Proyecto Subestaciones Perez_nixon

8/16/2019 Proyecto Subestaciones Perez_nixon

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2014

JOSE ALBERTO PEREZ MUNEVAR

NIXON ESTEFANO ORTIZ MORALES

UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTA

DISEÑO SUBESTACIÓN BUCARAMANGA


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DISEÑO SUBESTACIÓN BUCARAMANGA

Integrantes:

José Alberto Pérez Munévar cód.:2081419Nixon Estefano Ortiz Morales cód.:2080299

Presentado a:TARCISIO LEAL GARCIA

Universidad Industrial de SantanderEscuela de Ingeniería Eléctrica, Electrónica y de Telecomunicaciones

Subestaciones EléctricasBucaramanga

2014


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TABLA DE CONTENIDO

1 GENERALIDADES DE LA SUBESTACIÓN .......................................................................................... 4

1.1 UBICACIÓN GEOGRAFICA DE LA SUBESTACIÓN ................................................................. 4

1.2 SITIO DE LA SUBESTACIÓN ....................................................................................................... 4

1.3 PLAN DE EXPANSIÓN .................................................................................................................. 6

1.4 DESCRIPCIÓN DE LOS PARAMETROS PARA CONSTRUCCIÓN DE LA SUBESTACIÓNBUCARAMANGA ........................................................................................................................................ 8

1.5 CONFIGURACIONES Y DIAGRAMA UNIFILAR. ...................................................................... 9

1.5.1 CONFIGURACIÓN BARRA PRINCIPAL Y BARRA DE TRANSFERENCIA (BT): ............. 9

1.5.2 CONFIGURACIÓN DOBLE BARRA (DB): ............................................................................ 10

1.5.3 CONFIGURACIÓN BARRA SENCILLA (BS): ....................................................................... 10

2 SELECCIÓN DE CONDUCTORES DE BARRA. ................................................................................. 11

3 SELECCIÓN DEL PARARRAYOS ........................................................................................................ 13

3.1 SELECCIÓN PARARRAYOS PARA PATIO DE 115 KV ........................................................... 15

3.2 SELECCIÓN PARARRAYOS PARA PATIO DE 34.5 KV .......................................................... 17

3.3 SELECCIÓN PARARRAYOS PARA PATIO 13.8 KV ................................................................ 18

4 COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO Y CÁLCULO DEL BIL ......................................................... 19

4.1 TENSIONES MÁXIMAS............................................................................................................... 19

4.2 CÁLCULO TIPO PARA PATIO DE 115 KV................................................................................ 21

4.2.1 DETERMINACIÓN TENSIONES REPRESENTATIVAS ...................................................... 21

4.2.2 DETERMINACIÓN DE LAS TENSIONES DE COORDINACIÓN ........................................ 22

4.2.3 DETERMINACIÓN DE LAS TENSIONES DE SOPORTABILIDAD REQUERIDAS .......... 23

4.2.4 RESULTADOS .......................................................................................................................... 24

4.3 COORDINACIÓN DE AILSAMIENTO PARA EL PATIO 34.5 KV .......................................... 24

4.4 COORDINACIÓN DE AILSAMIENTO PARA EL PATIO 13.8 KV .......................................... 25

5 SELECCIÓN DE EQUIPOS .................................................................................................................... 25

5.1 TRANSFORMADORES DE POTENCIA ..................................................................................... 25

5.2 TRANSFORMADORES DE POTENCIAL ................................................................................... 26

5.3 CALCULO DE PT PARA PATIO DE 115 KV ............................................................................. 26 5.4 TRANSFORMADORES DE CORRIENTE ................................................................................... 30

5.5 DISYUNTORES ............................................................................................................................. 32

5.6 SECCIONADORES ....................................................................................................................... 33

5.7 CELDAS DE MEDIA TENSION ................................................................................................... 34

5.7.1 Requerimientos legales ............................................................................................................... 34


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5.7.2 Especificaciones Técnicas .......................................................................................................... 36

6 SISTEMA DE PROTECCION Y CONTROL ......................................................................................... 37

6.1 RELE DE SOBRECORRIENTE 50-51 .......................................................................................... 37

6.1.1 RELE INSTANTANEO ............................................................................................................. 38

6.1.2 RELE TEMPORIZADO ............................................................................................................. 38 6.1.3 RELE DE TIEMPO DEFINIDO ................................................................................................ 39

6.1.4 RELE DE TIEMPO INVERSO .................................................................................................. 40

6.1.6 CRITERIOS DE SELECTIVIDAD ........................................................................................... 41

6.2 RELE DE SOBRECORRIENTE DIRECCIONAL 67-67N ........................................................... 42

6.3 RELE DE SOBRECORRIENTE A TIERRA 50N ......................................................................... 45

6.4 RELE DIFERENCIAL ................................................................................................................... 46

6.5 RELE DE DISTANCIA 21 ............................................................................................................. 47

6.6 RELE DE SOBRETENSIONES Y SUBTESIONES 59-27 ........................................................... 50

6.7 RELE DE FALLA A INTERRUPTOR .......................................................................................... 51

6.8 RELE DE VERIFICACION DE SINCRONISMO ........................................................................ 52

6.9 PROTECCION DE TRANSFORMADORES ................................................................................ 52

6.9.1 RELE DE PRESION SUBITA ................................................................................................... 52

6.9.2 RELE BUCHHOLZ ................................................................................................................... 53

6.9.3 RELE DETECTOR NIVEL DE ACEITE .................................................................................. 54

6.9.4 RELE TERMICO ....................................................................................................................... 55

7 DISTANCIAS ELÉCTRICAS ................................................................................................................. 55

7.1 DEFINICIONES ............................................................................................................................. 55

7.2 DETERMINACIÓN DE LA ZONA DE SEGURIDAD ................................................................ 55

7.2.1 Movimiento del Personal ............................................................................................................ 55

7.2.2 Movimiento de Vehículos........................................................................................................... 56

7.2.3 Trabajos sobre equipos o sobre conductores .............................................................................. 57

7.3 DISTANCIAS DE SEGURIDAD EN EL AIRE Y FASE-TIERA................................................. 59

7.3.1 Cálculo para 115 [KV]: .............................................................................................................. 59

7.4 ALTURA DE EQUIPOS SOBRE EL NIVEL DEL SUELO: ........................................................ 59

7.4.1 Cálculo para 115 kv: ................................................................................................................... 60

7.5 DISTANCIAS FASE-FASE: .......................................................................................................... 60

7.5.1 Distancia fase – fase para el patio de 115 kV ............................................................................. 60

7.6 CORRECCIÓN DE LA DISTANCIA FASE-FASE POR CORTOCIRCUITO ............................ 60

7.6.1 Para 115 KV ............................................................................................................................... 61

7.7 DETERMINACIÓN DE LAS DISTANCIAS ENTRE EQUIPOS ................................................ 61

7.8 ALTURA DE BARRAJES CONDUCTORES ............................................................................... 62


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7.8.1 Patio 115 KV .............................................................................................................................. 62

7.9 ALTURA DE TEMPLES DE LINEA ............................................................................................ 62

8 APANTALLAMIENTO ........................................................................................................................... 62

8.1 APANTALLAMIENTO PATIO 230 KV ....................................................................................... 62

9 SERVICIOS AUXILIARES..................................................................................................................... 66 9.1 NIVELES Y LIMITES DE TENSIÓN: .......................................................................................... 66

9.1.1 NIVELES DE TENSIÓN NORMALIZADOS .......................................................................... 66

9.2 CARGAS PARA SERVICIOS AUXILIARES DE CORRIENTE ALTERNA. ............................ 66

9.2.1 Calculo de tomas ........................................................................................................................ 67

9.2.2 Iluminación de interiores ............................................................................................................ 67

9.2.3 Iluminación exterior ................................................................................................................... 68

9.2.4 Iluminación de vías de acceso: ................................................................................................... 68

9.2.5 Iluminación del patio de conexiones .......................................................................................... 69

9.2.6 Salida para la toma de la filtroprensa.......................................................................................... 69

9.3 DESCRIPCION DE LAS CARGAS .............................................................................................. 71

9.3.1 Patio de 115 KV ......................................................................................................................... 71

9.3.2 Celdas 34.5 KV .......................................................................................................................... 71

9.3.3 Celdas 13.8 KV .......................................................................................................................... 72

9.4 DIMENSIONAMIENTO BANCO DE BATERÍAS ...................................................................... 72

9.5 DIMENSIONAMIENTO DEL CARGADOR DE BATERÍAS ..................................................... 73

9.6 DIMENSIONAMIENTO DEL TRANSFORMADOR................................................................... 74

9.7 DIMENSIONAMIENTO DEL GRUPO ELECTROGENO ........................................................... 74

10 MALLA DE PUESTA A TIERRA ..................................................................................................... 74

