000147937_apantallamiento
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cálculo de apantallamiento de subestación de potenciaTRANSCRIPT
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UNIVERSIDAD SIMON BOLIVAR DECANATO DE ESTUDIOS PROFESIONALES
COORDINACION DE INGENIERIA ELECTRICA
AMPLIACION DE LA S/E YARACUY A 765/230 kV Y LA S/E LA ARENOSA A
765kV DE EDELCA
Por: Ronald Orlando Alzuarde Lozano
INFORME DE PASANTÍA
Presentado ante la ilustre Universidad Simón Bolívar como requisito parcial para optar al título de
Ingeniero Electricista
Sartenejas, Junio de 2010
ii
PI
UNIVERSIDAD SIMON BOLIVAR DECANATO DE ESTUDIOS PROFESIONALES
COORDINACION DE INGENIERIA ELECTRICA
AMPLIACION DE LA S/E YARACUY A 765/230 kV Y LA S/E LA ARENOSA A
765kV DE EDELCA
Por: Ronald Orlando Alzuarde Lozano
Realizado con la asesoría de:
Tutor Académico: Prof. Jorge Ramírez Díaz Tutor Industrial: Ing. Ángel Cisneros
INFORME DE PASANTÍA Presentado ante la ilustre Universidad Simón Bolívar
como requisito parcial para optar al título de Ingeniero Electricista
Sartenejas, Junio de 2010
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ACTA DE EVALUACION
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AMPLIACION DE LA S/E YARACUY A 765/230 kV Y LA S/E LA ARENOSA A 765kV DE EDELCA
POR
RONALD ORLANDO ALZUARDE LOZANO
RESUMEN
La División de Proyectos de Transmisión a través del Departamento de Construcción de
Subestaciones de EDELCA, con la finalidad de poder prestar un servicio más confiable ha
decidido, iniciar el estudio y ejecución de la Ampliación de la subestación Yaracuy 765/400/230
kV y la subestación la Arenosa a 765 kV. En el siguiente informe de pasantía se describe un
estudio de dicha ampliación (justificación y alcance), se desarrollan los criterios básicos para el
diseño de la malla de puesta a tierra, se verifica mediante el método de las esferas rodantes el
diseño del sistema de apantallamiento ante descargas atmosféricas tanto para el patio de 765 kV
como el patio de 230 kV. Se verifica el cumplimiento de las distancias mínimas y de seguridad,
así como la selección del número de aisladores acorde a la zona de contaminación. Se describe el
procedimiento del tendido y puesta en flecha de los conductores que conforman las barras de la
S/E. Dichos procedimientos son el resultado de presenciar en campo la instalación de los equipos
antes mencionados, los procedimientos de montaje son explicados de forma práctica y
complementados con fotografías. Se obtuvo que los diseños y montajes realizados cumplen con
lo establecido en las normas internacionales (ANSI/IEEE, IEC) según corresponda a la debida
aplicación.
v
DEDICATORIA
Le dedico este logro a mi madre querida Enis Maritza Lozano por todo su amor que me ha dado
incondicionalmente durante toda mi vida
AGRADECIMIENTOS
Le agradezco ante nada a Dios por darme salud y la de mis seres queridos.
A mi tutor académico el Prof. Jorge Ramírez por sus consejos, orientaciones valorables en
la concepción y ejecución del presente informe.
A mi tutor industrial el Ing. Ángel Cisneros por las enseñanzas basadas en su experiencia
en campo incursionarme en el mundo laboral.
Al Ing. Vicente Pignone por darme la oportunidad de realizar mi pasantía en este proyecto
tan importante para el país.
A mi novia Katherine Villegas por su apoyo durante toda mi carrera en los buenos y
malos momentos.
A mi hermano Robert Alzuarde por sus buenos consejos en esta última etapa de mi
carrera
A la señora Hilda Villegas por toda su ayuda y consejos para la culminación del presente
trabajo.
A toda mi familia por su apoyo incondicional en todo momento.
A todo el personal de EDELCA que me prestaron su ayuda cuando la necesite. En
especial al grupo de técnicos de la S/E Yaracuy.
vi
INDICE GENERAL
PORTADA ................................................................................... ¡Error! Marcador no definido. PAGINA DE TITULO .................................................................................................................. ii ACTA DE EVALUACION .......................................................................................................... iii RESUMEN .................................................................................................................................... iv DEDICATORIA ............................................................................................................................ v AGRADECIMIENTOS................................................................................................................. v INTRODUCCIÓN ......................................................................................................................... 1 CAPITULO 1. DESCRIPCIÓN DE LA EMPRESA ................................................................. 4
1.1 Misión de EDELCA ............................................................................................................... 4 1.2 Ubicación de la Pasantía en el Departamento de Construcción de Subestaciones ................. 5
CAPITULO 2. DESCRIPCIÓN DE LA SUBESTACIÓN YARACUY ................................... 7 2.1 Definición de una Subestación Eléctrica ................................................................................ 7 2.2 Características Actuales ......................................................................................................... 7 2.4 Importancia de la S/E Yaracuy y la S/E la Arenosa .............................................................. 8 2.5 Configuraciones de conexión ................................................................................................. 8 2.6 Interruptor y medio................................................................................................................. 9
CAPITULO 3. DESCRIPCION DE LA AMPLIACIÓN ........................................................ 11 3.2 Características eléctricas de los equipos de alta tensión ...................................................... 15
3.2.1 Características eléctricas particulares de los equipos .................................................... 15 3.3 Justificación de la Ampliación ............................................................................................. 16
CAPITULO 4. SISTEMA DE PUESTA A TIERRA ............................................................... 20 4.1 Definición ............................................................................................................................. 20 4.2 Criterios de Diseño ............................................................................................................... 21
4.3.1 Resistividad de terreno ................................................................................................ 24 4.3.2 Determinación de la sección del conductor de la malla de tierra ................................ 25
4.3.3 Valores de tensión admisibles por el cuerpo humano ....................................................... 30 Potencial de Paso ........................................................................................................................ 30 Potencial de Toque (Et) .............................................................................................................. 31 4.3.4 Cálculo de los voltajes de toque y paso máximos tolerables ............................................ 32 4.3.5 Diseño preliminar de la malla ........................................................................................... 34 4.3.6 Determinación de la Resistencia de la malla ..................................................................... 34 4.3.7 Determinación del GPR .................................................................................................... 35 4.3.8 Tensiones de Toque y Paso en la malla de tierra .............................................................. 36
vii
4.4 Materiales utilizados ............................................................................................................ 38 4.5 Soldadura Exotérmica .......................................................................................................... 38 4.6 Aterramiento de equipos y estructuras metálicas. ................................................................ 40
CAPITULO 5. SISTEMA DE PROTECCION CONTRA DESCARGAS ATMOSFÉRICAS
....................................................................................................................................................... 42 5.1 El Método Electrogeométrico .............................................................................................. 42 5.2 Metodología ......................................................................................................................... 44 5.3 Resultados ............................................................................................................................ 48
CAPITULO 6. DISTANCIAS MINIMAS DE SEGURIDAD Y DE AISLAMIENTO ......... 52 6.1 Verificación de Distancias mínimas de seguridad y de aislamiento .................................... 52 6.2 Disposición de Equipos y verificación de Distancias mínimas y de Aislamiento .............. 52 6.3 Metodología ......................................................................................................................... 52 6.4 Resultados ............................................................................................................................ 53 6.5 Verificación de la Longitud de Fuga y de Cadenas de Aisladores ....................................... 53 6.6 Metodología ......................................................................................................................... 54 6.7 Resultados ............................................................................................................................ 55 6.8 Inspección de los aisladores ................................................................................................. 56
CAPITULO 7. CALCULOS DE TENSADO Y TENDIDO DE CONDUCTORES .............. 57 7.1 Ecuación del Cambio de Condiciones .................................................................................. 57 7.2 Características de los Conductores utilizados ...................................................................... 59 7.3 Datos de la Zona ................................................................................................................... 60 7.4 Característica del Sistema .................................................................................................... 60 7.5 Calculo para conductor ACAR 1300 MCM ......................................................................... 60 7.6 Tendido de Cable de Guarda ................................................................................................ 61 7.7 Tendido de Conductores de Barra de guarda y conductores de fase ................................... 63 7.8 Conectores o Manguitos de compresión. ........................................................................ 65 7.9 Prueba de prensado: ........................................................................................................ 66 7.10 Montaje de conductores de potencia. ................................................................................. 69 7.11 Técnica de Reenvío ............................................................................................................ 69 7.12 Cálculos mecánicos ............................................................................................................ 75 7.13 Cálculo topográfico de la flecha......................................................................................... 75
CONCLUSIONES ....................................................................................................................... 79 REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS ...................................................................................... 80 APENDICES Y ANEXOS........................................................................................................... 81
viii
INDICE DE TABLAS
Tabla 1. Plantas de generación hidroeléctrica de EDELCA ............................................................ 6
Tabla 2. Características eléctricas de Interruptores ....................................................................... 15
Tabla 3. Características eléctricas de Seccionadores..................................................................... 15
Tabla 4. Características eléctricas de TC....................................................................................... 15
Tabla 5. Características eléctricas del AT ..................................................................................... 15
Tabla 6. Características eléctricas de Reactor de Neutro .............................................................. 16
Tabla 7. Variables utilizadas en el flujograma para el diseňo de la malla de tierra ...................... 23
Tabla 8. Mediciones de resistividad dentro del área de la ampliación [11] .................................. 25
Tabla 9. Cálculo de calibre mínimo del conductor ........................................................................ 26
Tabla 10. Valores típicos de Df [2] ............................................................................................... 29
Tabla 11. Datos de la malla de tierra de la Subestación (Diseño Preliminar) ............................... 30
Tabla 12. Voltaje de toque y paso para cada tipo de superficie .................................................... 34
Tabla 13. Resultados de Rg y GPR ............................................................................................... 35
Tabla 14. Resultados de Em y Es .................................................................................................. 37
Tabla 15. Resultados Obtenidos Zona 1Apantallamiento ............................................................. 49
Tabla 16. Resultados Obtenidos Zona 2 Apantallamiento ............................................................ 50
Tabla 17. Distancias mínimas de seguridad según especificaciones EDELCA ............................ 53
Tabla 18. Características generales del aislador de vidrio templado [16] ..................................... 54
Tabla 19. Características técnicas del conductor ACAR 1300 KCM............................................ 59
Tabla 20. Características técnicas del conductor AAC 4000 KCM ............................................. 60
Tabla 21. Hipótesis de la ecuación de cambio de estado............................................................... 60
Tabla 22. Identificación de los vanos de la S/E Yaracuy 765 kV ................................................ 62
Tabla 23. Procedimiento para el montaje de barras de 800 kV ..................................................... 64
ix
INDICE DE FIGURAS
Figura 1. Organigrama general de EDELCA [5] ............................................................................. 5 Figura 2. Organigrama de la Direccion de Proyectos de Transmisión. [5] ..................................... 6 Figura 3. Interruptor y medio ........................................................................................................ 10 Figura 4. Configuracion actual de la S/E Yaracuy 765 kV ........................................................... 14 Figura 5. Configuración definitiva S/E Yaracuy a 765 kV ........................................................... 14 Figura 6. Expansión de la Red de Transmisión en Alta Tensión de EDELCA [7] ....................... 17 Figura 7. Continuación de la expansión de la red de Transmisión de EDELCA [7]..................... 17 Figura 8. Capacidad de Generacion Instalada de las Empresas (%) ano 2007 [1] ........................ 18 Figura 9. Interrupción de la demanda en el 2007 del SEN [1] ...................................................... 19 Figura 10. Diagrama de flujo para el diseño de la malla de tierra [6] ........................................... 23 Figura 11. División de corriente de cortocircuito en el conductor de la malla de tierra ............... 25 Figura 12. Curva del método de Garret para determinar Sf [6] ..................................................... 28 Figura 13. Preparación de soldadura exotérmica........................................................................... 39 Figura 14. Soldadura finalizada. Conexión tipo T......................................................................... 39 Figura 15. Puesta a tierra de las estructuras y de escalera metálica en Casa de Relés .................. 41 Figura 16. Método de la Esfera Rodante [15] ............................................................................... 44 Figura 17. Zonas de protección [15] .............................................................................................. 45 Figura 18. Parámetros Gráficos del modelo electrogeométrico ................................................... 47 Figura 19. Diagrama de procedimiento del método electrogeométrico de apantallamiento ......... 48 Figura 20. Dimensiones de los Pórticos en patio de 765 kV.( Distancias en mm)........................ 50 Figura 21. Corte A-A de Bahia 4. 765 kV ................................................................................... 50 Figura 22. Aisladores de vidrio templado ..................................................................................... 54 Figura 23. Cadenas de suspensión ................................................................................................. 56 Figura 24. Procedimiento de montaje de la cadena de aisladores ................................................. 56 Figura 25. Conector a compresión o Manguito ............................................................................. 65 Figura 26. Verificación de las medidas del conector..................................................................... 65 Figura 27. Compresión del conector.............................................................................................. 66 Figura 28. Solapamiento de la prensada anterior .......................................................................... 67 Figura 29. Vista transversal del corte de un conector posterior a la prueba de prensado .............. 68 Figura 30. Técnica de reenvío. Poleas estratégicamente ubicadas.(Medidas en mm) ................... 70 Figura 31. Identificación de las poleas. Vista frontal .................................................................... 71 Figura 32. Vista lateral del procedimiento de reenvío................................................................... 71 Figura 33. Ranas para sostener el conductor ................................................................................. 72 Figura 34. Polea adicional evita que los conductores se entrelacen .............................................. 72 Figura 35. Elevación de los conductores ....................................................................................... 72 Figura 36. Acercamiento a la cadena Fase B................................................................................. 73 Figura 37. Acercamiento a la cadena para marcar el conductor .................................................... 73 Figura 38. Conductor instalado ..................................................................................................... 74 Figura 39. Procedimientos de montaje de barras ........................................................................... 74 Figura 40. Tensión de la guaya una vez los conductores elevados y sostenidos en estado de reposo............................................................................................................................................. 75
x
LISTA DE SIMBOLOS Y ABREVIATURAS
A Amperios.
ABB Asea Brown Boveri.
AT Alta tensión.
Automation Automatización.
AWG (American Wire Gauge) Sistema de Calibres Americanos.
BIL Nivel básico de aislamiento ante impulso atmosférico.
BSL Nivel básico de aislamiento ante impulso de maniobra.
BT Baja tensión.
ca Corriente alterna.
CADAFE Compañía Anónima de Administración y Fomento Eléctrico.
CALIFE Electricidad de Puerto Cabello.
cc Corriente contínua.
CM Casa de Mando.
cm Centímetro.
CORPOELEC Corporación Eléctrica Nacional
EDELCA Electrificación del Caroní, C.A.
ELEBOL Electricidad de Ciudad Bolívar.
ELEVAL Electricidad de Valencia.
ENELVEN Energía Eléctrica de Venezuela C.A
ENELBAR Energía Eléctrica de Barquisimeto
ENELCO Energía Eléctrica de la Costa Oriental
Fp Factor de potencia.
GPS (Global Positioning System) Sistema de Posicionamiento Global.
GWh Gigavatios hora.
h Horas.
Hz Hertz o ciclos por segundo (cps).
I Corriente eléctrica.
