguridad (K): 0.65BIL=KI*NPR=1.25*442kV= 552.5kVBIL Normalizado 1050kVBSL=K*BILN=0.65*1050kV= 682.5kVKF=BSL/NPM=682.5kV/374kV= 1.82KF³ KM 1.82 ³ 1.15El BIL seleccionado será de 1050kVCuando se expresa mas de un nivel de aislamiento, el nivel mas alto debe seleccionarse para factores de falla a tierra mayores a 1.4Según la Tabla 5, niveles de aislamiento normalizados por la IEC, se obtendrán los siguientes valores:Voltaje Nominal: 220kVVoltaje Máximo: 245kVUm*Ö 2/Ö 3=Un (Valor pico) 200kVV.Impulso (Valor pico) 1050kV Aislamiento pleno al impulso900kV Aislamiento reducido al impulsoV.rms (Valor pico) 460kV Aislamiento pleno a baja frecuencia390kV Aislamiento reducido a baja frecuencia

16



3.6. DIMENSIONAMIENTO DE LA SUBESTACIÓN.El 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 afecta el costo global.Los 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 aislamiento impone la especificación de materiales aislantes y fde distancias entre los diferentes elementos de 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 material aislante 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 los equipos a utilizar.En 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 para garantizar un nivel de aislamiento adecuado y las distancias de seguridad requeridas para las labores de revisión y mantenimiento sin peligro alguno para el personal.

17



3.6.1. DETERMINACION DE DISTANCIAS DIELECTRICAS EN SUBESTACIONESPara 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 y tierra. Para ello vamos a definir ciertos conceptos que se utilizan para comprender el problema.Tensión critica de flameo (TCF) : Es la tensión obtenida en forma experimental que presenta una probabilidad de flameo del 50%.En las normas se calcula el valor de TCF a partir del nivel básico de impulso, BIL, a nivel del mar ósea:

Como no se requieren factores de corrección, el TCF de diseño será de 1092.6kV.Distancia de fase – tierra (m) :

TABLA 6.

Distancia de fase – fase (m) : Para los barrajes flexibles hay que tomar los desplazamientos debidos al viento o a los sismos. Para ello las distancias mínimas de diseño se pueden

18



expresar como el producto de un factor que varia 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 de tensión nominal UN £ 230kV.Para el diseño de la subestación Paez, la distancia mínima fase – fase será

Distancias criticas para conductores flexibles (m) : En 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. La siguiente formula empírica se aplica para obtener la separación mínima que debe existir entre dichos conductores:

donde:K = 7.5 para conductores de cobre y 10 para conductores de acero-aluminiod, es la distancia horizontal entre fase para conductores rígidos.f, es la flecha máxima del conductor en centímetros.Para el caso de conductores en acero – aluminio:

Para el caso de conductores de cobre:

3.6.2. DISTANCIAS DE SEGURIDADSe 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 riesgo 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 al impulso de la zona. El segundo termino se suma al anterior y dependen de la talla media de los operadores. Las distancias mínimas de seguridad se pueden expresar con las siguientes relaciones:D = d + 0.9H = d + 2.25D, 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. Nunca debe ser menor de 3 metros.d, es la distancia mínima de fase a tierra correspondiente al BIL de la zona.Para nuestro diseño:D =2.2 m + 0.9 = 3.1mH =2.2 m + 2.25 = 4.45mLa distancia mínima para vehículos será:D = (d+0.7) + 0.9 = (2.2+0.7) + 0.9 = 3.8mH =(d+0.7) + 2.25 = (2.2+0.7) + 2.25 = 5.15mLa distancia mínima para áreas de trabajo será:D = (d+1.75) + 0.9 = (2.2+1.75) + 0.9 = 4.85mH = (d+1.25) + 2.25 = (2.2 + 1.25) + 2.25 = 5.70m3.7. DISTANCIAS DE DISEÑO