10.1 MALLA DE PUESTA A TIERRA PARA EL PATIO DE 115 KV ............................................... 75

10.1.1 Datos iniciales ........................................................................................................................ 75

10.1.2 Área del conductor de la malla ............................................................................................... 75

10.1.3 Tensiones máximas permisibles: paso y toque ....................................................................... 75

10.1.4 Diseño preliminar ................................................................................................................... 76

10.1.5 Cálculo de resistencia de puesta a tierra ................................................................................. 76

10.1.6 Cálculo GPR........................................................................................................................... 77

10.1.7 Cálculo tensión de retícula () y de paso () ................................................................... 77 11 CONCLUSIONES .............................................................................................................................. 79


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UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDERSUBESTACIONES ELÉCTRICAS

ESCUELA DE INGENIERÍAS ELÉCTRICA, ELECTRÓNICA Y TELECOMUNICACIONES

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1 GENERALIDADES DE LA SUBESTACIÓN

1.1 UBICACIÓN GEOGRAFICA DE LA SUBESTACIÓN

La ciudad está localizada en el departamento de Santander en la provincia de Soto en una meseta a959 msnm en la cordillera Oriental a los 7°08′N 73°08′O de latitud norte con respecto alMeridiano de Bogotá y de longitud al Oeste de Greenwich respectivamente. Al oriente está rodeadade montañas y al occidente se encuentra el cañón del Río de Oro. Limita al Norte con Rionegro porel Oriente con los municipios de Matanza, Charta y Tona por el Sur con Floridablanca y; por elOccidente con Girón.

Figura 1: Ubicación geográfica.

1.2 SITIO DE LA SUBESTACIÓN

El lote de la subestación está ubicado en la zona sur de la ciudad de Bucaramanga. Se encuentra en una zona

de fácil acceso a través de vías principales.

http://tools.wmflabs.org/geohack/geohack.php?language=es&pagename=Bucaramanga&params=7_08_N_73_08_W_http://tools.wmflabs.org/geohack/geohack.php?language=es&pagename=Bucaramanga&params=7_08_N_73_08_W_http://tools.wmflabs.org/geohack/geohack.php?language=es&pagename=Bucaramanga&params=7_08_N_73_08_W_http://tools.wmflabs.org/geohack/geohack.php?language=es&pagename=Bucaramanga&params=7_08_N_73_08_W_http://tools.wmflabs.org/geohack/geohack.php?language=es&pagename=Bucaramanga&params=7_08_N_73_08_W_http://tools.wmflabs.org/geohack/geohack.php?language=es&pagename=Bucaramanga&params=7_08_N_73_08_W_


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Figura 2: Ubicación del sitio.

Figura 3: Ubicación del sitio.


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Figura 4: Lote de la subestación.

1.3 PLAN DE EXPANSIÓN

Según el plan de expansión de la UPME 2013-2017 para el área Nordeste - Santander se tiene una visión parael año 2027, como lo indica la figura:


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Figura 5: Área Nordeste- Santander


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Figura 6: STN Área Nordeste.

1.4 DESCRIPCIÓN DE LOS PARAMETROS PARA CONSTRUCCIÓN DE LA SUBESTACIÓNBUCARAMANGA

NIVEL DE TENSIÓN[KV]

NÚMERO DE LÍNEAS TRANSFORMACIÓN[MVA]

CONFIGURACIÓN

115 2 40 Barra Principal yTransferencia34.5 5 2x15 Doble Barra13.2 8 - Barra Sencilla

Tabla 1: Parámetros para la construcción de la S/E Bucaramanga.

Metros sobre el nivel del mar: 2 msnm. Temperatura media: 23°C.


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Temperatura mínima: 17.5 °C. Temperatura máxima: 27.1 °C. Humedad relativa: 83.4%. Precipitación pluvial: 1279 mm

Tabla 2: Parámetros climáticos promedios de Cartagena.

1.5 CONFIGURACIONES Y DIAGRAMA UNIFILAR.

La subestación Bucaramanga cuenta tres tipos de configuraciones para sus patios: Barra Principal yTransferencia (BT) para niveles de tensión de 115 kv, Doble Barra (DB) en niveles de 34.5 kV y 8 celdas de200 [A] en el nivel de 13.8 [kV] en Barra Sencilla (B), las cuales se presentan a continuación:

1.5.1 CONFIGURACIÓN BARRA PRINCIPAL Y BARRA DE TRANSFERENCIA (BT):

Para la construcción del patio de 230 Kv y 115 Kv se va emplear una configuración barra principal y detransferencia, con esta configuración cada circuito se puede conectar por medio del interruptor detransferencia a la barra de igual nombre, conservando en esta forma el servicio del circuito respectivo duranteel mantenimiento del interruptor o fallas del mismo.


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Figura 7: Configuración barra principal y barra de transferencia (Mejía y Villegas S.A., 2003)

1.5.2 CONFIGURACIÓN DOBLE BARRA (DB):

Para aumentar la flexibilidad a la barra sencilla se puede adicionar una segunda barra principal y uninterruptor para el acoplamiento de las dos barras conformándose asi una configuración llamada doble barra,esta configuración es flexible pues permite separar circuitos en cada una de las barras pudiéndose asi dividirsistemas.

Figura 8: Configuración Doble Barra (Mejía y Villegas S.A., 2003).

1.5.3 CONFIGURACIÓN BARRA SENCILLA (BS):

Es una configuración que cuenta con un solo barraje colector al cual se conectan los circuitos por medio de uninterruptor, es económica simple, fácil de proteger, ocupa poco espacio y no presenta muchas posibilidades deoperación incorrecta.


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Figura 9: Configuración Barra Sencilla (Mejía y Villegas S.A., 2003).

2 SELECCIÓN DE CONDUCTORES DE BARRA.

Para la selección de los conductores de los barrajes y las líneas se realizara un análisis sencillo de flujos decarga y de contingencias de líneas, buscando la corriente más alta que deberán soportar los barrajes. Para ellose definen las corrientes de entrada y salida de líneas y transformadores conectados al barraje.

PATIOS 115 Kv.

Línea Cond. ACSR CalibreL1 1083 Falcon 1590 KCM

L2 800 Falcon 1590 KCM

Tr1 240.98 Quail 133 KCMTabla 3: Capacidad de corriente de líneas y transformadores patio 115 Kv.


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Figura 9: Flujo de cargas para patio de 115 Kv (BT).

Los flujos de carga que se presentan a continuación son analizados asumiendo casos de operación dediferentes disyuntores, y se analizará el caso más desfavorable sobre el cual se dimensionaran losconductores.

Figura 10: Análisis de carga para 115 Kv (BT)

Se puede observar en la Figura 12 que el mayor flujo de corriente corresponde a 1783 A, para esta corriente seseleccionó dos conductores en haz código WILLET con una capacidad de 900 [A] por conductor.


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3 SELECCIÓN DEL PARARRAYOS

En la ciudad de Bucaramanga no se caracteriza por tener concentraciones de descargas atmosféricas, por lo

que se decide en no considerar especificaciones tan exigentes ara este equipo (Duración de fallasaproximadamente 1 [s] y se considera una puesta a tierra efectiva en toda el área de la subestación. Para suselección se cuenta con el catalogo (ABB Power Technologies, 2005) el cual explica el procedimiento para laselección de este equipo.

Figura 11: Diagrama de flujo para la selección del pararrayos (ABB Power Technologies, 2005).

TENSIÓN NOMINAL DEL PARARRAYOS ()Valor máximo eficaz permisible de la tensión a frecuencia industrial aplicado entre los terminales del equipo

para el cual debe operar correctamente.

Tabla 4: Valor mínimo de tensión nominal del pararrayos


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Dos impulsos: Ésta es la energía a que es sometido el descargador en la prueba normalizada de lasobretensión de trabajo (cláusula 8.5.5.), manteniéndose posteriormente la estabilidad térmica con lasobretensión temporal y la Uc especificadas.

Energía de prueba rutinaria: Ésta es la energía total a que es sometido cada uno de los bloques en nuestras pruebas de producción.

Energía de impulso único: Ésta es la energía máxima admisible a la que puede ser sometido un descargadoren un sólo impulso con una duración de 4 ms o más, manteniéndose posteriormente la estabilidad térmica conla sobretensión temporal y la Uc especificadas.

Tabla 7: Clase de descarga y capacidad de energía.