IAFE Instituto Autónomo de Ferrocarriles del Estado
Icc Corriente de cortocircuito.
IHM Interfaz Humano Maquina.
xi
In Corriente nominal.
Kms Kilómetros.
kV Kilovoltios.
kW Kilovatios.
kWh Kilovatios hora.
LED (Light Emitting Diode) Diodo emisor de luz.
m Metro.
MCM Mil Circular Mil.
MT Media Tensión.
MVA Megavoltio amperios.
MVAR Megavoltio amperios reactivos.
MWh Megavatios hora.
NCC Nivel de cortocircuito.
OPSIS Oficina de Información de los Sistemas Interconectados de Venezuela.
P Potencia.
Power Systems Sistemas de Potencia.
pulg Pulgadas (inches).
PVC Cloruro de Polivinilo.
RTT Red Troncal de Transmisión.
S.A. Servicios Auxiliares.
S/E Subestación.
SEN Sistema Eléctrico Nacional.
SENECA Sistema Eléctrico del Estado Nueva Esparta, C.A.
SF6 Hexafloruro de azufre.
S.P.C.I Sistema de Protección Contra Incendios.
Switchgears Aparatos de maniobra en una subestación.
V Tensión o voltaje.
VA Voltio amperios.
W Vatios.
V% Porcentaje de caída de tensión.
1
INTRODUCCIÓN
Venezuela es uno de los pocos países en el mundo que posee un gran potencial de energía
hidroeléctrica concentrado en una localización geográfica muy particular. Esto generó la
construcción de grandes plantas de generación como Guri, Macagua, y Caruachi situadas en la
región de Guayana al sur del país, mientras los grandes centros de carga están ubicados en la
región norte-costera del país.
Esta particular condición ha obligado a desarrollar sistemas de transmisión troncales
capaces de transportar grandes bloques de energía a largas distancias y en niveles de voltaje muy
elevados para reducir las pérdidas de energía, utilizando subestaciones y líneas de extra alta
tensión. Este sistema que permite exportar la energía hidroeléctrica generada en el Estado
Bolívar al resto del país, se logra por el sistema de transmisión en 765, 400 y 230 mil voltios.
Estos sistemas, por sus características, demandan requerimientos muy especiales para su
planificación, diseño, construcción, operación y mantenimiento. [1]
Como es de esperarse en una nación con crecimiento de población, la demanda energética
aumenta a través de los años como lo indican las predicciones realizadas por instituciones
especializadas; en el presente informe se realiza un estudio de la ampliación en la subestación
Yaracuy 765/400/230 kV y la creación de una línea de transmisión de 765 kV entre las
subestaciones Arenosa y Yaracuy de EDELCA; se justifica su construcción luego realizado un
estudio respectivo de demanda en el tiempo, lo que arroja diferentes argumentos para la
realización de este proyecto de ampliación que incremente la capacidad en la transmisión de
energía hacia el occidente del país para la satisfacción de la demanda y mejora de la calidad de
servicio.
En cuanto a las distintas configuraciones, es importante conocer los diferentes tipos de
subestaciones existentes y cómo seleccionar la más adecuada al momento de diseñar una
subestación teniendo en cuenta los factores que determinan su diseño y su posterior construcción.
Por tal motivo se estudian las características del arreglo interruptor y medio presente en la S/E
Yaracuy 765 kV. Para entender dicho arreglo de una manera más gráfica se realizó la
elaboración del diagrama unifilar ampliado.
2
Es de suma importancia para un ingeniero involucrado en obras eléctricas de este tipo,
conocer los procedimientos necesarios para el diseño de la malla de tierra a la hora de
inspeccionar construcciones de subestaciones. Este informe desarrolla dichos procedimientos
aplicando la norma IEEE Std 80-2000 [2] en la S/E la Arenosa y se participó en la construcción
de esta malla uniéndola con la malla existente a través de la aplicación de soldadura exotérmica.
Para una S/E es de vital importancia la instalación de cables de guarda para garantizar
protección del sistema ante descargas atmosféricas. Es por esto que se realizó la verificación del
sistema de apantallamiento mediante el desarrollo de los cálculos descritos en la norma IEEE Std
998-1996 [3] utilizando el método de las esferas rodantes aplicado en la subestación Yaracuy
tanto para el patio de 765 kV como el de 230 kV.
Mediante el estudio de planos dados por el fabricante de los aisladores utilizados y la
aplicación de la norma IEC 815-1986 [4] se verificó el nivel de aislamiento lo cual es un tema
clave para una subestación un gran nivel de voltaje de operación 765 kV. De igual manera
aplicando las especificaciones generales de EDELCA y el análisis de planos de disposición de
equipos se realizó la verificación de distancias mínimas de seguridad.
Con respecto al tendido de conductores, se describe mediante la aplicación de la ecuación
de cambio de estado y el cálculo topográfico, las variables involucradas en el tensado de cable de
guarda y conductores de fase, se explican y exponen los procedimientos de montaje de los
mismos, etapas y resultados obtenidos con sus respectivos análisis.
Finalmente se dan un conjunto de conclusiones y recomendaciones sobre el proyecto,
basados en los conocimientos adquiridos durante la formación académica y los resultados de la
investigación, puntos de inspección de construcción, esquemas desarrollados, aparamenta de
subestaciones, y maniobras en subestaciones, coordinación y seguimiento de los trabajos de
construcción y del montaje electromecánico de equipos.
3
OBJETIVOS
Objetivo General
Analizar la ampliación de la Subestación Yaracuy 765kV y la Subestación la Arenosa
765kV mediante el estudio de los factores más importantes referentes a la construcción de
subestaciones de alta tensión: justificación, diseño e instalación de equipos de alta tensión.
Objetivos Específicos
• Estudiar los factores que justifican la ampliación.
• Aplicar el procedimiento de diseño para la malla de puesta a tierra dentro de la
subestación La Arenosa 765kV acordes tanto a la resistividad específica del terreno como a
los requerimientos y lineamientos de diseño establecidos por la IEEE Std. 80-2000. [2]
• Verificar el sistema de apantallamiento por cable de guarda aplicando el método de las
esferas rodantes siguiendo los requerimientos y lineamientos de diseño establecidos por la
IEEE Std .998-1996. [3]
• Verificar el nivel de aislamiento de la cadena de aisladores según los niveles de
contaminación según la IEC 815-1986 [4] y el cumplimiento de distancias mínimas para
el patio de 765 kV según las Especificaciones de EDELCA.
• Aplicar la ecuación de cambio de estado en los conductores y cables de guarda en el patio
de 765 kV para determinar la peor condición a la que estará sometido un conductor en un
vano.
• Detallar el procedimiento utilizado para el montaje de los mismos.
CAPITULO 1. DESCRIPCIÓN DE LA MPRESA
CAPÍTULO 1 DESCRIPCIÓN DE LA EMPRESA
EDELCA opera las Centrales Hidroeléctricas ``Simón Bolívar`` (Guri) con una capacidad
instalada de 10.000 megavatios, considerada la segunda más importante en el mundo, ``Antonio
José de Sucre`` (Macagua), con 3.140 megavatios instalados y “Francisco de Miranda”
(Caruachi), con una capacidad instalada de 2.280 megavatios. [5]
Su ubicación en las caudalosas aguas del Río Caroní, al sur del país (Edo. Bolívar), le
permite producir electricidad en armonía con el ambiente, a un costo razonable y un significativo
ahorro del tan apreciado petróleo. Posee una extensa red de líneas de transmisión que superan los
5.700 Kms, cuyo sistema a 800 KV es el quinto instalado en el mundo con líneas de Ultra Alta
Tensión en operación.
El Sistema de Transmisión Troncal de EDELCA constituye una red con una longitud total
de más de 5.000 Kms de líneas y 12.300 estructuras de diversos tipos presentes de norte a sur de
la geografía nacional. [5]
1.1 Misión de EDELCA
La misión de EDELCA es producir, transportar y comercializar energía eléctrica a precios
competitivos, en forma confiable, hombres y mujeres motivados, capacitados y comprometidos
con el más alto nivel ético y humano, enmarcando todo en los planes estratégicos de la Nación
para contribuir con el desarrollo social, económico, endógeno y sustentable del País. [5]
5
Para conocer la organización de las gerencias que conforman la empresa se puede
apreciar en la Figura 1.
Figura 1. Organigrama general de EDELCA [5]
1.2 Ubicación de la Pasantía en el Departamento de Construcción de Subestaciones
El trabajo concerniente a esta pasantía, fue realizado en el Departamento de Construcción
de Subestaciones, el cual se encarga de realizar todas las actividades necesarias para la ejecución
e inspección de los proyectos referentes la creación y/o ampliaciones de subestaciones de
transmisión respetando siempre las especificaciones de EDELCA. Este Departamento labora en
equipo con equipo con el Departamento de Ingeniería de Subestaciones y el Departamento de
Equipos de Alta Tensión.
Es de destacar, que el Departamento de Construcción de Subestaciones pertenece a la
División de Subestaciones de Transmisión adscrita a la Dirección de Proyectos de Transmisión,
cuyo organigrama se muestra en la Figura 2.
6
Figura 2. Organigrama de la Direccion de Proyectos de Transmisión. [5]
La Oficina de Información de los Sistemas Interconectados de Venezuela (OPSIS)
maneja todos los datos del comportamiento del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) y anualmente
realiza un informe donde se muestran los datos más relevantes que se presentaron durante ese
periodo. Mediante la revisión del informe más reciente disponible al público en general por parte
de la OPSIS se puede reflejar el estado aproximado de las centrales hidroeléctricas de EDELCA
con la finalidad de conocer su capacidad de operación, los valores energéticos promedios
aproximados que generan y entregan a la Red Troncal de Transmisión. En la Tabla 1, se pueden
apreciar estos valores. (Datos tomados del informe anual 2007 de la OPSIS). [1]
Tabla 1. Plantas de generación hidroeléctrica de EDELCA
Nombre de la planta
Número de unidades
Capacidad Nominal (kW)
Energía Promedio
(MWh)
Energía Firme (MWh)
Ubicación de la planta
Simón Bolívar (Guri)
20 8.851.000 46.650.000 39.400.000 Edo. Bolívar
Antonio José de Sucre (Macagua)
20 2.930.000 15.200.000 13.200.000 Pto. Ordaz, Edo. Bolívar
Francisco de Miranda
(Caruachi)
12 2.196.000 12.950.000 12.400.000 Caruachi, Edo. Bolívar
7
CAPITULO 2. DECRIPCIÓN DE LA SUBESTACIÓ
CAPITULO 3. ACUY
CAPITULO 2 DESCRIPCIÓN DE LA SUBESTACIÓN YARACUY
2.1 Definición de una Subestación Eléctrica
Una Subestación Eléctrica es un conjunto de dispositivos que forman parte de un sistema
eléctrico de potencia, y que en conjunto pueden tener como función la de interconectar sistemas
de un mismo nivel de tensión o transformar tensiones y derivar circuitos de potencia. [6]
2.2 Características Actuales
Tensión Asignada: 765 kV.
Frecuencia Asignada: 60 Hz.
Longitud de la línea de transmisión (existente) Arenosa- Yaracuy 765 kV: 123 Kms. [7]
Tipo de Barraje: Flexible
Tipo de Conexión: Conexión Clásica (Barraje flexible, conexión flexible)
Tipo de Arreglo: Interruptor y medio
La Subestación Yaracuy 765 kV es una subestación reductora 765/400/230 kV del tipo
convencional exterior, actualmente consta de un patio a 765 kV dispuesto en un esquema
“Interruptor y Medio” en la bahía Nº 2, y con un arreglo de seccionador-interruptor-
transformador de corriente-seccionador a 765 kV en la bahía Nº 4, asociada a la barra II, (Ver
Apéndice A. Diagrama Unifilar de la S/E Yaracuy). En la actualidad está alimentada de una línea
de transmisión a 765 kV proveniente de la Subestación la Arenosa, y posee un banco de
autotransformadores de 765/400/20 kV de 1.500 MVA, y un banco de autotransformadores de
765/230/20 kV de 1.000 MVA. En la barra 1 se encuentra conectado un banco de reactancias de
tres unidades monofásicas de 100 MVAR cada una. El patio de 765 kV tiene una casa de Relés,
una Casa de Servicios Auxiliares con su Generador Diesel, y una Casa de Mando.
8
La Subestación es de tipo automatizada, operada en forma local desde los tableros de
control convencional de la Casa de Relés, y desde la Interfaz Humano Maquina (IHM) ubicada
en la Casa de Mando, y a control remoto desde el Sistema Centro de Control de CVG EDELCA
(SCCE) en la ciudad de Puerto Ordaz por medio del Sistema de Adquisición de Datos y
Secuenciador de Eventos instalado en la Casa de Relés.
2.4 Importancia de la S/E Yaracuy y la S/E la Arenosa
En el sistema central de la Red Troncal de Transmisión se encuentran dos redes a 400 kV
que no tienen interconexión entre sí. La primera red está entre las subestaciones San Gerónimo -
Santa Teresa - Ciudad Lozada. La segunda red a 400 kV en el sistema central, está conformada
por las subestaciones La Horqueta, La Arenosa, Planta Centro y Yaracuy. Las dos primeras se
encuentran interconectadas mediante dos líneas de transmisión, mientras que la subestación
Planta Centro se interconecta con la subestación La Arenosa a través de tres líneas de transmisión
a 400 kV. Desde la subestación Planta Centro se extiende otra línea hasta la subestación Yaracuy
400 kV, esta última subestación presenta un nexo adicional a 400 kV con la subestación La
Arenosa. La exportación de energía hacia la zona occidental del país se realiza desde la
subestación Yaracuy 765/400/230 kV, por medio de tres líneas a 400 kV hasta la subestación El
Tablazo; una línea doble terna a 230 kV hasta la subestación El Tablazo, pasando por la
subestación Las Morochas II y dos líneas a 230 kV desde la subestación Yaracuy hasta las
subestaciones Barquisimeto (ENELBAR) y Cabudare. (Ver Apéndice B. Red Troncal de
Transmisión).
2.5 Configuraciones de conexión
Se denomina configuración al arreglo de los diferentes equipos electromecánicos
constitutivos de un patio de conexiones o pertenecientes a un mismo nivel de tensión de una
subestación, de tal forma que su operación permita dar a la subestación diferentes grados de
confiabilidad, seguridad y flexibilidad, para el control, transformación y distribución de la
energía eléctrica. [6]
El concepto de flexibilidad es muy importante dentro de una subestación ya que es la
propiedad de la instalación para adaptarse a las diferentes condiciones que se puedan presentar
9
especialmente por cambios operativos del sistema y, además, por contingencias y/o
mantenimiento del mismo. [6]
Los cambios operativos dentro de una subestación también llamadas maniobras, podrían
darse en un sistema se realizan buscando: [6]
Control de potencia activa y reactiva para optimizar la carga de los generadores. Esto implica
alguna forma de independizar o agrupar circuitos de carga y/o generación.
Limitar niveles de cortocircuito. Cualquier arreglo o configuración que incorpore medios para
dividir la subestación en dos (o más) secciones independientes puede reducir los niveles de
cortocircuito. La reducción de nivel de cortocircuito no debe ser el parámetro inicial de
diseño de la misma, sino que debe ser una condición operativa de la instalación para
prolongar la vida útil de los equipos y mejorar la estabilidad del sistema.