19



Este 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 las instalaciones encapsuladas o aisladas en gas. La determinación de estas dimensiones se efectúa mediante el calculo 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.Distancia entre fases.Distancia entre fase y tierra.Distancia de seguridad.Altura de los equipos sobre el nivel del suelo.Altura de las barras colectoras sobre el suelo.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.3.7.1. ALTURA DE LOS EQUIPOS SOBRE EL NIVEL DEL SUELOEsta altura se considera también como el primer nivel de barras (hs).La altura mínima hs, 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 base 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 calcula de acuerdo con la siguiente expresión:hs = 2.30 + 0.0105*Um

donde Um es la máxima tensión de diseño del equipo en cuestión.hs = 2.30 + 0.0105*245kV = 4.87m3.7.2. ALTURA DE LAS BARRAS COLECTORAS SOBRE EL NIVEL DEL SUELOLa 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 que proporciona la altura de las barras colectoras (he), considerando la sensación de campo eléctrico es la siguiente:he= 5.0 + 0.0125*Um

he= 5.0 + 0.0125*245kV = 8.1m3.7.3. ALTURA DE REMATE DE LAS LÍNEAS DE TRANSMISIONLos conductores de las líneas de transmisión que llegan o salen de una subestación no deben rematar a una altura hI inferior a 6m. Dicha altura se puede obtener de la relación:hI = 5.0 + 0.006*Um

hI = 5.0 + 0.006*245kV = 6.5m3.8. DISTANCIAS CRITICAS CONSIDERANDO EL BALANCEO DE LA CADENA DE AISLADORESDebido a que la cadena de aisladores suspendidas verticalmente son susceptibles de movimiento, se debe considerar una separación adicional en las distancias criticas eléctricas de tal forma que se tenga en cuenta el acercamiento producido por este efecto. El calculo de esta separación se hace de acuerdo a la siguiente expresión:S = Lk * sen q Donde:

20



S, es la separación producida por el balanceo de la cadena de aisladores, expresada en metros.Lk, es igual a la longitud de la cadena de aisladores, expresada en metros.q , es el ángulo de balanceo máximo que puede llegar a ser de 10°Lk = 14.6 (N-1) + Kf

Donde:N = 1.15(Df/df)Df = Kf (Um*Kd)Df = 20mm/kV*(230kV*1.0) = 4600mm = 4.6mN = 1.15*(4600mm/292mm) = 18.2 @ 18 aisladores por cadenaLk = 14.6 (18-1) + 20 = 2682mm = 2.682mS = Lk * sen q = 2.682 * sen 10° = 0.466m3.9. CALCULO DE LAS DIMENSIONES DE CAMPO DE LAS SUBESTACIONES.3.9.1. INTERRUPTORES Y SECCIONADORESEn las tablas 7 y 8 se presentan las dimensiones mas importantes de interruptores y seccionadores tipo exterior, 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 como de los materiales aislantes.

21



En la tabla 9 se resumen los datos utilizados en dimensionamiento de subestaciones y para el efecto se tomaran los valores máximos dados por los fabricantes de subestaciones de 220kV y 115kV.TABLA 9

22



3.9.2. DETERMINACION DEL ANCHO DE CAMPO DE LAS SUBESTACIONESEl ancho de campo de una subestación es la distancia entre los ejes de las columnas que forman el pórtico de entrada de línea y esta determinado por la configuración, las dimensiones de los equipos y los tipos de barraje utilizados.Seccionadores Centrados con respecto al eje de los pórticos : Esta ubicación corresponde a los seccionadores de línea, y se calculan el ancho de la subestación de la siguiente manera:L1 = 2540mmL1/2 = 1270mmdF-F = 2444mmdF-T = 1955mmAc = 1400mmDistancias entre seccionadores : dss = L1/2 + dF-F = 1270 + 2444 = 3714mm @ 4000mmDistancia entre columna y seccionador de fase exterior :dc-s= dc-e = L1/2 + X + Ac/2 = 1270 + 1870 + 700 = 3840mm @ 4000mmdc-s= dc-e = Distancia entre columna y seccionador de fase exterior.3.9.3. DETERMINACION DE LA ALTURA DEL CAMPOLa altura de los pórticos de un campo esta determinada principalmente por el tipo de conductores que se utilicen, así como el numero de niveles de conexión que requiere la configuración de la subestación.El primer nivel de conexión que se encuentra en una subestación esta conformado por la conexión entre equipos cuya altura se determina por las distancias de seguridad descritas anteriormente.Así, la altura mínima para la conexión de equipos será:Nivel de Tensión 220kV

23



Tensión Máxima (Um) 245kVhs = dF-T + 2.25 4.2mhs = 2.30 + 0.0105*Um 4.87mAltura del Interruptor Seleccionado (H1) 4.9mEl segundo nivel de conexión generalmente esta 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 – fase, cable – cable, siendo la aplicación mas simple cuando se utilizan barrajes y conexiones a equipos 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 mas apartada del barraje y el acercamiento 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 la fase del barraje mas alejado para evitar estos acercamientos).