3.1 SELECCIÓN PARARRAYOS PARA PATIO DE 115 KVTensión máxima de red: Ubicación del pararrayos: Fase tierra

Puesta a tierra de servicio: Efectiva

Tensión nominal del pararrayos.

La tensión nominal corresponde a un valor superior al calculado.

Tensión continúa de operación:

√ √ Clase de descarga de línea: 2 (Tabla 8)

Clasificación tipo: PEXLIM R


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Tabla 9: Datos de protección garantizados para pararrayos PEXLIM R ABB.

Referencia: PEXLIM R90-XM123

Figura 12: Pararrayos PEXLIM R.

Distancia de fuga = 123*25 = 3075 [mm] (Tabla 10)

Tabla 8: Fuga requerida para aisladores de porcelana


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3.2 SELECCIÓN PARARRAYOS PARA PATIO DE 34.5 KV

Tensión máxima de red:

Ubicación del pararrayos: Fase tierra


Tensión nominal del pararrayos. La tensión nominal corresponde a un valor superior al calculado.

Tensión continúa de operación:

√

√

Clase de descarga de línea: 2 (Tabla 8)

Clasificación tipo: EXLIM R

Tabla 9: Datos de protección garantizados para pararrayos EXLIM R ABB.

Referencia: EXLIM R30-XM36

Si se considera un nivel de contaminación medio. Distancia de fuga = 36*25 = 900 [mm].


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Figura 13: Pararrayos EXLIM R.

3.3 SELECCIÓN PARARRAYOS PARA PATIO 13.8 KVTensión máxima de red: Ubicación del pararrayos: Fase tierra


Tensión nominal del pararrayos. La tensión nominal corresponde a un valor superior al calculado.Tensión continúa de operación:

√ √ Clase de descarga de línea: 2 (Tabla 8)

Clasificación tipo: PEXLIM R


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Tabla 10: Datos de protección garantizados para pararrayos EXLIM R ABB.

Referencia: EXLIM R21-XM24

Figura 14: Pararrayos EXLIM ABB

Si se considera un nivel de contaminación medio. Distancia de fuga = 24*25 = 600 [mm].

4 COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO Y CÁLCULO DEL BIL

4.1 TENSIONES MÁXIMAS

Es necesario definir la tensión máxima a la cual van a ser sometidos los equipos, para ello es necesarioidentificar estas tensiones en la norma IEC 60038 de 2002. A continuación se presentan las tensionesasignadas con sus respectivas tensiones máximas para niveles de tensión menores a 35 Kv (Tabla 3) y paratensiones de más de 35 Kv (tabla 4).


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Tabla 11: Tensiones para sistemas de menos de 35 Kv (Mejía y Villegas S.A., 2003).

Tabla 12: Tensiones para sistemas de más de 35 Kv (Mejía y Villegas S.A., 2003)

Basado en la Tabla 3 y Tabla 4 se identificaron las tensiones máximas para la S/E Cartagena y se presentan enla Tabla 5:

Tensión Asignada [Kv] Tensión Máxima[Kv]

115 123

34.5 36.5

13.8 14.2

Tabla 13: Tensiones asignadas y tensiones máximas para S/E Bucaramanga.


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4.2 CÁLCULO TIPO PARA PATIO DE 115 KV

A continuación se presenta el cálculo tipo para la coordinación de aislamiento del patio de 230 kv, para los

otros patios se presentaran tan solo los resultados de este procedimiento.

4.2.1 DETERMINACIÓN TENSIONES REPRESENTATIVAS

3

2UmUbase

Para el nivel de tensión asignada de 115 Kv. Se tienen las siguientes tensiones:

Tensión Asignada [Kv] 115

Tensión Máxima [Kv], Us 123

Tensión Continua de Operación [Kvp] 100Tabla 14: Tensiones asignadas, máxima y de continua operación patio 115 KV

SOBRETENSIONES TEMPORALES

Falla Fase-Tierra: √ Rechazo de Carga:

SOBRETESIONES DE FRENTE LENTO

Otros los equipos

Fase-tierra: Fase-fase: Equipos de entrada

Fase-Tierra: Fase-Fase: SOBRETENSIONES DE FRENTE RAPIDO

Nivel de protección al impulso de maniobra: Nivel de protección al impulso atmosférico:


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Fase-Tierra: Fase-Fase: Entrada:

Otros equipos: 4.2.2 DETERMINACIÓN DE LAS TENSIONES DE COORDINACIÓN

SOBRETENSIONES TEMPORALES

Fase-Tierra: Fase-Fase: SOBRETENSIONES DE FRENTE LENTO

RELACIÓN Kcd (Figura 15)

EQUIPO DE ENTRADA 3Fase-Tierra 0.62 1.1Fase-Fase 0.82 1.025PARA TODOS LOS EQUIPOS 1.9

Fase-Tierra 0.975 1.015Fase-Fase 1.27 1

Tabla 15: Resumen de Kcd calculados

Figura 15: Evaluación del factor de coordinación

(Mejía y Villegas S.A., 2003)

ENTRADA [Kv] OTROS EQUIPOS [Kv]Fase-Tierra 204 188.18

Fase-Fase 380.07 319.5

Tabla 16: Sobretensiones de frente lento


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SOBRETENSIONES DE FRENTE RÁPIDO

Vano típico de la línea: Indicie de fallas aceptables Parámetro A=4500 KV

Indice de fallas Longitud equivalente de la línea

Tabla 17: Especificación del factor A por tipo de línea

AISLAMIENTO INTERNO AISLAMIENTO EXTERNO 355.82 539.91

Tabla 18: Aislamiento Interno y externo.

4.2.3 DETERMINACIÓN DE LAS TENSIONES DE SOPORTABILIDAD REQUERIDAS

FACTORES DE SEGURIDAD

Aislamiento Interno Aislamiento Externo


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CORRECCIÓN POR ALTURA Ka

Ka

Tensiones de frecuencia industrial corta duración 1.14

Soportabilidad al impulso de maniobra Fase-tierra 1.13Fase-fase 1.14

Soportabilidad al impulso atmosférico 1.14Tabla 19: Corrección por altura

4.2.4 RESULTADOS

AISLAMIENTO EQUIPOUcw Urw

EXT INT EXT INT

Sobretensiones TemporalesFase - Tierra 107 107 128 123

Fase - Fase 172 172 206 198

Sobre Tensiones de FrenteLento

Fase - Tierra ENTRADA 204 204 244 235

OTROS 188.18 188.18 226 217

Fase - Fase ENTRADA 380.07 380.07 475 457

OTROS 319.5 319.5 383 368

Sobre Tensiones de FrenteRápido

Fase - Tierra 540 356 646 409

Fase - Fase 540 356 646 409

Tabla 20: Resumen coordinación de aislamiento patio de 115 KV.

Por lo tanto se concluye que SIL= 230 Kv y BIL= 550 Kv.

4.3 COORDINACIÓN DE AILSAMIENTO PARA EL PATIO 34.5 KV


EXT INT EXT INT

Sobretensiones TemporalesFase - Tierra 31.6 31.6 37.82 36.34

Fase - Fase 54.75 54.75 65.5 62.96


Fase - Tierra ENTRADA 67.98 67.98 81.3 78.17OTROS 63 63 75.4 72.45

Fase - Fase ENTRADA 123.6 123.6 148 142.14

OTROS 95.21 95.21 114 109.4


Fase - Tierra 540 356 646 409

Fase - Fase 540 356 646 409

Tabla 21: Resumen de coordinación de aislamiento para el nivel de tensión de 34,5 KV


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4.4 COORDINACIÓN DE AILSAMIENTO PARA EL PATIO 13.8 KV


EXT INT EXT INT

Sobretensiones TemporalesFase - Tierra 17.38 17.38 21 20

Fase - Fase 16.22 16.22 19.5 18.6


Fase - Tierra ENTRADA 43.23 43.23 52 49.7

OTROS 43.23 43.23 52 49.7

Fase - Fase ENTRADA 86.48 86.48 104 99.4

OTROS 37 37 44.6 42.55


Fase - Tierra 540 356 646 409

Fase - Fase 540 356 646 409

Tabla 22: Resumen de coordinación de aislamiento para el nivel de tensión de 13,8 KV


5 SELECCIÓN DE EQUIPOS5.1 TRANSFORMADORES DE POTENCIA

NIVEL DE TENSIÓN: 115 KV

Transformador trifásico

CARACTER STICA

POTENCIA Transformador trifásico 40 MVA

RELACI N DE TRANSFORMACI N 115 kV / 34,5 kV

FRECUENCIA 60 Hz

REFRIGERACI N ONAF

CONEXI N Y- Δ

Tabla 23: Características del autotransformador 115 KV/ 34,5 KV


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NIVEL DE TENSIÓN: 34,5 KV

Transformador trifásico

CARACTER STICA

POTENCIA Transformador trifásico 2 X 15 MVA

RELACI N DE TRANSFORMACI N 34,5 kV / 13,8 kV

FRECUENCIA 60 Hz

REFRIGERACI N ONAN

CONEXI N Δ – Y

Tabla 24: Características del autotransformador 34,5 KV / 13,8 KV

5.2 TRANSFORMADORES DE POTENCIAL

Para la selección de los trasformadores de potencial es necesario especificar las siguientes características:

Tensión primaria asignada Tensión secundaria asignada Cargabilidad Clase de precisión Nivel de aislamiento Distancia de fuga

Para la S/E Bucaramanga se va a trabajar con transformadores de potencial capacitivos para el patio de 230Kv y transformadores de tensión inductivos para los patios de 115 Kv 34.5 Kv y 13.8 Kv y serán ubicados defase a tierra.