Incrementar la estabilidad en el sistema. La reducción de cortocircuito no solo trae como
consecuencia el tener equipos de menor capacidad, sino que también incrementa la
estabilidad del sistema ya que al disminuir las corrientes de falla, el sistema se estabiliza más
rápidamente. [6]
La configuración de una subestación está ligada a los requerimientos de la empresa, dados
principalmente por el sistema de potencia. El arreglo seleccionado determina el sistema de
mantenimiento, el desarrollo inicial de la subestación, espacio requerido y el costo de instalación.
Existen numerosos tipos diferentes de arreglos, sin embargo los más utilizados comúnmente
tanto en subestaciones convencionales como las encapsuladas en SF6 (Hexafloruro de Azufre)
para subestaciones de gran importancia a 765kV es la de interruptor y medio. [6]
2.6 Interruptor y medio
Es el utilizado en la subestación Yaracuy 765/400/230 kV y en la S/E La Arenosa 765 kV
donde se desarrolló el proyecto de pasantía. Este arreglo se caracteriza en que por cada tres
interruptores se pueden conectar dos líneas, de allí viene su nombre. Es bastante utilizado en
instalaciones muy importantes de alta y muy alta tensión. Un grupo de tres interruptores (Bahía
10
en los Estados Unidos de América), se conecta entre los dos barrajes principales. Normalmente se
opera con ambas barras energizadas y todos los interruptores cerrados. [6]
Ventajas: Ofrece gran confiabilidad y flexibilidad con menos equipos que otros arreglos, es decir
con un menor costo y espacio en comparación con otros esquemas. Una falla en una de las barras
no ocasiona pérdida de circuito alguno. Trabajos de mantenimiento en cualquiera de los
interruptores o seccionadores no ocasiona pérdida de circuito alguno. [6]
Desventajas: Los sistemas de protección y recierre son complicados, en casos de estar asociados
con plantas de generación, el sistema de selección del interruptor para sincronización se hace
bastante complicado.
La desconexión, implica la apertura de dos interruptores. La protección y el recierre se dificultan
ya que el interruptor intermedio (entre dos circuitos) debe trabajar con uno de los circuitos
asociados. Por otra parte, una falla en un interruptor, en el peor de los casos solo saca de servicio
un circuito adicional [6]. En casos de estar asociados con plantas de generación, el sistema de
selección del interruptor para sincronización se hace bastante complicado. [8]
Esta configuración admite ciertas modificaciones para alguna cantidad de equipos en salida
para transformadores, (ver Figura 3) colocando un solo interruptor por campo y un seccionador a
modo de transferencia conectado directamente los transformadores a las barras.
Figura 3. Interruptor y medio
En el apéndice A se refleja el esquema Interruptor y medio observando el diagrama
unifilar de la subestación Yaracuy y la S/E la Arenosa, adicionalmente se observa la disposición
actual de equipos y la aplicación donde se desarrolló el proyecto de pasantía.
11
CAPITULO 3. DESCRIPCION DE LA AMPLIACIÓN CAPÍTULO 3
DESCRIPCION DE LA AMPLIACIÓN
La Empresa ELECTRIFICACION DEL CARONÍ, C.A (EDELCA) contempla la
“AMPLIACION DE LA SUBESTACION YARACUY DE 765/230 kV”, para lo cual contrata a
la Empresa CONSORCIO ABB 800KV, según Contrato Nº 1.3.300.075.05 por un monto total de
Bs. 11.593.915.726,60, para un tiempo de ejecución de ONCE MESES Y MEDIO. Con un
alcance de obra que comprende el diseño, fabricación y transporte a la obra de los equipos
importados y de los suministrados por EDELCA, así como el suministro en sitio de equipos de
fabricación nacional, la ingeniería de detalle y la ejecución de obras civiles, montaje
electromecánico, pruebas y puesta en servicio de todas las instalaciones. [9]
Estas obras están contratadas bajo la modalidad de suministro y montaje incluyendo obras
civiles, pruebas y puesta en servicio de los equipos. El contrato es del tipo Suma Global con
fórmula escalatoria, es decir el contratista debe actualizar en su momento los precios de
materiales y mano de obra y presentarlos a conciliación con la supervisión, en este caso
EDELCA.
3.1 Características básicas de la ampliación
El alcance de la ampliación de la subestación Yaracuy contemplada en las
Especificaciones Técnicas Particulares consiste en [9]:
Un banco de autotransformadores 765/230/20 kV, constituido por tres unidades
monofásicas de 333,33 MVA, a ser suministradas en sitio por EDELCA.
Reubicación hacia la bahía 2 del banco de reactancias actualmente ubicado en la bahía 3.
Un banco de reactancias de 765 kV, formado por tres unidades monofásicas de 100
MVAR cada una a ser suministradas por EDELCA.
12
Ampliación del Sistema de Protección Contra Incendios (S.P.C.I) existente para incluir el
nuevo banco de autotransformadores y de reactancias. Adicionalmente se ampliara el
SPCI como consecuencia de la reubicación del banco de reactancias R3.
Sustitución de los interruptores de 440 VCA asociados a los centros de distribución “A”,
“B”, “E” y sustitución de los centros de transferencia automática de los centros de
distribución “A” y “E”.
Incorporación de las protecciones de barras I y II – 765 kV, para el sistema existente y la
ampliación.
Ampliación de los segmentos de barra I y barra II en 765 kV.
Bahía N° 5 parcial, en 765 kV, formada por dos celdas completas (B y C), y seccionador
de barra I, constituida por:
- Dos (2) interruptores a 765 kV
- Cinco (5) seccionadores tripolares a 765 kV, de los cuales dos (2) poseen cuchilla
de puesta a tierra.
- Seis (6) unidades monofásicas de transformadores de corriente.
Una derivación a 765KV (BC), en la bahía N° 5 (salida AT5 765/230/20 kV). Constituida
por:
- Un (1) seccionador tripolar 765 kV con cuchilla de puesta a tierra.
- Tres (3) pararrayos a 765 kV.
Una derivación a 230 KV, en la bahía N° 5 (salida AT5 765/230/20 kV) constituida por:
- Un (1) seccionador tripolar a 230 kV con cuchilla de puesta a tierra.
- Tres (3) pararrayos a 230 kV.
- Tres (3) unidades monofásicas de transformadores de corriente a 230 kV.
- Tres (3) unidades monofásicas de transformadores de potencial capacitivo a 230
kV.
Dos (2) celdas de 765 kV (A y B), en la bahía No. 4 (salida AT4 765/230/20 kV y salida
de línea L2 hacia la S/E la Arenosa) constituida por:
13
- Dos interruptores a 765 kV
- Cuatro (4) seccionadores tripolares 765 kV, de los cuales dos tienen cuchillas de
puesta a tierra.
- Seis (6) unidades monofásicas de transformadores de corriente a 765 kV.
Una derivación a 765 kV (AB), en la bahía No. 4 (Salida de línea L2 hacia la S/E La
Arenosa), constituida por:
- Un (1) seccionador tripolar 765 kV con cuchilla de puesta a tierra.
- Dos (2) trampas de onda a 765 kV, a ser instalados en la fase A y B de la salida de
línea.
- Tres (3) unidades monofásicas de transformadores de potencial capacitivo a 765
kV con conexión para alta frecuencia.
Una celda a 765 kV, en la bahía No. 4 ( conexión de la reactancia R4 a la línea L2),
constituida por:
- Un (1) seccionador tripolar 765 kV (existente).
- Una (1) cuchilla de puesta a tierra a 765 kV, operado manualmente (existente).
- Tres (3) pararrayos a 765 kV (existente).
- Un (1) interruptor a 765 kV (nuevo)
Desconexión de los puentes existentes entre las barras superiores e inferiores, y entre los
pórticos centrales. [9]
La Figura 4 describe la configuración actual de la S/E Yaracuy en el patio de 765
kV, se muestra la simbología o código presente en los interruptores de la S/E Yaracuy 765
kV. Se aprecia gráficamente la descripción de la ampliación anteriormente descrita,
cuando finalice la obra la configuración será la descrita en la Figura 5.
14
Configuración actual Yaracuy 765 kV
Barra 2
Barra 1
=AT4
S/E YARACUY =D2 230 KV
Z.620
Z.520
Z.420
=AT2
LINEA 1
S/E LA ARENOSA
S/E YARACUY A 400 KV
Z.1220
BAH
IA 2
R2
BAH
IA 4
Servicios auxiliares
Servicios auxiliares
Figura 4. Configuracion actual de la S/E Yaracuy 765 kV
Barra 2
Barra 1
=AT4
S/E YARACUY
=D2 230 kV
Z.620
Z.520
Z.420
=AT2
LINEA 1
S/E LA ARENOSA
S/E YARACUY
A 400 kV
Z.1220
BA
HIA
2
R2
Barra 2
Barra 1
=AT5
Z.1520
Z.1420
BA
HIA
5
BA
HIA
4
LINEA 2
S/E LA ARENOSA
Z.450
Z.1120
Z.1020Z.1324
Z.250
Configuración definitiva Yaracuy a 765 kV
R4
H2
H2 H2H2
H2
H2
Transformador de puesta a
tierraServicios auxiliares
Servicios auxiliares
S/E YARACUY
=D2 230 kV
Figura 5. Configuración definitiva S/E Yaracuy a 765 kV
15
3.2 Características eléctricas de los equipos de alta tensión
A continuación se muestran las características eléctricas generales y particulares de los
equipos asociados a la ampliación de la subestación Yaracuy 765 kV considerados en las
Especificaciones Técnicas de EDELCA. [9]
3.2.1 Características eléctricas particulares de los equipos
Interruptores [9]
Tabla 2. Características eléctricas de Interruptores
Corriente nominal (A rms) 3000 Capacidad de interrupción nominal simétrica (kA rms) 40 Asimétrica: la correspondiente a la corriente simétrica con una constante de tiempo de la componente continúa de 45ms. El tiempo mínimo de los relés es 8.3 ms
Capacidad de cierre (kA pico) 100 Resistencia de cierre (ohmios) 300 -400 Tiempo promedio de inserción de resistencia (ms) 8
Seccionadores [9]
Tabla 3. Características eléctricas de Seccionadores
Corriente nominal (A rms) 4000
Corriente de corta duración (kA rms) 40
Corriente momentánea (kA pico) 100
Transformadores de corriente –TC [9]
Tabla 4. Características eléctricas de TC
Relación de transformación (A rms) 3000-2500-2000-1500-1000/1-1-1-1
Clase y potencia de precisión:
Arrollado de protección 50 VA; FP=1. TPY15
Arrollado de medición 50VA: FP=1; 0.5
Autotransformador de Potencia [9]
Tabla 5. Características eléctricas del AT Construcción tipo Core o Shell Tipo de Conexión del Banco Estrella-Estrella-Delta (con neutro sólidamente aterrado) Capacidad Continua para cualquier posición del cambiador de tomas
333,33/333,33/15 MVA
Tensiones nominales (kV rms) Arrollado de Alta (AT) 765 kV Arrollado de Media (MT) 230 kV Arrollado de Baja (BT) 20 kV Neutro 34,5 kV Nivel Básico de aislamiento (BIL en kV pico) Arrollado de Alta (AT) 1950 kV
16
Arrollado de Media (MT) 900 kV Arrollado de Baja (BT) 150 kV Neutro 200 kV Cambiador de tomas (TAPS) Localización Arrollado común o serie Rango de variación -5%, + 10% Numero de posiciones 7 Numero de pasos 6 Variación por paso 2,5% Operación Desenergizado Impedancia basada en capacidad y tensión nominal AT/MT (333,33 MVA)
15%
Reactor de Neutro (Según Norma IEEE 32-1972) [9]
Tabla 6. Características eléctricas de Reactor de Neutro
Tipo Monofásico
Núcleo Aceite
Impedancia nominal (ohmios) 300 – 450 – 550
Clase de aislamiento (kV rms) 115
Nivel básico de aislamiento (BIL kV pico) 550
Capacidad de corriente para 10 s de duración (A rms) 200
3.3 Justificación de la Ampliación
En el año 2007 como decreto del Gobierno Nacional reorganizó el Sector Eléctrico
Nacional mediante la promulgación del Decreto con Rango, Valor y Fuerza de Ley N° 5.330,
dando así origen a la creación de la Sociedad Anónima Corporación Eléctrica Nacional, como
una empresa estatal adscrita al Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo, encargada
de realizar las actividades de generación, transmisión, distribución y comercialización de
potencia y energía eléctrica, agrupando en su fase inicial de transición mediante la figura de
filiales a las empresas signatarias del Contrato de Interconexión: CADAFE, EDELCA, La EDC
y ENELVEN así como a las empresas eléctricas: ENELCO, ENELBAR, SENECA, CALIFE,
ELEBOL y ENAGEN. No será sino hasta el año 2010, considerando esta como fecha tope,
cuando se fusionen dentro de la Corporación Eléctrica Nacional las otras empresas eléctricas en
los procesos medulares de la cadena de valor Generación, Transmisión, Distribución y
Comercialización. [1]
Así mismo se asigna a EDELCA la responsabilidad de la operación, construcción y
mantenimiento de la Red de Transmisión definida en los niveles de tensión de 765 kV, 400 kV y
230 kV troncal y de las centrales de generación hidroeléctrica. [1]
17
En la Figura 6 se observan los indicadores históricos donde la estadística refleja un
crecimiento sostenido de la red de transmisión en Alta tensión desde 5.805 Kms en el año 2001
hasta 5867 Kms en líneas de transmisión para el año 2003, lo que indica la necesidad de ampliar
la red a medida que pasan los periodos debido al crecimiento de la demanda energética tanto del
sector industrial como el residencial.
Eje Y Km de líneas de transmisión Eje X Periodo
Figura 6. Expansión de la Red de Transmisión en Alta Tensión de EDELCA [7]
De una manera más detallada se aprecia en la Figura 7, los kilómetros de líneas construidos por
EDELCA entre el 2002 y el 2004, según el nivel de voltaje y debido al crecimiento de la
demanda con el fin de mejorar de la calidad de servicio.
Eje Y Km de líneas Eje X Periodo
Figura 7. Continuación de la expansión de la red de Transmisión de EDELCA [7]
Según el informe de anual que presentó la OPSIS [1] en el 2007, en lo referente a
demanda de potencia es prudente citar el siguiente párrafo textualmente:
18
MAYO 4 2007. A las 14:00 horas EDELCA registró su máxima demanda horaria, situándose en
un valor de 3.415 MW, lo cual representó un crecimiento de 1,07% respecto al año anterior. [1]
La demanda máxima del sistema es el valor máximo de potencia neta horaria medido por
el Centro de Control del CNG (Centro Nacional de Gestión), que considera todas las empresas
que conforman la Corporación Eléctrica Nacional. [1]
Ahora analizando la Capacidad de Generacion Instalada de las Empresas para el 2007(Ver
Figura 8), del total instalado en el SEN (22.540,1 MW) el 65% son de origen hidráulico (14.597
MW) restando un 35% de origen térmico (7.943,1 MW); el cual puede ser Térmico a gas, a vapor
o ciclo combinado. Lo que indica que el sistema general de EDELCA debe estar en óptimas
condiciones de operación lo cual se logra realizando las actividades de mantenimiento
debidamente programadas, así como las actividades de inversión en el sistema eléctrico en
general.