Para calcular las alturas del segundo nivel podemos utilizar nuevamente las expresiones conocidas:Nivel de Tensión 220kVTensión Máxima (Um) 245kVHs2 = dF-T + 2.25 + Hs 9.59 @ 10.0mHs2 = 5.00 + 0.0125*Um 8.06mAltura de Barras 10m

24



El tercer nivel de conexiones generalmente esta conformado por templas superiores, cuya altura 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.Nivel de Tensión 220kVTensión Máxima (Um) 245kVHs3 = Hs2 + dF-F + Yo 13.9 @ 14.0mHs3 = Hs2 + dF-F + Yo + 2.25 16.15 @ 17m3.9.4. DETERMINACION DE LA LONGITUD DEL CAMPOLa longitud de campo esta determinada por la configuración de la subestación y por las distancias entre los diferentes equipos. Dicha longitud no se determina por las distancias mínimas o de seguridad, sino mas bien por razones de mantenimiento, montaje y estética. Para el 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 los terminales 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. Cuando se tienen equipos de aspecto exterior similar, por ejemplo transformadores de instrumentación y pararrayos, pero de dimensiones ligeramente distintas, es posible por razones estéticas adoptar distancias iguales entre estos equipos.Tabla 10.

3.9.5. APANTALLAMIENTO O BLINDAJE DE SUBESTACIONES ELÉCTRICAS.

25



En nuestro estudio de coordinación de aislamiento incluimos la descripción de las sobretensiones que pueden afectar al sistema de potencia. Ellas son:Descargas atmosféricas (Sobretensiones atmosféricas)Maniobra de conexión y desconexión de sistema (Sobretensiones por maniobra)Perturbaciones ocurridas durante la operación normal (Sobretensiones a frecuencia industrial)El 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 a tierra 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 adecuada a los equipos contra las descargas directas creando un nivel de potencial cero por encima de estos (lo mismo aplica para líneas de transmisión).Cable de Guarda : Son 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 para proteger las partes vivas de la subestación de las descargas atmosféricas directas, reduciendo la probabilidad de la caida de un rayo sobre los conductores de fase. La red de cables de guarda actua como contraparte del sistema de tierra.Las características más importantes de los cables de guarda son:Protegen a lo largo de todo el cable.Su costo es bajo: son conductores livianos con tensiones de templas bajas, por lo que no requieren estructuras muy fuertes.Aprovechan los pórticos como estructuras de soporte y sólo requieren de un castillete adicional.Las estructuras para templas se pueden ubicar relativamente alejadas unas de otras (60m o más).La corriente del rayo se divide en dos direcciones con lo cual la corriente que debe disipar cada estructura se reduce aproximadamente a la mitad.La impedancia característica presentada al rayo es notablemente inferior (cerca de la mitad de la que presentaría una sóla estructura), reduciendo asi la inductancia de la estructura y, en consecuencia, el riesgo de flameo inverso en los dos aisladoresen suspensión, fenómeno que se puede producir cuando hay descargas repetidas a través del mismo canal ionizado por el rayo.La presentación de los cables de guarda no contrasta con las líneas por lo que no desmejora la estetica de la subestacion.Para proteger áreas pequeñas y aisladas de la subestación, el cable de guarda puede no resultar mas económico que las puntas.Mejora las condiciones de la malla a tierra al disipar parte de la corriente de secuencia cero en casos de cortocircuito a tierra.

26


Capítulo N° 1. Elementos de las Subestaciones Eléctricas.

Documents

Transcript of Capítulo N° 1. Elementos de las Subestaciones Eléctricas.