5.3 CALCULO DE PT PARA PATIO DE 115 KV

TENSIÓN PRIMARIA ASIGNADA

De acuerdo con la norma IEC 60186 (1987), el valor de la tensión primaria asignada es la misma que latensión del sistema. Cuando se tienen transformadores monofásicos conectados entre líneas y tierra, o

conectados entre neutro en tierra, la tensión asignada primaria es la tensión asignada del sistema sobre √ .Tensión de patio [kV] Tensión primaria asignada [kV]

115

Tabla 25: Tensión primaria asignada para el patio de 115 Kv.

TENSIÓN SECUNDARIA ASIGNADA

De acurdo con la IEC 600686 se pueden seleccionar valores de tensión secundaria asignada entre 100 y 200V. para el caso de la S/E Bucaramanga se escoge valor de 100 V.


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Tabla 35: Contorneo Nominal, Distancias de Fuga y Dimensiones

Figura 16: Transformador de potencial para 115 KV

PT’S SELECCIONADOS

NIVEL DE TENSIÓN [KV] CARACTERÍSTICAS DEL PT

115

Relación de transformación√ √ ⁄ Altura [M]

Medida 75 VA Clase 1 3.1 MProtección 3P 100 VA diámetro [M]

Referencia EMF 123 0.33Tabla 30: Referencias para los transformadores de potencial


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5.4 TRANSFORMADORES DE CORRIENTE

Los trasformadores de corriente son equipos de patio empleados para disminuir la corriente que circula a

través de los circuitos de protección y medida a niveles soportables para los equipos que conforman estoscircuitos, además de disminuir la corriente los PT‟s alisan los circuitos mencionados de las altas tensiones

permitiendo que los relés, equipos de medición y equipos de registro sean aislados solo para baja tensión.

Para la selección de estos equipos es necesario seleccionar las siguientes características:

Corriente nominal del circuito al cual se medirá la corriente Tipo de aplicación: Protección o medida. Corriente de cortocircuito máxima Burden Corriente nominal secundaria

PATIO 115 KV

Figura 21: Transformador de Corriente para 115 KV


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Tabla 37: Características de CT y Dimensiones

CARACTERÍSTICAS 115 Kv

Referencia ABB IMB 123

Corriente Primaria 1250-2500

Corriente Secundaria 1 A

Tensión Máxima F-T [KV] √ BIL [KV] 550

Número de Núcleos Medición 1 o 2

Número de Núcleos Protección 3 o 4

Precisión 1

Clase 5P

Burden [VA] 30

Corriente de Corto Circuito [KA] 40

Tabla 38: Características resumen de los transformadores de corriente


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5.5 DISYUNTORES

CARACTERÍSTICAS 115 [KV]

Tensión Nominal [Kv] 123Intensidad Nominal [A] 4000

Capacidad de Interrupción [KA] 40

Temperatura Ambiente [°C] -30< t


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Dimensiones [mm]Rango de

voltajeA B C D E F

72.5 4647 1164 670 3280 1750 4174123 5197 1164 1220 3630 1750 4174145 5197 1164 1220 3830 1750 4174

Figura 17: Dimensiones de los interruptores de potencia 115 KV

5.6 SECCIONADORES

Tabla 31: Características de los seccionadores


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Figura 19: Celdas de Media Tensión

Características técnicas (según IEC 62271-200).

Según la norma IEC 62271-200 los principales aspecto para una celda de MT son:

Divisiones y naturaleza de las barras.

En primera instancia de acuerdo a los ofrecimientos por parte del fabricante se define el número y contenidode los compartimientos.

Según la naturaleza de las barreras entre las partes vivas y los compartimientos se pueden clasificar en:

- PI. Divisiones materiales aislantes.- PM. Divisiones metálicas.

Continuidad del servicio

Las clases LSC describen funcionalidad y características relativas al diseño que contribuyen a la continuidadofrecida por el panel de MT. Clases:

- LSC1: Cuando otras unidades funcionales o algunas de ellas estarán desconectadas.- LSC2A: Cuando todas las otras unidades funcionales pueden estar energizadas.- LSC2B: Cuando todas las unidades funcionales y todos los compartimientos de cables pueden ser

energizados.

Dentro de los tipos de celdas se encuentra:

- Metal-Clad: Solo elementos removibles con todas las partes vivas separadas en compartimientos de metalaterrizados, compartimientos adyacentes aislados; bus principal y conexiones aisladas.

- Metal-Enclosed: Elementos fijos aceptados con partes vivas no separadas en compartimientos individuales,compartimientos adyacentes pueden estar abiertos y el bus puede estar sin aislar.


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DATOS TECNICOSTipo De Celda Metal

Referencia 8DJ10Clase Según Continuidad del Servicio LSC2B

Naturaleza de las Barras PMAislamiento Gas

Medio de Corte Vacío Nivel de Tensión 13.8

Grado de Protección 3P

Corriente de Corto 50Tabla 42: Características técnicas celdas 13,8 KV

6 SISTEMA DE PROTECCION Y CONTROL

6.1 RELE DE SOBRECORRIENTE 50-51

Ésta protección es la forma más simple y la menos costosa de proteger un equipo. La protección desobrecorriente aclara las fallas con un retardo de tiempo que depende de la magnitud de corriente circulante,suministrando un respaldo para otros equipos.

Cuando los equipos se protegen con relés de sobrecorriente, es necesario buscar la coordinación con losdemás dispositivos de protección, no sólo del equipo protegido sino también de los elementos adyacentes(líneas, alimentadores, transformadores, etc.).

La operación de estos relés depende de la magnitud de la corriente a través del equipo que se está protegiendo. La característica de operación puede ser de tiempo inverso, de tiempo definido o instantánea.Un relé de sobrecorriente instantáneo opera cuando la corriente supera un umbral de ajuste, el tiempo deretardo de la operación no es intencional y depende del equipo


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Un relé de tiempo definido opera cuando la corriente supera un umbral y tiene un retardo intencional fijo en eltiempo de operación.

Un relé de tiempo inverso opera cuando la corriente supera un umbral y tiene un retardo intencionalinversamente proporcional a la magnitud de la corriente. Con mayor corriente, el tiempo de operación esmenor y viceversa.

La figura muestra la clasificación de los relés de sobrecorriente:

Figura 3: Clasificación Relés no Direccionales

6.1.1 RELE INSTANTANEO

Son los relés que operan sin un retardo de tiempo intencional. Opera de manera inmediata cuando alcanza elvalor de corriente definido.

6.1.2 RELE TEMPORIZADO

Son los relés que tienen tiempo de operación definidos o tiempos que son inversamente proporcional a lamagnitud de la corriente. Se utilizan principalmente en alimentadores simples o radiales.


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Figura 4: Curva Característica Tiempo - Corriente

6.1.3 RELE DE TIEMPO DEFINIDO

En los relés de tiempo definido, la temporización es siempre la misma, cualquiera que sea la magnitudeléctrica que provoca el funcionamiento del relé.

La variante más utilizada de la protección de sobrecorriente de tiempo definido, es la que tiene dos o treszonas o escalones con diferentes tiempos de operación, el primero de los cuales es instantáneo.

Figura 5: Diagrama de Bloques de 3 Escalones


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Figura 6: Protección de Tiempo Definido

6.1.4 RELE DE TIEMPO INVERSO

Las características de operación dependen del tipo de curvas características tiempo-corriente que sean tenga elrelé, tales como:

Inversa Moderadamente Inversa Muy Inversa Extremadamente Inversa

La calibración de un relé de sobrecorriente se hace seleccionando:

El valor de arranque que corresponde al mínimo valor de corriente a partir del cual la curva entra aoperar

El ajuste de tiempo o selección de la curva a utilizar.