Cabe destacar que los valores estadísticos mostrados para la filial EDELCA consideran
los correspondientes a las empresas Hidrocapital, Hidrocentro y Minera Lomas de Níquel. [1]
Figura 8. Capacidad de Generacion Instalada de las Empresas (%) ano 2007 [1]
En cuanto a las interrupciones de servicio del Sistema Eléctrico Nacional son reflejadas
mediante el informe de la OPSIS del 2007, tal como se observa en la Figura 9, para el año 2007 la
carga promedio anual interrumpida (PPI), cambia la tendencia decreciente registrada en el
periodo 2005-2006, para aumentar durante el 2007 en un 56% con respecto al valor obtenido en
el año anterior, situándose este en el valor más alto alcanzado en los últimos 5 años. Lo que
siguiere una necesidad de inversión en el sistema eléctrico para mejorar la calidad del servicio en
transmisión. Las interrupciones de servicio pueden ocurrir de dos maneras: una cuando esta es
forzada es decir debido a la falla en alguna parte del sistema y la otra es de manera programada
19
para realizar algún tipo de trabajo en la red bien sea de mantenimiento, incorporación de nuevos
equipos a la red, ampliaciones, etc.
Figura 9. Interrupción de la demanda en el 2007 del SEN [1]
De esta manera se justifica la creación de la nueva línea de transmisión Arenosa -
Yaracuy y la ampliación de las S/E correspondientes, ya que se distribuye mejor la energía hacia
el occidente del país, lo cual evita el sobrecalentamiento de una línea en caso de una falla
evitando su posible salida de la línea por aumento elevado de temperatura, mejorando así la
confiabilidad del sistema. Además esto permite que el circuito permanezca siempre operando a
menos que se presente el efecto cascada por falla en las protecciones. Para de mejora de calidad
de la energía porque se reduce la carga en cada una. Aumenta la vida útil de la línea que
inicialmente transportaba toda la carga.
Con el fin de mejorar la confiabilidad, seguridad y calidad de servicio en la región
occidental del país, C.V.G. EDELCA emprende la construcción de la segunda línea de
transmisión a 765 kV La Arenosa – Yaracuy No. 2. La puesta en servicio de esta obra será
de vital importancia, ya que incrementará el límite de importación centro-Occidente a
niveles que reducirán el riesgo de déficit de suministro en la zona y eliminarán la
necesidad de realizar botes de carga ante la ocurrencia de contingencia que afecten la
interconexión.
Como consecuencia de la construcción de la segunda línea de transmisión a 765 kV La
Arenosa – Yaracuy No. 2, es necesario la ampliación de las subestaciones Yaracuy 765/230 kV y
La Arenosa a 765 kV, de forma de realizar las obras civiles y electromecánicas que permitan la
interconexión de la línea.
20
CAPITULO 4. SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
CAPÍTULO 4 SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
Este capítulo presenta los criterios, análisis y cálculos desarrollados como parte del diseño
del Sistema de Puesta a Tierra para la ampliación de la subestación La Arenosa 765kV de
EDELCA, ubicada en Tocuyito, sector Barreritas, Edo. Carabobo. Se realizaron los cálculos en
esta subestación ya que no se contaba con la información correspondiente de la Subestación
Yaracuy; sin embargo, los procedimientos son exactamente los mismos descritos a continuación.
4.1 Definición
El Sistema de Puesta a Tierra (SPT), es el conjunto de conductores, sin interruptores ni
fusibles, por medio de los cuales se pone en contacto eléctrico los equipos presentes en una
instalación y el sistema eléctrico con el suelo, los cuales ofrecen un camino de retorno de baja
impedancia para las corrientes de fuga y las corrientes de falla. [10]
La malla de tierra consiste básicamente en un sistema de electrodos de puesta a tierra
horizontales y verticales, que se cruzan e interconectan entre sí formados por conductores
enterrados en el suelo, que proveen una conexión a tierra común a los equipos y estructuras
metálicas de la subestación.
Una malla de tierra consta básicamente de [8]:
• Un conductor de lazo continuo debe circundar el perímetro para encerrar tanta área como
sea posible o práctico. Esto ayuda a evitar concentración de altas corrientes, y por lo tanto altos
gradientes en el área de la malla. Encerrar áreas más grandes reduce la resistencia de la malla de
tierra.
21
• Dentro del lazo, se deben tender conductores en líneas paralelas y, donde sea práctico, a lo
largo de las estructuras o filas de equipos para proveer caminos cortos a tierra.
• Un sistema típico de malla para subestaciones puede incluir conductores de cobre calibre
4/0 AWG enterrados de 0,5m a 1,3m, espaciados entre 3m y 7m en forma de malla (cuadrícula).
En los cruces, los conductores deben ser interconectados. Varillas de tierra pueden estar en las
esquinas de la malla y en cada punto de juntura secundario a lo largo del perímetro. Varillas de
tierra deben ser instaladas también en los equipos mayores.
• Conductores de tierra, deben ser usados donde puedan ocurrir altas concentraciones de
corriente, como en conexiones neutro-tierra de generadores, banco de capacitores, o
transformadores.
4.2 Criterios de Diseño
Los objetivos del diseño planteado son principalmente los de garantizar la Resistencia de
Puesta a Tierra indicada en las especificaciones generales de EDELCA ETGS/PEM de un (1,0)
ohm máximo, además de delimitar las tensiones de toque y paso dentro de la subestación.
En lo concerniente a la seguridad contra riesgos de personas, el estudio está dirigido a
lograr que las condiciones de los voltajes de toque y paso que eventualmente pueden presentarse
no excedan los valores máximos permitidos por el cuerpo humano, en tal sentido fueron
establecidos como valores limites de voltaje de toque y paso los correspondientes al método
indicado en la norma IEEE 80 para los tiempos máximos esperados de despeje de falla.
Una mala implantación del sistema de aterramiento puede poner en riesgo la seguridad del
personal, puede ocasionar un funcionamiento incorrecto de los equipos, sistema de protección y
sistemas de comunicación.
4.3 Metodología IEEE 80 -2000 [2]
Para subestaciones AC (corriente alterna) de tipo convencional o encapsuladas se puede
aplicar la metodología de cálculo IEEE 80.
22
La norma IEEE 80 muestra un procedimiento para establecer el diseño del sistema de
puesta a tierra: Establece como bases de diseño, los límites seguros de diferencia de potencial
que pueden existir en la subestación bajo condiciones de falla entre puntos que pueden estar en
contacto con el cuerpo humano.
La obtención de una configuración de la malla de tierra que permita el cumplimiento de
las tensiones de toque y de paso, y se minimice la resistencia de puesta a tierra, es un proceso de
diseño iterativo (Ver Figura 10) por lo que fue empleada una hoja de cálculo realizada por el
pasante en Microsoft Excel llamada: Calculo de la Malla de Puesta a Tierra S/E La Arenosa 765
kV. Este programa consta de macros (módulos de programación para las aplicaciones de
Microsoft) basados en el lenguaje Visual Basic. Para cada variable, se indica su símbolo según la
IEEE 80, de manera de facilitar el seguimiento del programa. Para las ecuaciones utilizadas en la
hoja de cálculo, se refiere a la norma IEEE 80.
Se presenta en la Figura 10, a continuación, no es más que un esquema general de
proceso a seguir para dicho cálculo, cuyas variables se encuentran especificadas en la
Tabla 7. Variables utilizadas en el flujograma.
23
Figura 10. Diagrama de flujo para el diseño de la malla de tierra [6]
Tabla 7. Variables utilizadas en el flujograma para el diseňo de la malla de tierra
Símbolo Descripción Unidad Ρ Resistividad del terreno Ωm 3Io Corriente simétrica de falla A A Área ocupada por la malla de tierra m2 D Diámetro del conductor de la malla M D’ Espacio entre conductores paralelos M Em Tensión de retícula V Et 50 o 70 Tensión de toque permisible V Es Tensión de paso V Es 50 o 70 Tensión de paso permisible V GPR Máxima tensión de la malla relativa a la tierra remota V H Profundidad de la malla M Ia Máxima corriente asimétrica entre la malla y tierra A
Paso 1
Paso 2
Paso 3
Paso 4
Paso 11
Paso 6
Paso 7
Paso 8
Paso 9
Paso 10
Paso 12
Modifiación diseño
D’, n, Lc, L Paso 5
Si
No
No
Si
24
Kh Factor de enterramiento de la malla Ki Factor de corrección por geometría de la malla Kii Factor de corrección, varillas en las esquinas de la malla Km Factor de geometría para tensiones de retícula Ks Factor de geometría para tensión de paso Lc Longitud total de cable enterrado M Lm Longitud efectiva de Lc + Lr para tensión de retícula M Lr Longitud total de varillas enterradas M Ls Longitud efectiva de Lc + Lr para tensión paso M L Longitud total efectiva del sistema incluyendo la malla y las varillas M N Número de conductores paralelos en una dirección Rg Resistencia de la malla de tierra Ω Tc Duración de la corrientes a falla para determinar el tamaño del
conductor S
Tf Duración de la corriente de falla para determinar el factor de decremento
S
El primer paso del método es conocer la resistividad del terreno donde se construirá la malla de tierra.
Se realiza el cálculo del electrodo de puesta a tierra, se determina el potencial en
diferentes puntos del terreno. Se considera un modelo de terreno monoestratificado.
4.3.1 Resistividad de terreno
Los parámetros representativos del comportamiento del suelo en la subestación La
Arenosa 765kV fueron determinados en base a los resultados de Mediciones de Resistividad
efectuados en el sitio de ampliación por la empresa PROESIA [11], los cuales aplicaron el
conocido método de los 4 electrodos de Wenner cuyas mediciones fueron ingresados al
Programa Autogrid Pro. Dicho informe se encuentra en los anexos (Ver Anexos). Se tomó el
valor promedio de las tres (3) mediciones realizadas producidos por la misma separación de
electrodos.
Para los efectos de cálculo de este diseño se consideraron solo los perfiles de voltaje
dentro de la zona de la ampliación y se determinó la resistividad aparente de terreno calculando
un promedio de las mediciones realizadas por PROESIA tal como se ve en la Tabla 8.
25
Tabla 8. Mediciones de resistividad dentro del área de la ampliación [11]
a(m) SW1 (Ωm) SW2 (Ωm) 1 545,6 615,6
2,5 714,6 598,8 5 985,3 794,3
7,5 745,6 774,6 10 689,3 440,2
12,5 445,1 367,8 15 237,5 312,9
Promedio (Ωm) 623,285714 557,742857
Resistividad Aparente del Terreno: 558 Ωm
4.3.2 Determinación de la sección del conductor de la malla de tierra
La corriente de cortocircuito que pasa por el conductor de la malla de tierra se puede
calcular considerando que en el momento del cortocircuito al llegar la corriente a la malla, esta se
divide en dos partes. Si la malla de tierra fuera infinita, las partes en que se dividiría fueran
iguales. Conociendo que la malla de tierra ocupa una superficie bastante grande (mayor de
82500m2 metros cuadrados) se puede considerar que la división de corriente que ocurre es de
60% en un sentido y 40% en sentido contrario. [12] Tal como se representa en la Figura 11
Figura 11. División de corriente de cortocircuito en el conductor de la malla de tierra
El método de cálculo utilizado se encuentra en la norma ANSI/IEEE Std 80-2000
apartado 113. El área transversal del conductor a utilizar viene dado por [2]:
(4.1)
Donde:
I : Corriente de diseño de los conductores en KA: 60% de Icc= 0.6 * 40kA = 24 KA
A: Sección transversal del conductor de cobre en mm2
26
tf: tiempo total de despeje de falla en segundos: 0,5 s (según especificaciones EDELCA)
Tm: temperatura máxima permitida en el conductor en °C . 450 °C (para uniones exotérmicas)
Ta: temperatura ambiente en °C 40°C (según especificaciones EDELCA)
α0 : Coeficiente térmico de resistividad a 0°C, en 1/°C
αr :Coeficiente térmico de resistividad a la temperatura de referencia Tr, en 1/°C… 0,00381
ρr Resistividad del conductor de tierra a la temperatura de referencia( 20°C), en μΩ- cm. 1.78
Tcap: Capacidad térmica por unidad de volumen, J/(cm3*°C): 3,42
Ko: 1/α0 o (1/αr) - Tr en °C : 242
Para el caso de la S/E Arenosa se utilizó, como se realiza típicamente en construcción de
subestaciones 800kV, cobre comercial presente en la norma IEEE Std 80 (tabla 1 Constantes de
los Materiales) [2]. Con lo cual la ecuación 4.1 se convierte en:
(4.2)
El resultado obtenido des de A= 93,08 mm2
Se determinó que para las condiciones dadas, el calibre corresponde a la utilización de un
conductor de cobre No. 4/0 AWG para la malla de tierra, sin embargo, se mantendrán los calibres
de malla de tierra original es decir 350 MCM para la llamada malla principal y 4/0 AWG para la
malla secundaria de esta manera se conserva la filosofía de construcción de la malla original
como se indica en las Especificaciones Técnicas de EDELCA [11].
Los datos necesarios para los cálculos de sección de conductor se representan en la Tabla
9. Cálculo de calibre mínimo del conductor
Tabla 9. Cálculo de calibre mínimo del conductor
Calculo del conductor del puesta a tierra Corriente de diseño de los conductores A 24000 Sección transversal requerida del conductor mm2 107,43 Temperatura máxima de operación °C 450 Temperatura ambiente °C 40 Tiempo de despeje de falla tf Seg 0,50
27
Una vez conocida la resistividad, se debe determinar el factor de división de corriente Sf,
el cual es la relación entre la corriente que debe disipar la malla de tierra y la corriente total a
disipar, tanto por la malla de tierra como por otras mallas y cables de guarda conectados a esta,
para así determinar el valor correspondiente de corrientes simétrica de malla Ig.
con (4.3)
Donde Ig: Corriente simétrica de malla (A) If: Valor eficaz de la corriente simétrica de falla de tierra (A) Sf: Factor de división de corriente de falla Io: Corriente de secuencia cero (A)
En este caso fue utilizado el método grafico de Garret, Mayer y Patel. “Determinación de
la máxima corriente de falla para el sistema de puesta a tierra de una subestación usando el
análisis gráfico” IEEE Transacctions on Power Delivery, 1987 [6], el cual correlaciona la
corriente de secuencia cero de la subestación, obtenida de un estudio tradicional de cortocircuitos,
con la corriente simétrica de malla, para lo cual utiliza el gráfico como el de la siguiente figura,
en función de la contribución remota y local en la corriente de falla, siendo la abscisa el rango de
la resistencia de puesta a tierra de la malla Rg y la ordenada el valor de Sf.
Por el tipo subestación (de transmisión) de La Arenosa y su ubicación respecto a la red (se
encuentra cercana a planta de generación llamada Planta Centro) se tomó como condición
aplicable a este método 25% de contribución remota a la falla y 75% de contribución local a la
falla. La subestación Arenosa 765/400 kV de EDELCA tiene dos entradas de línea en 800 kV y
no se consideran líneas de distribución (se considera que no participan en la i de falla) por lo que,
en la grafica debería tomarse como la curva 2/0 a través de una interpolación. Las dos líneas de
800 kV entrantes son las provenientes de la S/E La Horqueta y la S/E San Gerónimo B de
EDELCA.
28
Figura 12. Curva del método de Garret para determinar Sf [6]
Se conoce que las torres de la línea de transmisión que llega a la subestación tienen una
resistencia de puesta a tierra promedio de 15 Ω (según especificaciones EDELCA) [13], y se
calculó que la malla de tierra de la subestación tiene una resistencia de Rg: 0,882 Ω según la
norma IEEE Std 80.
A partir de estos datos se obtiene como factor de distribución de corriente Sf 48%
apreciado en la gráfica anterior.
Se desconoce el valor de corriente de falla monofásica a tierra o bifásica a tierra, por lo
que supuso que el peor caso entre ambas tendrá el valor de la corriente de falla trifásica, dado por
la empresa EDELCA 40 kA, siendo este un valor necesariamente mayor. Tal como se indica en
las Especificaciones Generales de EDELCA [13]
La corriente simétrica máxima que disipará la malla de bajo estas suposiciones es de [2]:
(4.3)
Ig= 0.48 * 40000 = 19200 A (aplicando el método gráfico)
IG es la máxima corriente asimétrica de corriente alterna que circula entre la malla y la
tierra circundante. Esta corriente asimétrica incluye la corriente simétrica Ig, así como un factor
29
de corrección por la componente simétrica o factor de decremento Df que depende básicamente
del tiempo de duración de la falla tf. [2]
(4.4)
Donde:
IG: Máxima corriente de diseño en la malla (A)
Df: Factor de decrecimiento para el tiempo de duración de la falla
Ig: Corriente RMS simétrica de la malla (A)
El factor de Decremento por efecto de la asimetría viene dado por [2]
(4.5)
Donde:
tf: Duración de la falla en seg.
TA: Constante subtransitoria equivalente del sistema
(4.6)
w: Frecuencia angular en rad/ seg.
X/R: corresponde a la X/R del sistema en el punto de falla.
La Tabla 10. Valores típicos de Df según la norma IEEE Std 80 [2]
Tabla 10. Valores típicos de Df [2]
Duración de la falla tf Factor de Decremento Df (s) (Ciclos (60 Hz)) X/R =10 X/R =20 X/R =30 X/R =40 0,0033 0,5 1,576 1,648 1,675 1,688 0,05 3 1,232 1,378 1,462 1,515 0,10 6 1,125 1,232 1,316 1,378 0,20 12 1,064 1,125 1,181 1,232 0,30 18 1,043 1,085 1,125 1,163 0,40 24 1,033 1,064 1,095 1,125 0,50 30 1,026 1,052 1,077 1,101 0,75 45 1,018 1,035 1,052 1,068 1,00 60 1,013 1,026 1,039 1,052
30
Para el caso de una falla despejada en un tiempo menor o igual a 0,5 segundos, el cual es
el tiempo máximo esperado de actuación de las protecciones de respaldo para la corriente
máxima colocada en 40 000 Amperios por las Especificaciones Técnicas de EDELCA [13]. El
valor de X/R es 10 para la S/E Arenosa. Por lo tanto el Df usado es 1,026.
Por lo que se obtiene un valor de IG = 19200*1,026
IG= 19700 A
Tabla 11. Datos de la malla de tierra de la Subestación (Diseño Preliminar)
Datos del Terreno Lado mayor de la malla M 390,6 Lado menor de la malla M 211,2 Resistividad equivalente del terreno ρ Ωm 558 Área de la malla A m2 82500 Profundidad de la malla h M 0,5 Datos de conexión Tiempo de despeje de la falla tf Seg 0,50 Temperatura máxima de operación °C 450 Temperatura ambiente °C 40 Datos de corriente de falla y de la línea de transmisión de at de entrada Relación X/R del sistema 10 Factor de Decremento Df 1,026 Corriente de diseño de los conductores (Lado de mayor If) A 40000 Factor Divisor de corriente Sf (depende de Rg) % 48
4.3.3 Valores de tensión admisibles por el cuerpo humano
Potencial de Paso
Se llama potencial de paso a la diferencia de potencial que en condiciones anormales de
operación de un sistema puede surgir entre los pies de una persona que camine normalmente por
el sistema o esté operando un equipo. Los valores máximos de tensión admisibles son calculados
de tal forma que el valor de corriente generado por esta tensión sea el límite soportable. [14]
El potencial de paso puede ser calculado den función del circuito eléctrico de la siguiente
manera:
(4.7)
31
Rc = Resistencia del cuerpo humano, considerada igual a 1000Ω
Rk = Resistencia de contacto entre pie y el suelo
Este factor se puede calcular de la siguiente forma
t= tiempo de duración del choque
ρs= Resistividad de la capa superficial del suelo
rs= 8cm= radio medio de la superficie del suelo
hs= 6 cm= espesor mínimo de la capa de piedra picada (El espesor medio usual es 10cm)
(4.8)
(4.9)
(4.10)
[A] corriente máxima de no fibrilación (4.11)
(4.12)
El potencial de paso depende de una constante, es directamente proporcional al valor de
la resistividad del suelo e inversamente proporcional al cuadrado del tiempo de duración del
choque. Como se observa en la siguiente figura al momento de una descarga por potencial de
paso, la resistencia de las dos piernas de la persona se representa en serie.
Rk
Esquema 4.1. Esquema eléctrico del potencial de paso
Potencial de Toque (Et)
Se llama potencial de toque a la diferencia de potencial que en condiciones anormales de
operación de un sistema puede surgir en un punto normalmente no conductor de una
Ik
Rc Es
Rk
V
32
instalación y el terreno adyacente. El potencial de Toque puede ser calculado de la siguiente
manera: [14]
(4.13)
Esquema 4.2. Esquema eléctrico del potencial de toque
Durante el contacto con el equipo energizado, la resistencia de las piernas de una persona se
representa en paralelo.
4.3.4 Cálculo de los voltajes de toque y paso máximos tolerables
El cálculo del voltaje de toque y paso se realizó utilizando las formulas recomendadas en
la noma ANSI/IEEE Std 80 2000 para un hombre promedio de 70Kg.
(4.14)
(4.15)
Donde:
Es: Voltaje de paso máximo tolerable en V
Et: Voltaje de toque máximo tolerable en V
tf: Tiempo de despeje de falla en segundos
ρs. Resistividad de la capa superficial (de piedra picada) en Ωm
ρ1: Resistividad del primer estrato del suelo Ωm
hs: Espesor de la capa superficial
Ik
Rc Et
Rk
V
33
Cs: Factor de reducción del terreno y viene dado por [2]
(4.16)
Cálculo para una capa superficial de piedra picada
Datos:
Resistividad del primer estrato del suelo: 558 Ωm
Resistividad de la capa superficial de piedra picada: 3000 Ωm
Espesor de la capa superficial : 0,1m
Tiempo de duración de la falla : 0,5 s
Cálculo para una capa superficial de concreto
Datos:
Resistividad del primer estrato del suelo: 558 Ωm
Resistividad de la capa superficial de concreto: 1800 Ωm
Espesor de la capa superficial en su parte más delgada: 0,6 m
Tiempo de duración de la falla: 0,5 s
Cálculo para una capa superficial de asfalto
Datos:
Resistividad del primer estrato del suelo: 558 Ωm
Resistividad de la capa superficial de asfalto: 10000 Ωm
Espesor de la capa superficial: 0,07m
Tiempo de duración de la falla: 0,5 s
Considerando el efecto del espesor del material de la capa superficial del suelo y el
comportamiento que se establece entre el suelo natural y diversos tipos de materiales en la capa
superficial. Los resultados obtenidos se resumen en la Tabla 12. Voltaje de toque y paso para cada tipo de
superficie. Los valores de resistividad de superficie fueron tomados de las Especificaciones
técnicas de EDELCA [13].
34
Tabla 12. Voltaje de toque y paso para cada tipo de superficie
Tipo de material superficial Voltaje de toque MAX
(Voltios)
Voltaje de paso MAX
(Voltios)
Placa asfáltica 2322,00 8621,89
Piedra picada 968,77 3208,98
Placa de concreto seco 792,66
2504,54
Estos parámetros fueron calculados para un tiempo de despeje de falla de 0,5 segundos.
Cada uno de los límites tolerables así determinados aplican para el sitio donde se utilice el
material respectivo. La capa asfáltica es utilizada en las pistas de circulación de vehículos dentro
de la subestación, el concreto seco se encuentra en el piso de las edificaciones y en la pista pesada
con rieles cerca de las reactancias y bancos de autotransformadores, la piedra picada se encuentra
en el patio de la subestación.
4.3.5 Diseño preliminar de la malla
Se define la forma de diseño en base a las dimensiones que ocupa la subestación. En caso
de una malla cuadrada o rectangular se determina la longitud total en metros de conductor
enterrado de la siguiente forma
(4.17)
Donde N es el número de conductores paralelos al lado Y de la malla, así como M es el
número de conductores paralelos a lado X de la malla. Lr es la longitud total de jabalinas del
diseño. Estos valores fueron obtenidos del plano de malla de tierra de la S/E La Arenosa (Ver
Anexos)
4.3.6 Determinación de la Resistencia de la malla
Una vez conocido la longitud total de conductor enterrado Lt y el área de la malla A, se puede
calcular la Resistencia de la malla Rg según la norma IEEE Std 80 sección 14 (Evaluación de la
resistencia de la malla de tierra) [2].
35
(4.18)
Donde:
Rg: Resistencia de la malla de tierra (Ω)
ρa:: Resistividad aparente del terreno (Ω∙m)
Lt: Longitud total de los conductores enterrados (m)
A: Área que ocupara la malla de tierra (m2)
h: Profundidad de enterramiento de la malla (m)
4.3.7 Determinación del GPR
Elevación de potencial de tierra (GPR) “Ground Potencial Rise”, es la máxima tensión que la
malla de tierra de una instalación puede alcanzar con respecto a un punto de tierra distante que se
asume estar al potencial de tierra remoto. [2]
GPR = IG ∙ Rg (V) (4.19)
IG=Sf∙ Df∙ If (4.20)
Como se explicó anteriormente
IG: Corriente máxima de la malla (A)
Sf: Factor de división de la corriente
Df: Factor de decremento de la corriente
If: Corriente de falla máxima a tierra (A)
Resultados Tabla 13. Resultados de Rg y GPR
Resistividad aparente ρa (Ω∙m) 577 Lado X de la malla Lx(m) 390,6 Lado Y de la malla Ly(m) 211,2 Área Total de la malla(Ampliación + Existente) A(m2) 82494,72
Longitud total de conductores enterrados Lt(m) 30000 Profundidad de enterramiento h(m) 0,5 Resistencia de la malla Rg(Ω) 0,884 Corriente por el conductor IG(A) 19699,2 GPR GPR(V) 17415,6
36
Se obtuvo que la Resistencia de la malla de tierra es de (Rg=0,884Ω). Este valor de
resistencia satisface el requerimiento de menor a (1,0Ω) de las Especificaciones Generales
ETGS/PEM 001 establecidos por EDELCA para este tipo de subestaciones.
Se observa que el Valor de GPR=17415,6V es mayor al valor de toque máximo tolerable
descrito en la Tabla 12. Voltaje de toque y paso para cada tipo de superficie) para piedra picada
de 968,77 V. Por lo que es necesario aplicar el criterio de Tensiones de Toque y Paso máximos
presentes en la malla de tierra tal como lo indica la norma IEEE Std 80.
4.3.8 Tensiones de Toque y Paso en la malla de tierra
Para comprobar el diseño se debe verificar que los valores de toque y paso presentes en la
malla Em y Es no superen los valores de toque y paso admisibles por el cuerpo humano en las
áreas donde se encuentren los equipos de patio). De lo contrario se debe realizar una
modificación del diseño. En otra palabras se debe cumplir que Em< Et−50 ó 70 y Es< Es−50 ó
70. [2]
(4.21)
(4.22)
Donde:
Em: Tensión máxima de toque de la malla (V)
Es: Tensión máxima de paso de la malla (V)
Km: Factor de espaciamiento para tensión de toque máximo
Ks: Factor de espaciamiento para tensión de paso máximo
Ki: Factor correctivo de geometría
Lc: Longitud total del conductor de malla enterrado (m)
nR: Número de jabalinas
Lr: Longitud de la jabalina (m)
Lx: Ancho de la malla (m)
Ly: Largo de la malla (m)
37
El valor de Km se halla de la siguiente manera [2]:
(4.23)
Donde:
D: espaciamiento entre conductores paralelos (m)
d: diámetro del conductor de la malla (m)
n: Factor geométrico compuesto de los factores na,nb,nc y nd
Kii: Factor correctivo de ajuste por efecto de conductores en la esquina de la malla
Kh: Factor correctivo que enfatiza los efectos de enterramiento de la malla
Según la IEEE Std.80 Kii=1 para mallas con jabalinas a lo largo del perímetro y/o en las
esquinas.
Si la malla no utiliza jabalinas:
(4.24)
h0=1m (Referencia de enterramiento de la malla) (4.25)
Por ser la malla rectangular se aplica:
(4.26)
Donde Lp es la longitud del perímetro del la malla en (m)
(4.27)
Los resultados obtenidos
Tabla 14. Resultados de Em y Es
Variable Valor Observación
nr 0
Lr(m) 0 D(m) 2 Eje 58 (ver Anexo) d(m) 0,0086 350 KCM Kh 1,225 Lp 1203,6 N 51,023 por ser malla rectangular
Kii 0,834 por no tener jabalinas Ki 8,195
38
Km 0,212 Em(V) 636,612
ks 0,604 Es(v) 2418,324
El cálculo de los voltajes de paso tolerables generó un máximo para piedra picada de
3208.57 V (Ver Tabla 12) mientras que el voltaje máximo calculado es de Es= 2418.32 V
(Ver Tabla 14), por lo que se cumple la condición de seguridad para voltajes de paso con
la malla propuesta.
El cálculo de los voltajes de toque tolerables generó un máximo permitido para piedra
picada de 968.66 V mientras que el voltaje máximo calculado es de Em = 636.61 V, por
lo que se cumple la condición de seguridad para voltajes de toque con la malla propuesta.
Se concluye que no existen voltajes de toque peligrosos en ningún área de la subestación.
La configuración propuesta de la malla de tierra en el área de la ampliación de la
subestación y en el resto de las áreas satisface los requerimientos establecidos
manteniendo la filosofía de construcción de la malla existente.
Una vez se tiene el diseño verificado y detallado se procede a la construcción de la malla
de la subestación, las uniones de los conductores de cobre se realizan aplicando el proceso de
soldadura exotérmica, el cual se describe a continuación.
4.4 Materiales utilizados
Normalmente los electrodos de aterramiento son conductores desnudos de cobre de
calibre 350MCM, o 4/0 AGW de 19 hilos. El conductor de la malla de tierra es comúnmente de
cobre. Este material a pesar de ser más costoso que el aluminio tiene alta conductividad y es
resistente a la corrosión.
4.5 Soldadura Exotérmica
El proceso de soldadura exotérmica para conexiones eléctricas es un sistema simple, portátil y
eficaz para soldar cobre a cobre o cobre-acero, sin necesidad de utilizar energía externa. En las
conexiones exotérmicas se utilizan elevadas temperaturas, generadas por la reacción oxido de
cobre y aluminio en pólvora.