Figura 7: Curvas Tiempo Inverso


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6.1.6 CRITERIOS DE SELECTIVIDAD

Selectividad amperimétrica: la selectividad se garantiza porque el dispositivo de protección aguas

abajo detecta la falla, mientras que para el dispositivo aguas arriba no la detecta (no arranca).

Selectividad cronométrica: el disparo del aparato aguas arriba está ligeramente temporizado; eldisparo del aparato de aguas abajo es más rápido.

Selectividad energética: la energía disipada en el aparato de aguas arriba es insuficiente para provocar su disparo, ya que el aparato de aguas abajo lo limita fuertemente (durante el corto solo pasa una corriente de falla inferior a corriente de la especificación). Se utiliza en interruptorestermomagnéticos.

Figura 8: Criterios de Selectividad

Figura 9: Tiempo de Coordinacion


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6.2 RELE DE SOBRECORRIENTE DIRECCIONAL 67-67N

Se denomina protección direccional de sobrecorriente a aquella que responde al valor de la corriente y a ladirección de la potencia de cortocircuito en el punto de su ubicación. La protección opera si la corrientesobrepasa el valor de arranque y la dirección de la potencia coincide con la correspondiente a un circuito en lazona protegida.

Se compone de una protección de sobrecorriente con selectividad relativa, complementada con un órgano demedición que determina la dirección de la potencia de cortocircuito, que es el denominado relé direccional.

La necesidad de la direccionalidad puede demostrarse a partir de la red con alimentación bilateral mostrada enla figura. Para lograr la selectividad por tiempo entre las protecciones de sobrecorriente 2 y 3 de esta red, la

protección 2 debe estar más rápida que la 3 para la falla F´ y más lenta para la falla F´´, lo cual es imposiblede cumplir.

La adición de relés direccionales en las protecciones de la red, cuyas direcciones de operación son lasindicadas por las flechas en la figura, resuelve estos problemas. La protección 3 no responde al cortocircuitoF´ y la protección 2 no opera para el cortocircuito F´´.

Figura 10: Red con Alimentacion Bilateral

De acuerdo con su direccionalidad, las protecciones de la red de la figura a, se dividen en dos grupos: 2, 4, 6 y5, 3, 1. Las protecciones del primer grupo pueden solamente operar para cortocircuitos que ocurran a laizquierda de su punto de ubicación, mientas que las del segundo grupo lo hacen para cortocircuitos a su

derecha. Esto da la posibilidad de seleccionar los parámetros de ajustes de forma independiente para las protecciones de cada grupo, como si estuvieran en una red radial.

Existen dos tipos fundamentales:


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DIRECCIONAL DE TIEMPO DEFINIDO

Figura 11: Red con Alimentacion en Varios puntos, 3 Escalones

Figura 12: curva de cortocircuito

DIRECCIONAL DE TIEMPO INVERSO

Esta protección se obtiene al añadir un relé direccional al esquema de protección de sobrecorrientede tiempo inverso.

Figura 13: Diagrama de Bloques


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Figura 14: Diagrama Enmallado

La representación gráfica de la condición de operación de relés direccionales puede hacerse mediante lacaracterística angular (en el plano complejo impedancia o en coordenadas rectangulares) y mediantecaracterística tensión - corriente.

Figura 15: Representación por Ángulos

Figura 16: Representación Caracteristicas


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Figura 17: Conexión de los Relés Direccionales Contra Falla a Tierra

6.3 RELE DE SOBRECORRIENTE A TIERRA 50N

Operan con la corriente de tierra o la corriente residual. Su ventaja es que pueden tener ajustesconsiderablemente más bajos que los ajustes de los relés de fases. La corriente residual se puede obtener porsuma de corrientes en el primario o en el secundario.

Figura 18: Relé de Sobrecorriente a Tierra

Los elementos de tierra se recomienda ajustarlos con una corriente residual baja, de tal forma que se garanticeuna buena sensibilidad ante fallas de alta impedancia.

Normalmente la corriente de arranque se ajusta alrededor del 20% de la corriente nominal del equipo a proteger.

Para su ajuste deben tenerse en cuenta la corriente residual que exista en régimen permanente y la corrienteresidual que puede ver el relé debido a los errores de los transformadores de corriente.

Al igual que en los sobrecorrientes de fases, las curvas de los diferentes dispositivos deben ser de la mismafamilia para facilitar la coordinación.


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6.4 RELE DIFERENCIAL

Los relés diferenciales son los que funcionan cuando el vector diferencia de dos o más cantidades eléctricas

similares exceden una cantidad predeterminada.

Esta es una protección con selectividad absoluta en que se hace comparación directa de las señales eléctricas provenientes de todas las interconexiones de elementos protegidos con el resto del sistema o una comparacióndirecta de las señales eléctricas provenientes de dos o más circuitos. Con base en esa comparación, la

protección diferencial discrimina entre los cortocircuitos en la zona protegida y los externos.

En la figura se presenta el esquema de la conexión de la protección diferencial para una fase de un elementodel sistema que tiene dos terminales. En los terminales del elemento protegido se instalan transformadores decorriente con igual relación de transformación, sus secundarios se conectan de la manera mostrada en la figuray entre los conductores de unión se conecta un relé de sobrecorriente.

Figura 19: Esquema de Conexión

La conexión del relé se hace de forma tal que cuando no hay cortocircuito interno, la corriente Ir= 0 en el casoideal, mientras que para cortocircuitos en la zona protegida, Ir tiene un valor igual a la de corriente decortocircuito referida al secundario.

Para condiciones normales de operación, oscilaciones de potencia, o cortocircuito externos si se desprecia laadmitancia transversal en el elemento protegido, es , si los transformadores de corrient no tienenerrores, es por lo que , y la protección no opera porque no existe diferencia entre lacorriente que entra y la que sale del elemento protegido.

En caso de cortocircuito ,y el error en los transformadores de corrientes es El principio básico de la protección diferencial consiste en calcular la diferencia entre las corrientes queentran y salen de la zona protegida; la protección opera cuando esta diferencia excede un umbral de ajuste. Lacorriente diferencial es procesada individualmente para cada fase y se calculan dos corrientes, una Idiff y unaIbias que responden a las siguientes ecuaciones:

|| || IA ® Corriente terminal localIB ® Corriente terminal remota

Su aplicación se extiende a líneas paralelas, malladas, transformadores, reactores, barras, generadores entreotras.


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6.5 RELE DE DISTANCIA 21

Como la impedancia de una línea es proporcional a su longitud, para medir distancias es apropiado el uso de

un relé capaz de medir la impedancia de una línea hasta un punto dado. Tal relé se denomina como relé dedistancia y se diseña para operar solamente con fallas que ocurren entre la localización del relé y un puntoseleccionado, discriminando así fallas que pueden ocurrir en diferentes secciones de la línea.

La protección de distancia es aquella con selectividad relativa que tiene direccionalidad y que se logra conrelés de distancia, los cuales responden al cociente de la tensión Vr y la corriente Ir aplicada a ellos:

El principio básico de medida de la protección distancia, consiste en la comparación entre la corriente de fallavista por el relé y la tensión en el punto de aplicación del mismo, siendo posible de esta manera medir la

impedancia de la línea hasta el punto de falla.La impedancia del relé Zr es proporcional a la longitud de la sección de la línea comprendida desde el puntode ubicación hasta el punto de cortocircuito, o sea, proporcional a la distancia eléctrica hasta la falla.

Figura 20: Diagrama de zonas de protección hacia adelante

Esta protección se calibra para que actue por zonas, siendo estas:

Zona 1

La primera zona de protección, es normalmente de operación instantánea, pues esta debe realizardespejes rápidos de fallas en la línea. Esta zona se ajusta con un 80% o 90% de la impedancia de lalínea para evitar que las fallas ocurridas en barras remotas la afecten (sobrealcance). Z 1 = K * ZL

Se debe tener en cuenta que cuando ocurre una falla con impedancia de falla, la

inyección de corriente proveniente del otro extremo de la línea, introduce un errorde medida en el extremo inicial, denominado efecto “Infeed”.


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Figura 21: Efecto Infeed En zona 1

Por ello:

Dividendo por

De esto se deduce lo siguiente:

Si I2/I1 es cero o cercano a cero, la impedancia vista por el relé de la subestación A no sería afectadasignificativamente por el efecto “Infeed”.

Si la corriente I2 es muy grande o I1 muy pequeña, el término I2/I1 sería alto, ocasionandosubalcance en el relé dado que vería un valor de impedancia mayor ó una falla más lejana.