39
Cuando una reacción exotérmica se realiza en un molde semi – permanente de grafito el cual
se prensa a través de una; pinza mecánica al momento de la soldadura. Ver Figura 13.
Preparación de soldadura exotérmica.
Las conexiones exotérmicas son indicadas para todas las conexiones subterráneas o aquellas
con posibilidades de retención de humedad pudiéndose oxidar los puntos de contacto y por
consecuencia crear una zona de corrosión. Este tipo de conexión no se ve afectada por las
variaciones de corriente, pruebas realizadas han demostrado que los conductores se funden antes
que las conexiones cuando sometidas a las elevadas corrientes de cortocircuito. Este tipo de
conexión presenta una gran resistencia mecánica y puede soportar fuerzas de torsión y de
tracción.
Se participó en las actividades de interconexión de la malla de tierra de la ampliación con la
malla de tierra existente, aplicando la soldadura exotérmica, en aquellas zonas de la ampliación
que lo requieran. Ver Figura 14. Soldadura finalizada. Conexión tipo T. Estas conexiones se realizan por
soldadura exotérmica para evitar corrosión y asegurar larga vida útil.
Figura 13. Preparación de soldadura exotérmica
Figura 14. Soldadura finalizada. Conexión tipo T
40
La conexión tipo T es la más utilizada para las uniones de conductores de calibres
diferentes para garantizar la mejor conductividad y resistencia ante esfuerzos que pudiesen
separar dicha unión.
4.6 Aterramiento de equipos y estructuras metálicas.
Se debe verificar de acuerdo con las especificaciones generales EDELCA [13]:
Especificaciones Generales
- Que todos los conductores estén acotados para tener la mayor seguridad posible
- Tipo y material de los conductores utilizados
- Profundidad de aterramiento de la malla de tierra 0,5 m
- Que la malla de tierra abarque toda el área de la subestación
Especificaciones particulares
El neutro del secundario de los transformadores deberá ser puesto a tierra en el lugar
donde esté el transformador. Esta puesta a tierra deberá instalarse por medio de un
conductor de puesta a tierra, de calibre apropiado.
El aterramiento de los equipos debe realizarse cumpliendo con las especificaciones de
los mismos.
Las columnas de los pórticos serán puestas a tierra mediante un conductor en
derivación de la malla, de forma de poner a tierra la estructura.
Los cables de guarda de las líneas aéreas así como los cables de guarda que sirven de
apantallamiento de la subestación como tal, deberán ser a puestos a tierra en los
pórticos mediante un conductor adecuado.
Los seccionadores montados sobre pórticos que posean o no cuchilla de puesta tierra
serán efectivamente puestos a tierra por medio de un conductor bajante a la malla.
El varillaje y palancas de seccionamiento del seccionador será puesto a tierra a través
de un conector de cobre conectado a l punto de puesta a tierra de la parrilla.
Únicamente el mando de la parrilla debe conectase a la malla de tierra, y no
directamente sino a través de un conector que permite su acceso instantáneo y facilita
su funcionamiento
41
La columna metálica de base de los aisladores de soporte será puesta a tierra por
medio de solo un conductor de bajante de la mala
El tanque de los transformadores de potencia será puesto a tierra mediante al menos
dos conductores de bajantes a la malla. La puesta a tierra del neutro será efectuada por
medio de un conductor independiente del tanque. Cada neutro del transformador
deberá ser puesto a tierra de una forma independiente.
Cada descargador de sobretensión o pararrayos será puesto a tierra mediante dos
conductores bajantes a la malla, uno de los cuales será conectado directamente al
terminal de tierra del contador mientras que el otro será conectado al pie de la
columna del soporto.
Se observó en la subestación que todas las estructuras metálicas existentes en el área de patio
estaban conectadas a la malla de tierra, así como los soportes y todas las torres de pórtico. Ver
Figura 15. Puesta a tierra de las estructuras y de escalera metálica en Casa de Relés. Esto se realiza por
protección para el personal debido a las tensiones de toque y paso explicadas anteriormente.
Figura 15. Puesta a tierra de las estructuras y de escalera metálica en Casa de Relés
42
CAPITULO 5. CABLE DE GUARDA CAPITULO 5
SISTEMA DE PROTECCION CONTRA DESCARGAS ATMOSFÉRICAS
Para una S/E es de vital importancia la instalación del cable de guarda para garantizar
protección del sistema ante descargas atmosféricas. Estos cables de guarda son colocados en la
parte superior de las estructuras o pórticos, de manera que protegen al conductor ya que el rayo
incide primero el cable de guarda reduciendo la probabilidad de impacto en el conductor de
potencia ni los equipos de patio. Este cable está puesto a tierra en cada estructura para drenar las
corrientes a tierra lo más rápido posible. Cuando se habla de proteger una línea, se refiere a
minimizar los efectos que producen dichas descargas sobre ella (sobretensiones no deseadas),
reduciendo la tasa de salida de la misma y protegiendo los equipos que bajo ella se encuentran
instalados y de los cuales depende para su correcto funcionamiento.
Partiendo de la importancia del apantallamiento para una subestación, se consideró como un
objetivo de la pasantía la verificación del diseño del apantallamiento o colocación del cable de
guarda, destacando que fueron implantadas en la ampliación estructuras iguales a las existentes en la
S/E Yaracuy 765kV/230 kV.
5.1 El Método Electrogeométrico
Es un sistema analítico referido a un modelo electrogeométrico para determinar la
efectividad de los apantallamientos. El método define unos volúmenes de protección y se
pretende que los objetos a ser protegidos sean menos atractivos a los rayos que los elementos
apantalladores; esto se logra determinando el radio de atracción del rayo a un objeto, cuyo
significado, es la longitud del último paso de un rayo, bajo la influencia de un terminal que lo
atrae, o de la tierra. [15]
43
La distancia de descarga Sm determina la posición de la estructura apantalladora con
respecto al objeto que se quiere proteger, tomando en cuenta la altura de cada uno respecto a
tierra. Dicha distancia está relacionada con la carga del canal del rayo y por lo tanto, es función
de la corriente de descarga de retorno Ic (Ver Figura 16. Método de la Esfera Rodante ).
Una vez calculado el radio de la esfera que es igual a la distancia de descarga Sm, puede
determinarse cuales equipos quedan protegidos y cuales desprotegidos contra una descarga
directa de magnitud de Ic, en función de la ubicación y altura de los equipos.
En un espacio bidimensional, como una sección de la subestación dibujada en un plano, la
zona de atracción de las descargas se ve delimitada con un círculo de radio Sm. Los cables de
guarda, debido a su forma alargada, producen una zona de atracción cilíndrica de radio Sm. La
tierra se considera un plano infinito, por lo que produce una zona de atracción plana paralela a
ella a una distancia Sm. Los pórticos de una subestación tienen zonas planas metálicas entre los
castilletes, de manera que elevan el plano de tierra a la altura del pórtico y su zona de atracción se
considera plana también a una distancia Sm sobre la zona plana del pórtico.
Para determinar en una subestación la zona de protección contra descargas atmosféricas,
resultante de colocar un arreglo de dispositivos de apantallamiento como los indicados en el
párrafo anterior, se usa el Método de la Esfera Rodante. Este consiste en rodar una esfera
imaginaria de radio Sm sobre la superficie de la subestación, lo cual se puede representar en los
planos de planta y secciones de la subestación como un círculo de radio Sm sostenido por los
cables de guarda, puntas Franklin, pórticos y el plano de tierra. Todo lo que quede por debajo del
círculo estará protegido contra descargas atmosféricas con corrientes iguales o mayores a una Ic
determinada correspondiente a un radio de protección Sm. En la Figura 16. Método de la Esfera
Rodante , se ilustra este principio [15].
44
Figura 16. Método de la Esfera Rodante [15]
5.2 Metodología
El sistema de apantallamiento de la subestación Yaracuy se verificó basándose en los criterios y
suposiciones de cálculo señaladas en la norma IEEE Std 998-1996 [3] “Guía para
Apantallamiento de Subestaciones andes Descargas Atmosféricas Directas’’.
Esta metodología permite seleccionar la altura efectiva del apantallamiento teniendo ya definidas
las dimensiones de los pórticos y las alturas de vanos y barrajes dentro de la subestación.
Distancia de descarga critica:
La distancia de descarga crítica Sm corresponde al último paso del líder de la descarga
atmosférica para la corriente crítica. Esta dada por: [6]
(m) (5.1)
Donde:
Ic: Corriente crítica de flameo, kA
K: Coeficiente que tiene en cuenta las diferentes distancias de descarga: (1,0 para cable de
guarda)
En la ecuación 5.1 se observa que si la corriente I del rayo aumenta, el radio Sm de la
zona de atracción será mayor, por lo tanto, si un dispositivo de apantallamiento es colocado a una
altura y a una separación determinada de un equipo, de manera que lo proteja contra descargas
45
atmosféricas de corriente Ic (que determinan un radio de protección Sm), para corrientes I1
mayores a Ic el radio de protección S1 será mayor a Sm, y el dispositivo de apantallamiento en la
misma ubicación seguirá protegiendo al equipo. Lo contrario sucede con corrientes I0 menores a
Ic, el radio de protección S0 será menor a Sm, y si la zona de protección decrece lo suficiente, el
rayo podría llegar a impactar el equipo, como se ilustra en la Figura 17.
Figura 17. Zonas de protección [15]
De los rayos que podrían impactar el equipo protegido, algunos tendrán una corriente de
retorno que no es lo suficientemente grande como para provocar un daño en sus aisladores y
originar una falla.
Corriente crítica o Corriente de retorno [3]
La corriente crítica Ic es aquella que produce una sobretensión peligrosa para el aislamiento.
(kA) (5.2)
(kA) (5.3)
Donde:
Zo: impedancia característica del barraje a proteger Ω
BIL: tensión soportada al impulso tipo atmosférico del aislamiento del equipo. kV
46
CFO: tensión crítica de flameo de los aisladores, kV
La ecuación (5.2) se utiliza cuando el apantallamiento protege un barraje soportado por equipos.
La ecuación (5.3) se utiliza cuando el apantallamiento protege un barraje soportado por cadenas
de platos de aisladores. El valor de CFO puede ser estimado por la fórmula de Anderson (1987)
[18]
(kV) (5.4)
Donde
w : Longitud de la cadena de aisladores (m)
Impedancia Característica:
(Ω) (5.5)
(m) (5.6)
Donde
Hmax: Altura de la conexión del cable de fase
Hmin: Altura del conductor en la mitad del vano
Radio Corona
Según la norma IEEE std 998 [3]
(5.7)
Rc: Radio corona (m)
Hav: altura promedio del conductor (m)
Eo: gradiente de corona mínimo, se toma igual a 1500kV/m
Vc: tensión máxima soportada por el aislamiento de los aisladores
(m) (5.8)
47
Ro: Radio del Haz para 4 conductores por fase
(m)
Ro: Radio del Haz para 2 conductores por fase
Altura efectiva del Cable de guarda
La subestación se encuentra apantallada por cables de guarda ubicados en cada campo. (Ver
Figura 18. Parámetros Gráficos del modelo electrogeométrico)
Altura efectiva del cable de guarda he:
(m) (5.9)
Figura 18. Parámetros Gráficos del modelo electrogeométrico
Limite práctico para la separación entre cables de guarda adyacentes
(m) (5.10)
Diagrama flujo para diseño de sistema de protección contra descargas atmosféricas Para ilustrar el procedimiento bajo el uso de la norma en estudio (IEEE Std. 998) se elaboró
un diagrama de flujo que refleja los pasos a seguir para obtener un diseño exitoso ó
apantallamiento efectivo por cable de guarda aplicando el Método Electrogeométrico.
En la Figura 19. Diagrama de procedimiento del método electrogeométrico de
apantallamiento) se observa el diagrama de flujo para diseño de protección contra descargas
atmosféricas:
48
Figura 19. Diagrama de procedimiento del método electrogeométrico de apantallamiento
5.3 Resultados
Zona 1 Patio de 765 kV
La Tabla 15. Resultados Obtenidos Zona 1Apantallamiento la cual comprende el patio de 765 kV
como indica la Figura 19, se realiza el cálculo sobre el vano que tiene los conductores con mayor
altura 37,73 en condición de temperatura la menor posible 15 grados centígrados según
especificaciones EDELCA.
49
Tabla 15. Resultados Obtenidos Zona 1Apantallamiento
Unidad Variable Valor
Nivel básico de aislamiento de equipos kV BIL 2100
Tipo de conductor ACAR 1300 MCM
sección del conductor mm2 658,71
Radio de subconductor (Calculada) mm R 14,48
Radio de subconductor m R 0,014
N. de conductores por fase 4
Long de separación del haz m L 0,45
Radio del Haz (Calculada) m Ro 0,21
Altura promedio de la barra a proteger m Hav 37,73
Coeficiente para diferentes distancias de choque al
mástil, cable de guarda o tierra (k=1, para cable de
guarda o K=1,2 para mástil)
K 1
Gradiente de corona limitante kV/m Eo 1500
Long Cadena aisladores m w 6
Tensión critica de flameo aisladores (Calculada) kV CFO 3299,4
radio de la corona Rc'=Ro+Rc m Rc’ 0,6418
Impedancia Característica del barraje Ω Zo 312,59
Corriente de Choque Permitida (calculada) kA Is 21,82
Radio de la Esfera rodante (Calc) m Sm 59,35
Altura efectiva (Calculada) m He 6,49
Altura del castillete asumida por EDELCA m 8
Distancia entre cables de guarda del pórtico m 2d 27
Distancia máxima para la separación entre dos cables
de guarda adyacentes
m 2dmax 89,02
Como se observa en los resultados, se obtuvo una distancia máxima protegida entre cables de
guarda adyacentes de 89,02 m, lo cual cubre ampliamente con el apantallamiento de todos los
equipos de esta zona.
Se obtuvo que era necesario una altura efectiva de cable de guarda de 6,49 m para garantizar el
apantallamiento ante descargas atmosféricas, sin embargo EDELCA utilizó una altura de
castillete de 8 m [9] (ver Figura 20. Dimensiones de los Pórticos en patio de 765 kV.( Distancias en mm)) para
tener un factor de seguridad por encima para garantizar aun más el apantallamiento de los
barrajes y de los equipos de patio.
50
Figura 20. Dimensiones de los Pórticos en patio de 765 kV.( Distancias en mm)
Figura 21. Corte A-A de Bahia 4. 765 kV
Zona 2 Patio 230 kV
Tabla 16. Resultados Obtenidos Zona 2 Apantallamiento
Unidad Variable valor
Nivel básico de aislamiento de equipos kV BIL 1050
Tipo de conductor AAC 4000 MCM
sección del conductor mm2 2026,8
Radio de subconductor (Calculada) mm r 25,4
Radio de subconductor m r 0,0254
N. de conductores por fase 2
51
Long de separación del haz m l 0,45
Radio del Haz (Calculada) m Ro 0,1069
Altura promedio de la barra a proteger m Hav 20
Coeficiente para diferentes distancias de choque al
mástil, cable de guarda o tierra (k=1, para cable de
guarda o K=1,2 para mástil)
K 1
Gradiente de corona limitante kV/m Eo 1500
Long Cadena aisladores m w 1,87
Tensión critica de flameo aisladores (Calculada) kV CFO 1028,31
radio de la corona Rc'=Ro+Rc m Rc’ 0,2245
Impedancia Característica del barraje Ω Zo 332,476
Corriente de Choque Permitida (calculada) kA Is 6,396
Radio de la Esfera rodante (Calc) m Sm 26,726
Altura efectiva (Calculada) m He 1,941
Altura del castillete asumida por EDELCA m 5
Distancia entre cables de guarda del pórtico m 2d 20
Distancia máxima para la separación entre dos cables
de guarda adyacentes
m 2dmax 40,089
Como se observa en los resultados, se obtuvo una distancia máxima protegida entre cables de
guarda adyacentes de 40,089 m lo cual es mayor que la distancia entre cables de guarda 20m.
Adicionalmente el cálculo arrojó una altura de castillete de 1,94 m y EDELCA utilizó un
castillete de 5 m. Por lo que se puede decir que igualmente se cumple con el apantallamiento para
el patio de 230 kV.
52
CAPITULO 6. DISTANCIAS MINIMAS DE SEGURIDAD Y DE AISLAMIENTO
CAPITULO 6 DISTANCIAS MINIMAS DE SEGURIDAD Y DE AISLAMIENTO
6.1 Verificación de Distancias mínimas de seguridad y de aislamiento
Por tratarse de una subestación cuyo voltaje de operación es elevado 765 kV, es de suma
importancia respetar las distancias mínimas ya que si se violan, equipos contiguos podrían
ocasionar una tensión inducida elevada debido al gran campo eléctrico presente [19]. El objetivo
de esta sección es verificar que se cumplen las distancias mínimas en aire garantizar el nivel de
aislamiento adecuado, así como las distancias mínimas de seguridad que permitan el
mantenimiento y circulación de personas y vehículos dentro de la subestación.
6.2 Disposición de Equipos y verificación de Distancias mínimas y de Aislamiento
La disposición de equipos de patio de la subestación Yaracuy 765 kV se puede observar en las
vistas de planta, en los planos de planta contenidos en el apéndice donde puede verificarse que se
cumplen las distancias mínimas requeridas, detalladas en la Tabla 17. Distancias mínimas de
seguridad según especificaciones EDELCA:
6.3 Metodología
La disposición de equipos de la S/E Yaracuy 765 kV se pueden observar en las vistas de planta y
cortes de la subestación, en los planos contenidos en el apéndice. Estos planos fueron elaborados
como una representación a escala de la ubicación y dimensiones de los equipos dentro de la
subestación tomando como base el diagrama unifilar. Es importante destacar que en los planos,
las medidas que se observan están dadas en milímetros, mientras que en la siguiente Tabla 17.
Distancias mínimas de seguridad según especificaciones EDELCA, están dadas en centímetros y
metros.
53
La verificación de las distancias mínimas y de seguridad fue hecha basándose en las distancias
especificadas en la norma IEC 60071-2 y siguiendo las especificaciones técnicas de EDELCA.
Tabla 17. Distancias mínimas de seguridad según especificaciones EDELCA
Tensión
Nominal
(KV)
Nivel Básico
de
Aislamiento
BIL
Distancia mínima a masa
(cm)
Distancia mínima entre fases
(cm)
Altura mínima a tierra (m)
Conductores
rígidos y
terminales de
equipos
Conductores
flexibles
Conductores
rígidos y
terminales de
equipos
Conductores
flexibles
Conductores
rígidos y
terminales
de equipos
Conductores
flexibles
Conductores
de salida de
línea
13,8 110 26 26 + f 40 60 3,00 7,50 7,50
24 150 40 40 + f 100 100 3,00 7,50 7,50
34,5 200 40 40 + f 100 100 3,00 7,50 7,50
69 350 70 70 + f 150 150 4,00 7,50 10,00
115 550 110 110 + f 200 250 4,00 7,50 10,00
230 1050 220 220 + f 300 400 5,00 7,50 12,00
400 1550 350 350 + f 400 600 6,00 10,00 16,00
765 2100 650 650 + f 1000 1500 12,00 12,00 27,0
Bajo la denominación de tierra se incluye cualquier punto de la parte superior del suelo de la
subestación, la altura mínima a tierra es la distancia vertical mínima entre cualquier punto con
tensión y el suelo de la subestación.
6.4 Resultados
En esta subestación todas las distancias de seguridad y aislamiento cumplen con la norma IEC
60071-2 “Coordinación de Aislamiento Parte II. Guía de Aplicación” y las especificaciones de
EDELCA, como puede verificarse en los planos de vista de planta y cortes del apéndice.
6.5 Verificación de la Longitud de Fuga y de Cadenas de Aisladores
El objetivo en este caso es verificar que se cumplen las distancias minias de longitud de fuga para
garantizar el adecuado nivel de aislamiento.
54
6.6 Metodología
Por tratarse de una subestación a la intemperie, se calcula la longitud de fuga mínima necesaria
de acuerdo a las recomendaciones de la norma IEC 815 “Guía para la Selección de Aisladores
respecto al Nivel de Contaminación” [4], para posteriormente realizar el cálculo de la longitud de
fuga real de las cadenas de aisladores recomendadas por la empresa EDELCA según las
especificaciones técnicas para aisladores. Esta distancia debe ser mayor a la longitud mínima
dictada por la norma.
La subestación Yaracuy puede considerarse, según la IEC 815 como zona de nivel ligero de
contaminación 1, pues se encuentra ubicada en una zona sin industrias cercanas, es un valle
agrícola sujeto a frecuentes vientos y lluvia, ubicada a mas de 20 km del mar en cualquier
dirección. De allí que posea una longitud de fuga especifica nominal de 16 mm/kV. En el anexo
2.0 se encuentra un extracto de la norma IEC 815
Se utilizaron aisladores en la S/E Yaracuy de vidrio TEMPLADO más conocido como
CAPERUZA y VÁSTAGO, o también denominado SUSPENDIDO, según las especificaciones
técnicas de EDELCA. (Ver Figura 22. Aisladores de vidrio templado)
Figura 22. Aisladores de vidrio templado
Tabla 18. Características generales del aislador de vidrio templado [16]
Dimensiones Valor unidad
Diámetro del aislador 280 mm
Paso 170 mm
Línea de Fuga 380 mm
Acoplamiento (IEC-120) 2
Peso aproximado 5,3 Kgrs
Características eléctricas
55
Tensión soportada a frecuencia industrial:
*En seco 75 kV
*Bajo lluvia 45 kV
Tensión soportada a impulso tipo rayo 110 kV
Tensión mínima de perforación en aceite 130 kV
Características mecánicas
Resistencia mecánica mínima a esfuerzos de tracción 160 kN
Fabricante: SGD La Granja
En 765 kV en la S/E Yaracuy son utilizadas cadenas de aisladores de 35 platos cada una, tanto
para cadenas de suspensión como cadenas de amarre, tal como se muestra en la figura, por lo que
la distancia de fuga real es de 13300 mm.
Según la IEC 815 [4] la longitud de fuga mínima está determinada por el nivel de contaminación
(16mm/kV en este caso) multiplicada por la tensión nominal del sistema (800 kV por tensión
máxima de diseño). Es decir, para un nivel de polución 1 la longitud de fuga mínima es de 12800
mm.
Este valor es superado por la longitud de fuga real de las cadenas de aisladores, 13300 mm, por lo
que se garantiza un adecuado nivel de aislamiento
6.7 Resultados
Las cadenas de aisladores previstas para la subestación, compuestas de 35 aisladores de vidrio
templado modelo U160BL- E160/170, suponiendo un nivel de contaminación 1, según la IEC
815 [4], cumplen con la longitud de fuga necesaria.
En la Figura 23. Cadenas de suspensión; se observa una cadena de aisladores simple de
suspensión formada por 35 platos. Esta cadena fue armada para su posterior instalación en el
pórtico utilizando una técnica llamada reenvío la cual será explicada más adelante.
56
Figura 23. Cadenas de suspensión
6.8 Inspección de los aisladores
El chequeo por parte del pasante bajo la supervisión del ingeniero residente se realizó
inmediatamente al abrir las cajas de los aisladores, de las mismas cajas se hace una cama de
madera done serán reposados para evitar que se contaminen con el suelo, posteriormente se arma
la cadena de aisladores, se inspecciona visualmente uno por uno cada plato cuidado que no estén
rotos, rayados, o dañados. Se marca la zona afectada y se reemplaza por otro que este en buen
estado antes de subirlos a la estructura, La tornillería de los herrajes y la cadena debe tener el
torque correcto indicado en los planos correspondientes
.
De todos los componentes presentes en la subestación, los aisladores de vidrio son los
más vulnerables debido a su fragilidad. Son elementos delicados y de alto costo e importancia
para el sistema, se debe tener extremo cuidado durante todo el proceso de montaje, en la figuras
siguientes se puede observar la cadena de suspensión de la fase a esta siendo instalada en el
pórtico a 40 m de altura.
Figura 24. Procedimiento de montaje de la cadena de aisladores
57
CAPITULO 7. CALCULOS DE TENSADO Y TENDIDO DE CONDUCTORES
CAPITULO 7 CALCULOS DE TENSADO Y TENDIDO DE CONDUCTORES
7.1 Ecuación del Cambio de Condiciones
La variación de las condiciones de carga (viento) o de la temperatura, producen la
modificación de la tensión de trabajo de los conductores. La ecuación del cambio de
condiciones relaciona dos estados o situaciones de una línea eléctrica. Si se conocen todos los
parámetros de un estado o condición inicial (1), se puede hallar por medio de la ecuación los
parámetros de otro estado arbitrario o condición final (2). El Reglamento de LEAAT (Líneas
Eléctricas Aéreas de Alta Tensión) de la norma CADAFE 240 [20] marca una serie de hipótesis
entre las que se tiene que buscar la más desfavorable. Estas hipótesis se dividen según las
zonas en las que está situada la línea Las hipótesis de tracción máxima, adicional y de flecha
máxima son de obligado cumplimiento. Las hipótesis de flecha mínima y tensión de cada día
(T.D.C.) no están reglamentadas, pero dada su importancia se reseñan en las tablas. La "tensión
de cada día" (T.D.C.) es la tensión a la que está sometido el cable la mayor parte del tiempo
correspondiente a la temperatura media sin que exista sobrecarga alguna.
La ecuación del cambio de condiciones permite hallar cuál es la peor condición a la que
estará sometido un conductor en un vano, es decir, aquella situación en la que nos acerquemos
más a la rotura del conductor; esta será la hipótesis más desfavorable. [20]
También es preciso realizar las tablas de tendido (tensiones-flechas) para realizar el tendido
de la línea
La ecuación del cambio de condiciones tiene la forma:
(7.1)
Donde A y B son parámetros y T es la tensión a determinar en cada una de las hipótesis de
58
acuerdo con el Reglamento de LEAAT
Se presenta un diagrama de aplicación de la ecuación de cambio de estado a continuación:
(7.2)
59
7.2 Características de los Conductores utilizados
Tabla 18. Características técnicas del conductor de cable de guarda
CARACTERISITCAS UNIDAD OFRECIDO
Fabricante EMOCOCABLES Denominación 7#7 AWG Norma de fabricación ASTM B-415 y B-416 Sección Total mm2 73,85 Diámetro del cable mm 10,995 Diámetro de los alambres mm 3,665 Carga de rotura KG 8644 Peso Kg/Km 491 Modulo de elasticidad Kg/mm2 16200 Coeficiente de expansión lineal 1/°C 12,96*10-6
Rdc Max. @ 20°C Ohm/ Km 1,16 Numero de hilos Unid. 7 Sistema de calidad ISO 9001-2000
Tabla 19. Características técnicas del conductor ACAR 1300 KCM
Fabricante: Phelps Dodge Descripción: Conductor desnudo de aluminio 1300 MCM reforzado con aleación de
aluminio 6201 Standard de fabricación ASTM B230 – B231
Tamaño: Unidades: KCMIL Requerido: 1300 Material Al 1300/ aleación de aluminio
6201 Sección del conductor mm2 658.71
# Hilos 19 Diámetro de los hilos Mm 4,76
Resistencia DC a 20°C Ohm/km 0,0990 Peso Kg/Km 1812,3
Resistencia a Tracción KN 146,00 Pruebas de rutina
60
Tabla 20. Características técnicas del conductor AAC 4000 KCM
Fabricante: Phelps Dodge Descripción: Conductor desnudo de aluminio
Standard de fabricación ASTM B230 – B231
Tamaño: Unidades: KCMIL Requerido: 4000 Material Al. Aluminio 1350
Sección del conductor mm2 2026,8 # Hilos 271
Diámetro de los hilos Mm 3,09 Resistencia DC a 20°C Ohm/km 0,0145
Peso Kg/Km 1812,3 (1) Resistencia a Tracción KN 306,7
Pruebas de rutina (1) conforme a la norma ASTM B231
7.3 Datos de la Zona
Una vez conocido las características de los conductores se procede a establecer los datos
de la zona. Según las especificaciones técnicas generales de EDELCA ETGS-EEM 001 [13] las
condiciones ambientales serán las siguientes.
Temperatura ambiente, °C:
- Máxima 40
- Media 28
- Mínima 10
Velocidad máxima del viento a 10 m de altura, kph
- Estable (5 minutos) 100
- Ráfagas (5 segundos) 125
7.4 Característica del Sistema
Temperaturas de operación del conductor min/med/max 15/28/85 ºC
7.5 Calculo para conductor ACAR 1300 MCM
Tabla 21. Hipótesis de la ecuación de cambio de estado
Hipótesis Temp Viento Limite CR
A Min Max 50%
B Min 0 28%
C Media Prom. 25%
D. Localización Max 0
61
Modulo de elasticidad final: 16200 Kg/mm2
Coeficiente de dilatación lineal.: 12,96*10-6 1/°C
7.6 Tendido de Cable de Guarda
El cable de guarda es el primero en ser tendido y, así como los conductores, no deberán
tocar el suelo o cualquier obstáculo que pueda dañarlos, su conexión a las estructuras deberá ser
hecha a través de conectores específicos y la estructura ya deberá estar conectada a la malla de
tierra de la subestación. La puesta en flecha del cable de guarda podrá ser ejecutado por
dinamómetro o topográficamente de acuerdo con las tablas de tendido del proyecto según sea el
vano.