Zona 2

Esta zona tiene como objetivo principal la protección total de la línea, además de actuar como protección de respaldo para las situaciones en las que la protección de la zona 1 falle.

Esta zona se ajusta con un 120% del valor de la impedancia, la norma permite sobre pasar este valor, pero debe justificarse mediante un análisis de efecto „infeed‟ , adicionalmente debe cumplir con los

siguientes requerimientos:

• No debe sobrealcanzar la Zona 1 de los relés de la subestación remota.• La Zona 2 no debe operar para fallas en los niveles secundarios de los transformadores existentes en

la subestación remota (115 kV, 34.5 kV ó 13.8 kV).• El ajuste de la Zona 2 sería, como máximo, igual a la suma de la impedancia total de la línea a

proteger más el 80% de la impedancia equivalente de los transformadores existentes en lasubestación remota.

• El valor de ajuste seleccionado de Zona 2 no debe sobrepasar el alcance de Zona 2 de las líneasadyacentes.

Z 2 =1,2* ZL

Dónde:

Z2: Ajuste de Zona 2.ZL: Impedancia de secuencia positiva de la línea.


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Éste criterio permite proteger el total de la línea teniendo en cuenta los errores de lostransformadores de instrumentos (CT y PT), el acoplamiento mutuo de secuencia cero en circuitos

paralelos y el valor de la impedancia de falla.

El tiempo de actuación se encuentra entre 250 ms y 400 ms.

Zona 3

Tiene como objetivo servir de respaldo las líneas adyacentes de la línea en coordinación, por logeneral su ajuste se extiende hasta la línea adyacente de mayor impedancia.

El criterio recomendado para el ajuste de la Zona 3 es el menor valor de impedancia calculada paralos dos casos que se citan a continuación:

Impedancia de la línea a proteger más el 80% de la impedancia equivalente de los transformadoresen la barra remota.

Impedancia de la línea a proteger más el valor de Z de la línea adyacente con mayor impedancia,multiplicada por un factor de seguridad del 120%.

Dónde: Z3: Ajuste de zona 3

ZL: Impedancia de la línea a protegerZLAMI: Impedancia de la línea adyacente de mayor impedancia

Zona de reversa

El propósito de esta zona es proveer un respaldo a la protección diferencial de barras de lasubestación local.

Su ajuste se realiza tomando el menor valor de los dos cálculos siguientes:

20% de la impedancia de la línea reversa con menor impedancia.

20% de la impedancia equivalente de los transformadores de la subestación local.Su tiempo esta en los 1500 ms


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Figura 22: Representacion cuadrilateral de las zonas

6.6 RELE DE SOBRETENSIONES Y SUBTESIONES 59-27

La protección de tensión mide permanentemente la tensión de cada fase con la finalidad de detectar lastensiones que son mayores o menores que las del rango normal de operación. Si las tensiones son menoresque las del rango establecido se tiene un protección de subtensión o mínima tensión (función 27); en el casode tensiones mayores se tiene la protección de sobretensión (función 59). El tiempo de actuación de esta

protección es una función del valor de la tensión y puede ser:

Tiempo Definido cuando se supera un umbral previamente calibrado. En este caso su operación puede serinstantánea o temporizada

Para la protección de sobretensión (función 59)

V > VSET-OVER t = TOVER

Para la protección de subtensión (función 27)

V < VSET-UNDER t = TUNDER

Tiempo Inverso cuya operación depende del tiempo según una función exponencial establecida por lasnormas, de acuerdo a la siguiente expresión:

Donde

t= Tiempo de actuación del Relé (variable dependiente)V= Tensión que mide el Relé (variable independiente)Vs= Tensión de Arranque del ReléTMS= Constante de ajuste del Relé


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Como se puede apreciar, el tiempo de operación depende de la variación de la tensión tanto para valoresmayores como menores que la tensión nominal, de una manera simétrica, ya que se toma el valor absoluto dela diferencia. Por tal motivo, es necesario añadir el umbral de arranque, es decir:

Para la protección de sobretensión (función 59)V > VSET-OVER

Para la protección de subtensión (función 27)

V < VSET-UNDER

6.7 RELE DE FALLA A INTERRUPTOR

La protección de falla de interruptor es un sistema de control para prevenir la falta en la apertura de uncircuito de alta tensión cuando se ha dado una orden de apertura por cualquier relé de protección.

Función 50BF (PFI)En el SEIN se recomienda aplicar dos filosofías de protección falla interruptor ambas basadas en lamedición de la corriente que circula por el interruptor.En líneas de Transmisión el nivel de corriente de arranque de la protección falla interruptor debeajustarse encima de la corriente máxima de carga y menor que la corriente mínima de falla en elextremo remoto.

I máx carga < I 50BF < I mín falla

En transformadores, reactores el ajuste del relé 50BF debe ser el valor más pequeño posible para locual se puede utilizar un valor entre el 10% a 20% de la corriente nominal del circuito.

En el SEIN se recomienda aplicar dos filosofías de protección falla interruptor ambas basadas en la mediciónde la corriente que circula por el interruptor.

En líneas de Transmisión el nivel de corriente de arranque de la protección falla interruptor debe ajustarseencima de la corriente máxima de carga y menor que la corriente mínima de falla en el extremo remoto.

I máx carga < I 50BF < I mín falla

En transformadores, reactores el ajuste del relé 50BF debe ser el valor más pequeño posible para lo cual se puede utilizar un valor entre el 10% a 20% de la corriente nominal del circuito.

Función 50BF

Al producirse una Falla de Interruptor se debe proceder de la siguiente manera:

1. En primera instancia (función 50BF1) se debe efectuar una orden de apertura a ambasBobinas de Apertura del Interruptor. Este tiempo debe ser definido considerando un margen deactuación sobre la protección principal y no debe interferir con los recierres automáticos.

2. En segunda instancia (función 50BF2) se debe proceder con la apertura de losInterruptores vecinos de manera que se pueda obtener la apertura del circuito deseado, al mismotiempo que se consigue aislar al Interruptor fallado.


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6.8 RELE DE VERIFICACION DE SINCRONISMO

La función de Sincronismo se aplica en generadores y líneas de transmisión. Los ajustes para estas funciones

son los siguientes:

Sincronismo en Generadores

1. Diferencia de tensión: La diferencia de tensión para el sincronismo en generadores debe ser de 0a 5%.

2. Diferencia de Frecuencia: La diferencia de frecuencia para el sincronismo de generadores debede ser de 0.067 Hz.

3. Diferencia de Angulo: La diferencia de ángulo para el sincronismo de generadores debe de serde 10° o menos.

Sincronismo en Líneas de Transmisión

1. Diferencia de tensión: La diferencia de tensión para el sincronismo en el caso de líneas detransmisión debe ser de 10% Unom2. Diferencia de Frecuencia: La diferencia de frecuencia para el sincronismo en líneas de

transmisión será de 0.10 Hz3. Diferencia de Angulo: La diferencia de ángulo para el sincronismo en líneas de transmisión

puede variar de 10° a 30°. Los valores de ángulo deben ser determinados en base a estudios.

6.9 PROTECCION DE TRANSFORMADORES

El transformador de potencia es uno de los elementos más importantes del sistema de transmisión ydistribución. La elección de la protección apropiada puede estar condicionada tanto por consideraciones

económicas como por el tamaño del transformador.

Los transformadores y autotransformadores, están sometidos a cortocircuitos internos de los cuales se protegen con relés diferenciales porcentuales o de alta impedancia y con relés de presión o acumulación degas. También están sometidos a sobrecorrientes por fallas externas contra las cuales se protegen con relés desobrecorriente.

Por ello se recomienda que la actuación de la protección provoque el disparo instantáneo de todos losinterruptores que conectan el transformador, tanto para fallas internas y externas (respaldo).

6.9.1 RELE DE PRESION SUBITA

Estos son aplicables en transformadores inmersos en aceite. Un tipo de estos relés opera ante cambiosimprevistos en el gas encima del aceite, otros operan ante cambios súbitos de presión del mismo aceite, que seoriginan durante fallas internas.

Este relé no opera por presiones estáticas o cambios de presión resultantes de la operación normal deltransformador que pueden ocurrir ante cambios de carga y de temperatura. Normalmente da disparo, aunquetambién puede colocarse para dar alarma.


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Por lo general el tiempo de operación del relé varía desde medio ciclo hasta 37 ciclos dependiendo de lamagnitud de la falla. Este relé se recomienda aplicarlos para todos los transformadores con capacidad superiora 5 MVA.

Figura 23: Relé de Presión Súbita

6.9.2 RELE BUCHHOLZ

Este es una combinación de acumulador de gas y relé de aceite y solamente se aplica a los transformadorescon tanque conservador de aceite instalado en la parte superior del tanque principal.

Este relé posee dos dispositivos:1. Una cámara de recolección de gas en el cual se acumula el gas resultante de la ruptura de aislamiento

por la presencia de un arco eléctrico leve. En la primera etapa, el relé da alarma.

2. Un dispositivo que se opera por el movimiento repentino del aceite a través de la tubería deconexión cuando ocurren fallas severas, cerrando unos contactos que dan disparo a los interruptoresdel transformador.

Figura 24: Relé Buchholz


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El relé se aplica a transformadores con aceite y que poseen un tanque conservador (utilizado en Europa,Canadá, Colombia). El relé se instala en el tubo que conecta el tanque del transformador y el tanqueconservador, como se muestra en la figura.

Los relés basados en incremento de presión se aplican a transformadores sin tanque conservador. En estostransformadores el tanque no está totalmente lleno de aceite sino que por lo general contiene además un gasnoble. El relé se coloca en la parte superior del transformador.

Tabla 12. Colores del Gas Relé Buchholz

6.9.3 RELE DETECTOR NIVEL DE ACEITE

Este relé origina disparo cuando el nivel de aceite no es el requerido, ya que existe un nivel mínimo de aceiteque debe tener el transformador para seguir operando sin afectar la vida útil del mismo. La aguja indicadoraes operada magnéticamente por el movimiento de un flotador que sigue el nivel del líquido, ya sea en la cubao en el tanque conservador, la cual normalmente tiene dos etapas de funcionamiento, la de alarma y la dedisparo.

Figura 25: Relé flujo de aceite


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6.9.4 RELE TERMICO

Estos pueden consistir en termómetros o resistencias de temperatura (RTD), que se instalan en los devanados

del transformador para detectar temperaturas altas que se puedan presentar por sobrecargas o daños en elsistema de refrigeración del transformador.

Se debe tener en cuenta que usualmente solo es posible supervisar directamente las temperaturas del aceite, elmedio refrigerante (aire o agua) y a veces, de los devanados de baja tensión, debido al costo enorme querepresentaría aislar los sensores en contacto con los devanados de alta tensión.

7 DISTANCIAS ELÉCTRICAS

7.1 DEFINICIONES

• Distancia mínima: mínima distancia entre partes de una subestación que garantiza no flameo entre ellas.

• Distancia de seguridad: mínima distancia en tres partes de una subestación que garantiza el desplazamientoseguro de una persona que se encuentra en la instalación.

Para la determinación de las distancias dieléctricas y de seguridad se tomó como referencia las distanciasmínimas según el Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas RETIE 2008; en donde se especifican losvalores para distancias fase-tierra, fase-fase y zona de seguridad.

7.2 DETERMINACIÓN DE LA ZONA DE SEGURIDAD

7.2.1 Movimiento del PersonalPara el movimiento del personal, se toma el nivel básico y se adiciona un 2.25 m, que según la figura, es laaltura promedio de una persona con los brazos estirados.

Figura 20: Altura promedio de una persona con los brazos levantados.


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El valor básico corresponde a la distancia fase-tierra.

Figura 21: Circulación de personal.

7.2.2 Movimiento de Vehículos

Se deben prever zonas de seguridad para el paso de vehículos que pueden ser utilizados para la realización decambios de equipo o mantenimientos programados. La distancia de seguridad para la circulación de vehículosse estima considerando el perfil del vehículo más 0,7 metros.

Figura 22: Circulación de vehículos


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Para el caso de la Subestación Bucaramanga se tomó un ancho de vía de 4 metros y una altura de 4.5 m.

7.2.3 Trabajos sobre equipos o sobre conductoresCuando se efectúa un trabajo en una subestación en presencia de tensión en los conductores y equipos de loscircuitos adyacentes, es necesario prever una zona de protección la cual se debe determinar con base en elmismo principio de los casos anteriores. Dicha zona comprende un valor básico más un valor que serádeterminado para cada equipo de acuerdo con el trabajo de mantenimiento, el vehículo y las herramientas quenormalmente se utilizan. Nunca debe tener un valor menor a 3 metros.

Figura 23: Mantenimiento de rutina

Distancia de mantenimiento horizontal

Se toma el valor básico más 1.75 m, que corresponde a las dimensiones promedio de un operador con los brazos estirados.


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Figura 24: Dimensiones de los brazos estirados horizontalmente.

Distancia de mantenimiento vertical

Se toma el valor básico más 1.25 m por encima del plano de trabajo que corresponde al operador en la posición siguiente

Figura 25: Dimensiones de mano alzada sobre plano de trabajo.


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7.3 DISTANCIAS DE SEGURIDAD EN EL AIRE Y FASE-TIERA

7.3.1 Cálculo para 115 [KV]:

Tabla 32: Distancias de seguridad en el aire

El BIL para 115 KV es 550 v.

Distancia de seguridad en el aire:

Valor Básico=1,1+0,11=1,21[m].

Se suma 2,25[m] que es la distancia mínima de seguridad recomendada por el RETIE:

Valor Básico= 1,21+ 2,25=3,46[m].

7.4 ALTURA DE EQUIPOS SOBRE EL NIVEL DEL SUELO:Todos los equipos que encontramos en la subestación deben cumplir con una altura mínima a continuación

presentamos todos los cálculos para cada nivel de tensión:


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Figura 26: Altura de los equipos sobre el nivel del suelo

La altura de los equipos la calculamos gracias a la siguiente fórmula que se aplica hasta una altura máximasobre el nivel del mar de 1000msm.

7.4.1 Cálculo para 115 kv:Aequipos= 2,3+ 0,0105*(kv)

Aequipos= 2,3+0,0105*(115)

Aequipos= 3,507[m].

7.5 DISTANCIAS FASE-FASE:La distancia mínima entre fases puede determinarse teniendo en cuenta que la tensión máxima que puede

aparecer entre fases, es igual al nivel de aislamiento al impulso, más el valor de cresta de la onda de tensión atierra, de frecuencia fundamental, correspondiente a las condiciones fundamentales de operación. Estoconduce a elegir una distancia mínima entre fases, 15 % mayor que la distancia mínima a tierra, según lorecomendado por la CEI en la publicación 71-A, sección 6.4. Entonces la expresión para el cálculo de latensión de fase – fase es:

7.5.1 Distancia fase – fase para el patio de 115 kV

7.6 CORRECCIÓN DE LA DISTANCIA FASE-FASE POR CORTOCIRCUITOCuando se utilizan conductores flexibles es necesario tener en cuenta el desplazamiento horizontal durantecortocircuitos. La IEC y la CIGRÉ presentan una metodología para encontrar la tensión de aisladores y eldesplazamiento de los conductores debido al cortocircuito que dependen de la relación , quecorresponde a la fuerza electromagnética/peso del conductor, de la flecha estática y de las elongacioneselástica y térmica del conductor.


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Figura 27: Figura Rango de movimiento de conductores flexibles durante un cortocircuito.

A partir de la figura anterior se determina que la distancia entre fases debe ser:

Donde,

, corresponde a la distancia fase-fase, representa el mayor vano

Corresponde a la distancia fase-fase corregida.

7.6.1 Para 115 KV

Estructura #1.

Estructura #2

7.7 DETERMINACIÓN DE LAS DISTANCIAS ENTRE EQUIPOSPara determinar las distancias mínimas entre equipos, se toma de referencia la tabla que está en el libro MejíaVillegas.


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EQUIPOS DISTANCIA TIPICA [m]

123 KV

Transformador de instrumentación y seccionador 3

Interruptor y seccionador 3

Interruptor y transformador de instrumentación 2

Pararrayos y transformadores de instrumentación 2

Tabla 33: Distancias típicas entre equipos

7.8 ALTURA DE BARRAJES CONDUCTORES

La configuración de las barras en 230 y 115 KV, es en interruptor y medio, por lo tanto hay varios noveles deconductores y estructuras. Su cálculo se mostrara a continuación.

7.8.1 Patio 115 KV

7.9 ALTURA DE TEMPLES DE LINEALa altura de los temples se determina teniendo en cuenta la siguiente expresión:

Patio de 115 kV: 8 APANTALLAMIENTO

8.1 APANTALLAMIENTO PATIO 230 KV

Su objetivo es verificar que la geometría de la disposición física de equipos y la localización del cable deguarda ofrezcan un apantallamiento adecuado para que los equipos no reciban descargas que superen sucaracterística nominal de aislamiento (BIL).

Cálculo de la altura efectiva del cable de guarda para el patio de 115 kV

Cálculo de la Tensión crítica de flameo

El CFO se calcula como sigue:

Donde es la longitud de la cadena de aisladores, para el patio de 115 kV se tiene una longitud de cadena deaisladores de 2,0 metros.

Calculo de la altura promedio del conductor


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Cálculo de la corriente críticaLa corriente crítica se calcula teniendo en cuenta la siguiente expresión. Dicha relación se emplea cuando elapantallamiento protege un barraje soportado por cadenas de platos de aisladores.

Dónde:: Impedancia car acterística del barraje a proteger [Ω] = Tensión critica de flameo de los aisladores [kV]Al reemplazar los valores de

y

calculados antes se obtiene:

Cálculo de la distancia de descarga crítica

La distancia de descarga crítica se calcula con la siguiente relación:

Donde: Corriente crítica de flameo [kA] : Coeficiente que tiene en cuenta las diferentes distancias de descarga, puede ser:

1,0 para cables de guarda. 1,2 para mástiles y punta pararrayos.

Luego se tiene que: Cálculo de la altura efectiva del cable de guarda

Para determinar la altura efectiva del cable de guarda se debe considerar la siguiente expresión:

Dónde:

= La mitad del valor del ancho de campo, que para el caso del patio de 115 kV se tiene un valor de 25metros. Luego:

13.1. Apantallamiento de los transformadores.

Transformador de 115/34,5 kV.


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El cable de guarda procedente del patio de 115 kV llego hacia las estructuras de barraje auxiliar deltransformador continuando hacia las estructuras de 34,5 kV.

13.2. Apantallamiento del edificio de control

Para apantallar el edificio de control se emplea la siguiente relación.

Dónde:

N es el número de varillas en la dirección considerada.

L es la longitud analizada, que puede ser el largo o el ancho.

Altura de la punta.Calculo del número de puntas en la longitud de 30 metros.

Para el edificio de control se suponen puntas de 6 metros de altura, el ángulo se determina a partir de lacurva, teniendo en cuenta el valor de la altura de la caseta así:

Al buscar la altura anterior en la tabla de apantallamiento para un nivel I correspondiente a subestaciones

eléctricas se encuentra un valor aproximado de de 50 grados.Por lo cual

Cálculo del número de puntas en la longitud de 33.9 metros.

Para el edificio de control se suponen puntas de 6 metros de altura, el ángulo se determina a partir de lacurva, teniendo en cuenta el valor de la altura de la caseta así:

Al buscar la altura anterior en la tabla de apantallamiento para un nivel I correspondiente a subestaciones

eléctricas se encuentra un valor aproximado de de 50 grados.Por lo cual


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En total se deben disponer de 9 puntas de 6 metros cada una distribuidas equitativamente en la cubierta deledificio de control.

9 SERVICIOS AUXILIARES

9.1 NIVELES Y LIMITES DE TENSIÓN:

9.1.1 NIVELES DE TENSIÓN NORMALIZADOSDe acuerdo con el numeral 4.8 de la norma IEC 60694 (2002), la tensión asignada de los elementos de cierrey apertura de los equipos de maniobra y la tensión asignada de los circuitos auxiliares, deben ser entendidascomo la tensión medida en los terminales de los aparatos durante su operación, incluyendo las resistenciasauxiliares o accesorios requeridos por el fabricante e instalados en serie con él.

Tensionesnormalizadas en

DC

V24

48

60

110 o 125

220 o 250

Tabla 34: tensiones DC normalizadas SSAA

Tensionesnormalizadas en

AC

SistemasTrifásicos, 3 o 4

hilos (V)

Sistemasmonofásicos, 3

hilos (V)

Sistemasmonofásicos,

2hilos (V)

120/208 120/240 120

220/380 - 220

230/400 - 230

240/415 - 240

277/480 - 277

347/600 - 347

Tabla 35: tensiones DC normalizadas SSAA

Notas:

1. Los valores más bajos en la primera y segunda columna son las tensiones a neutro y los valores más

altos son las tensiones entre fases.

2. El valor 230/400 V será en el futuro el único valor normalizado de la IEC y en sistemas nuevos serecomienda su adopción

9.2 CARGAS PARA SERVICIOS AUXILIARES DE CORRIENTE ALTERNA.


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9.2.1 Calculo de tomasLa carga de los tomas se calculó Según el RETIE, que considera 22( VA/m^2) como el valor estándar. Esto sehizo para las áreas del edificio de control (600 ) y las dos casetas de control (32 ).

Carga por tomacorrientes = 22(VA/m^2)* Área

9.2.2 Iluminación de interioresPara Realizar el cálculo que permita la selección de luminarias para zonas interiores se debe tener en cuentalos niveles de iluminación recomendados que se muestran en la siguiente tabla.

Tabla 36: nivel de iluminación para diferentes áreas

Luminarias interiores TBS165 de 14 W, 2300 lúmenes

Calculo del número de luminarias.

FDC FDF CU n

E A= N

****

*

Dónde: N = Número de luminarias. A = Área del local en metros cuadrados. E = Nivel de iluminación en Luxes. = Flujo luminoso inicial de la lámpara (Lúmenes). n = Número de lámparas de la luminaria.FDF = Factor de depreciación del flujo luminoso. FDC = Factor de depreciación por contaminación.C.U = Coeficiente de utilización.

El área del edificio de control es de 600 y según la tabla anterior, el nivel de iluminación es de 500lúmenes, el coeficiente de utilización es de 0.78 ya que se cuenta con poca luz externa y considerando queFDF= 0.92 y FDC= 0.93.

La lámpara seleccionada es TBS165, tiene un flujo luminoso inicial propio de 2300 lúmenes y un factor de potencia de 0.9.

Área Nivel de iluminación [luxes]

Salas de control 500

Caseta de relés 500

Sala de baterías 200Sala de comunicaciones 200

Baño 200

Alumbrado de emergencia 30


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Se utilizaran entonces 49 luminarias.

Carga total de las luminarias = 4*14*49= 2744 W

Carga de iluminación interior = 2744/0.9 = 3.04 KVA

9.2.3 Iluminación exterior

Los niveles de iluminación mínimos necesarios en la zona exterior de la subestación, se muestran en la siguiente

tabla.

Área Nivel de (luxes)

Vías de acceso y circulación 50Parqueaderos 20

Patio de conexiones 50

Zona de portería 50

Tabla 37: nivel de luxes áreas exteriores

9.2.4 Iluminación de vías de acceso:

Para iluminar las vías de acceso se van a utilizar luminarias de sodio a alta presión de potencia 200 W a 208 AC

con un flujo luminoso inicial de 21300 lúmenes de tipo Green Way BepL1 128 Prg Xt 150 Cw Dw2

La subestación cuenta con dos vía cada una de 450 m de largo con 6 metros de ancho. Y 2 de sardinel.

Para calcular que espacio va a existir entre luminaria y luminaria se utiliza la siguiente expresión:

Dónde:E = Nivel de iluminación en Luxes.Ф = Flujo luminoso inicial de la lámpara (Lúmenes). n = Número de lámparas de la luminaria.C.U = Coeficiente de utilización.FDF = Factor de depreciación del flujo luminoso.FDC = Factor de depreciación por contaminación.

b = el ancho de calzada.

Tomando Factor de depreciación del flujo luminoso y por contaminación de 0.9, y un coeficiente deutilización de 0.55 y de acuerdo a las características de las luminarias escogidas se tiene lo siguiente:

b E

FDC FDF CU n =d

*

****


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Se redondea esta distancia a 95 m, por lo tanto al dividir la longitud total de la vía en esta distancia, se obtieneque el número de luminarias a utilizar son 6.

Carga de iluminación en vías= 13*(200/0.9)= 2.88 KVA

9.2.5 Iluminación del patio de conexiones

Para la iluminación del patio de conexiones de la subestación se van a utilizar luminarias de sodio a vapor de400 W a 208V AC, las cuales tienen un flujo inicial de 50000 lúmenes.

El patio de 115 kV de 22.325 metros cuadrados.

El número de luminarias necesarias es de:

luminarias=*.*.**

=nlum 58.37190660150000

22325*50

Con un factor de potencia de 0.9, la carga de iluminación total es S= 38*(400/0.9)= 16,8 KVA.

9.2.6 Salida para la toma de la filtroprensa

La salida para la toma de la filtroprensa debe ser suministrada e instalada en la zona donde se encuentra eltransformador de potencia. La capacidad máxima de esta será de 50 A y se debe suministrar tanto la tomacomo la cometida en cable de cobre aislado THW # 1/0 AWG trifásica cuatro hilos.

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