Resumidamente, el procedimiento del tendido es el siguiente:
1. Luego de la ejecución del pretensionamiento, los conectores son prensados en un
extremo
2. El cable y guiado por cuerdas de nylon o sisal subido mediante una polea es fijado a la
estructura a través de herrajes específicos
3. En la otra estructura, el cable es fijado en la puntina o castillete a través de un conector
4. El cable es atado mediante una guaya metálica entrelazada conocido como cortina y se
conecta mediante unas señoritas a un vehículo de tracción (camión pickman o camión de
volteo)
5. El cable se tensa hasta que la flecha cumpla con la tabla de tendido, de acuerdo con la
temperatura
6. En el caso de flechamiento con topografía, el cable es izado sin o con dinamómetro y
colocado en flecha con ayuda de un teodolito, usando el valor de la tabla de tendido de
acuerdo a la temperatura ambiente en ese momento
7. La extremidad del cable se corta y se le coloca el conector y se prensa como se explico en
informes anteriores
8. El cable es izado y fijado a la estructura
El patio de 765 kV de la S/E Yaracuy cuenta con tres vanos tal como se observa en el
plano 1020-B010001 Disposición General de Equipos de Patio, cuya longitud de vanos se ve en
62
la tabla 22. La pendiente de la subestación es menor a dos por ciento (2%) según las
Especificaciones Generales de EDELCA, por lo que se puede considerar que los vanos están
nivelados. Tabla 22. Identificación de los vanos de la S/E Yaracuy 765 kV
Vano Longitud del Vano (m) Flecha Max @85 °C (m)
IV 106.5 5.3
V 48.5 1.9
VI 97.5 4.8
Datos de instalación: sin carga de viento y sin los bajantes instalados Plano: Vanos y flechas. Tabla de tendido No de referencia EDELCA 1020-B130001 Hoja 5 Identificación del vano IV Largo del Vano, L (m) : 106.5 Ejes de Referencia: Y Z 40m
L
Tabla de Tendido
Temp. °C A- Flecha (m) Tensión/ fase (KN) 25 5.00 1.37 30 5.03 1.36 35 5.05 1.36 40 5.07 1.35
Tolerancia de la A- flecha (m) = +0.05, - 0.00 Datos de diseño Max. Flecha: a 85°C = 5.3 m Max. Fuerza / Fase con bajantes, incluyendo carga de viento aplicable, alternativamente el equivalente adicional de la fuerza de corto circuito estático si esta determinado en las cargas de diseño
Fx= 2.69 KN Fy= 0.25 KN Fz= 0..42 KN
Representación del vano
A - sag
X
63
Identificación del vano V Largo del Vano, L (m) : 48.5 Datos de instalación: sin carga de viento y sin los bajantes instalados
Tabla de Tendido
Temp. °C A- Flecha (m) Tensión/ fase (KN) 25 1.72 0.82 30 1.74 0.82 35 1.76 0.81 40 1.77 0.80
Tolerancia de la A- flecha (m) = +0.05, - 0.00 Datos de diseño Max. Flecha: a 85°C = 1.9 m Max. Fuerza / Fase con bajantes, incluyendo carga de viento aplicable, alternativamente el equivalente adicional de la fuerza de corto circuito estático si esta determinado en las cargas de diseño
Fx= 1.64 KN Fy= 0.11 KN Fz= 0.19 KN Identificación del vano VII Largo del Vano, L (m) : 97.5
Tabla de Tendido
Temp. °C A- Flecha (m) Tensión/ fase (KN) 25 4.52 1.27 30 4.55 1.26 35 4.57 1.26 40 4.59 1.25
Tolerancia de la A- flecha (m) = +0.05, - 0.00 Datos de diseño Max. Flecha: a 85°C = 4.8 m Max. Fuerza / Fase con bajantes, incluyendo carga de viento aplicable, alternativamente el equivalente adicional de la fuerza de corto circuito estático si esta determinado en las cargas de diseño
Fx= 2.55 KN Fy= 0.23 KN Fz= 0.39 KN
7.7 Tendido de Conductores de Barra de guarda y conductores de fase
Se describe mediante la Tabla 23. Procedimiento para el montaje de barras de 800 kV
utilizado en la S/E Yaracuy y la S/E La Arenosa.
64
Tabla 23. Procedimiento para el montaje de barras de 800 kV
N Actividades Procedimiento Observaciones 1 Una de las acciones preliminares
a realizar es tomar la distancia entre pórticos, tomando en cuenta la longitud de las cadenas y herrajes, a fin de tener las medidas en una fase y con dicha medida cortar las otras dos fases
1. Medir la distancia entre los dos pórticos, entre lo que se va a instalar el tramo de la barra, sin tomar en cuenta el cuello. Esto es para tener una longitud del vano a realizar de forma tal de no tener mucho desperdicio al final cuando se tenga las medidas reales a requerir.
2. El conductor de aluminio a utilizar para las barras será de calibre ACAR 1300MCM. Cuatro conductores por fase.
3. Para efectuar la medida inicial del conductor, se instala una especie de cama con cuartones de madera o de Polietileno, ubicados a una altura del piso, cuya longitud del conductor debe ser superior a la longitud inicial medida entre los pórticos, a fin de dejar una cierta holgura al momento de cortarlo. Se debe tener en cuenta la longitud de las cadenas y herrajes al acoplar con dicho conductor cuando se tome la medida.
4. Se monta el carrete del conductor de “Al” sobre un soporte o burros y se tiende sobre la cama de cuartones de madera, ya antes especificados, para luego cortar el conductor.
El conductor de aluminio debe tenderse solo sobre los cuartones de madera o de polietileno, no debe tocar el piso de piedra o de tierra para evitar su contaminación
2 Pre armado de cadenas 1. El armado de las cadenas se realizara debajo de la viga, sobre una cama de madera.
2. Cada cadena constara de 35 aisladores, tipo plato y sus respectivos herrajes.
3. Se arma la primera cadena y se le acopla el conductor de aluminio, al cual ya se le ha colocado el manguito de amarre debidamente prensado
4. Se arma la segunda cadena en el otro extremo de la misma fase “B” y a esta se les coloca un yugo para después colocar una polea, a fin de poder realizar el tensado de la barra y poder medir el conductor, una vez el topógrafo haya verificado la flecha del mismo, así como la tensión aplicada
3 Instalación de las cadenas con el conductor de aluminio en los pórtico
1. Para la colocación de las ranas hay que tomar la distancia aproximada requerida para lograr el tensado deseado
2. Para montar las cadenas se utilizaran poleas estratégicamente colocadas en el pórtico, por las que hacemos pasar una cortina de Ø ¾”, izándolas con un vehículo de tracción mediante un reenvío hasta llevarla a su punto de instalación
3. Primero se instala la que tiene acoplado el conductor, realizando esta actividad en la fase “B”. luego se iza la segunda cadena, a la cual se le ha acoplado un yugo y una polea y se fija en su sitio en el pórtico. Luego se inicia el tensado del conductor hasta llevarlo a una distancia de unos 20 cm. de la otra cadena se chequea con el topógrafo la flecha, para que luego el liniero tome la medida
4. Una vez tomada la medida se baja el conductor y se corta a la medida obtenida y se le coloca el manguito respectivo. Es importante tener en cuenta que antes de izar los conductores hay que colocarles una puesta a tierra, la cual debe ser fijada a la malla de tierra principal con un conductor flexible
5. Con las mediciones realizadas, ya podernos proceder a realizar el corte del conductor de las otras dos fases e instalarlas
4 Colocación de los manguitos de conexión
1. Una vez medido y cortado el conductor de aluminio se monta sobre buros de madera, a fin de prepáralos para colocarles los manguitos de compresión. En este caso el dado a utilizar es un KZ-52 para el conductor 1300MCM, y la presión a aplicar con la prensa será de unos 700bar.
2. Una vez prensado los cuatro conductores, se acoplaran con las cadenas mediante el conexionado con los herrajes
Dado que el manguito requiere ser colocado varias veces al momento de presarlo, este debe girarse cada vez que requiera ser prensado. Primero se gira a la derecha y luego a la izquierda.
65
3. Se realiza el mismo procedimiento que se hizo para medirlo, pero ahora se fija a la cadena definitivamente
4. Se izan las cadenas para las otras dos fases, aplicando el mismo procedimiento
7.8 Conectores o Manguitos de compresión.
Es un elemento de suma importancia ya que debe garantizar la unión entre cada
conductor y los herrajes de la cadena de aisladores. El manguito está formado de aluminio para
garantizar la conductividad de la corriente. La forma original de un manguito es cilíndrica (Ver
Figura 25. Conector a compresión o Manguito) luego de ser expuesto a la presión toman la forma
hexagonal de la matriz.
Figura 25. Conector a compresión o Manguito
El manguito usado para los conductores de aluminio desnudos de 1300MCM mide 530
mm de largo. Diámetro exterior es de 52mm y el diámetro interior es de 36mm.
Figura 26. Verificación de las medidas del conector
Los manguitos en su interior están formados por una capa de grasa de contacto en sus
paredes interiores que aseguran o mejoran el contacto eléctrico entre el conductor y el conector.
Grasa de contacto
66
7.9 Prueba de prensado: Se indican los elementos esenciales de instalación de los conectores de alta tensión con el
objeto de obtener el máximo de fiabilidad en las uniones. Se observaron las pruebas que
determinan la calidad de prensado, la cual es fundamental para el tendido de conductores.
La realización de esta prueba es de suma importancia ya que este manguito conecta el
conductor con los herrajes de la cadena de aisladores, por lo tanto debe estar lo suficientemente
prensado para soportar las tensiones debido al peso del conductor, la corriente que pasa por el
mismo y la velocidad del viento. Sin embargo si se presiona por encima de lo que indica el plano
se corre el riesgo de la ruptura del material del manguito.
La prueba de prensado consiste en tomar un manguito e introducir el conductor respectivo
hasta que su punta toque el fondo del manquito. Los conductores deben estar previamente
cepillados a fin de tener uniformidad en sus hilos. Una vez introducido el conductor en el
manguito, se coloca sobre una matriz de forma hexagonal, esta matriz se coloca sobre una prensa
activada por un motor eléctrico. Y con el mando del motor se procede a cerrar la prensa
hidráulica hasta que las partes superior e inferior de la matriz se toquen. Se comienza a prensar
desde el fondo del manguito hasta su boca para extraer las posibles partículas de aire. El
manguito viene indicado con una marca donde se debe comenzar el prensado según sea el
tamaño de la matriz
Las primeras 3 prensadas son continuas, posteriormente cada 2 prensadas se gira el
conductor 180° a fin de evitar que se doble y de esta manera se elimina las partículas de aire en
su interior.
Figura 27. Compresión del conector
67
Las prensadas se pueden solapar a un tercio 1/3 o a un cuarto 1/4 de la última prensada.
En este caso se realizó a un cuarto. Se puede observar el solapamiento a ¼ en la Figura 28.
Solapamiento de la prensada anterior
Figura 28. Solapamiento de la prensada anterior
El manguito debe estar debidamente prensado sin rastros de partículas de aire en su
interior ya que puede producir puntos calientes, y prensado de tal forma que asegure la unión
solida de manera que el conductor quede totalmente fijo ante la tensión debido al peso del
conductor y las fuerzas electro mecánicas producto de impulsos eléctricos, cortocircuitos, etc.
Esquema 7.1. Forma del manguito luego de ser prensado
Una vez prensados se realizará el proceso de corte transversal para verificar la efectividad
de la prensada de manera visual y con la ayuda de un vernier se mide la distancia entre las dos
caras opuestas del hexágono esta no debe ser menor a 40mm según los fabricantes ya que por
debajo de esta distancia el material puede sufrir Daños, si se prensa demasiado el conector se
puede romper o doblar con facilidad.
68
Figura 29.Vista transversal del corte de un conector posterior a la prueba de prensado
El pasante verificó con el uso de vernier las medidas confirmadas de los planos de la
grapa de tensado (manguito), este proceso es común para todos los equipos, verificación de
medidas en sitio ya que algunas veces los planos llegan a la obra con errores. Que se descubren
cuando se miden en campo. Para evitar errores y en la medida de lo posible. Se midió en su forma
inicial y luego de hacerle la prueba de prensado
Se probó nuevamente utilizando una matriz de (44 milímetros) más gruesa que la
existente por que requiere menos prensadas y hace el trabajo en menor tiempo. La forma de la
matriz es hexagonal luego de ser prensado la grapa de tensión de aluminio cambia su forma
cilíndrica inicial a hexagonal. Los manguitos vienen con una capa de grasa de contacto que
contiene partículas de aleación de metal que mejorar el contacto entre las partes.
La presión de referencia cuando el dado cierra es 450 a 500 bares.
Si la distancia entre dos lados opuestos del hexágono luego de ser prensado es <44mm
puede ser peligroso debido a que se daña el material. (Especificaciones del conector)
Como resumen se tiene entonces que el conductor 1300 MCM ACAR se le realiza el
peinado, posteriormente se mete en el manguito, se comienza a prensar de adentro hacia a afuera
para extraer todo el aire posible, luego la próxima prensada debe solapar la ultima prensada. En
cada prensada se debe girar el conductor 180 grados, en caso contrario el conductor se doblaría.
Luego se conectará a la cadena de aisladores y se subirá al pórtico con poleas aplicando el
método de reenvió.
Forma correcta de prensado
Forma incorrecta de prensado: Se observan separaciones entre los hilos
69
7.10 Montaje de conductores de potencia.
Durante la ejecución de la pasantía se participó en el procedimiento de montaje de los
conductores de bahía ACAR 1300 MCM. En el patio de 765 kV. Entre dos pórticos cuya altura
es de 40m y distancia entre fases de 15m, la distancia del vano fue de 106.5 m. Se aproximó a un
vano nivelado para simplicidad de cálculos, ya que la pendiente era de solo 2% en todos los
vanos.
La manera de iniciar el tendido de conductores en primer lugar que los equipos, es
principalmente por seguridad de los mismos, ya que si durante la maniobra se llegaran a caer los
conductores, debido a su peso (ver tabla Tabla 19. Características técnicas del conductor ACAR 1300 KCM)
1812,3 Kg/Km o 1,8123Kg/m y para el vano 4 se utilizó aproximadamente 100m de conductor.
Se tendría entonces 181,23 Kg. Este sería el peso de un conductor pero al haber 4 conductores
por fase se tiene un peso total de 724,92 Kg aproximadamente por fase, lo que dañaría a los
equipos de alto costo e importancia si estuviesen primeramente instalados, por tal motivo se debe
iniciar los trabajos de montaje desde el punto más alto hasta el punto más bajo de la subestación.
Adicionalmente es más seguro el desplazamiento de vehículos pesados de gran tamaño como las
grúas cuando no existen equipos instalados para realizar una maniobra.
Se realizó toda la logística y planificación necesaria para el tendido de conductores así
como la verificación de la flecha con la indicada en el plano, se realizaron diferentes hojas de
cálculo en Excel, ubicadas en los anexos, para calcular el valor de la flecha en diferentes vanos en
los pórticos de la subestación. Tanto para los pórticos de 40m como los de 27 m. de esta manera
se puede comparar los resultados teóricos con los reales y saber si cumplen o no con la tolerancia
estipulada en el plano correspondiente.
7.11 Técnica de Reenvío
Existen numerosas maneras de montar los conductores en pórticos de 40m, la técnica
utilizada en la subestación La Arenosa y posteriormente en S/E Yaracuy es la de reenvío que no
es más que un juego de poleas estratégicamente ubicadas mediante las cuales pasa una guaya
halada por una grúa en este caso era de 30 toneladas. Se coloca una polea en la viga, una en la
ménsula y una en la parte inferior de una de las columnas que soporta al pórtico. Se comenzó por
70
el montaje de los conductores de la fase B ya que se encuentra en el medio simétrico de la
estructura lo que garantiza mayor estabilidad en el montaje. (Ver Figura 30. Técnica de reenvío.
Poleas estratégicamente ubicadas.(Medidas en mm)). Adicionalmente se puede observar esta
técnica en la Figura 32. Vista lateral del procedimiento de reenvío
Una vez la guaya (cortina) se tensa y esta tensión es mayor al peso del conductor, se
rompe el equilibrio estático y comienza a elevarse el conductor lentamente gracias a una polea
que esta acoplada al yugo. (Ver Figura 34. Polea adicional evita que los conductores se entrelacen)
Las tres poleas utilizadas son de 6 toneladas, y la guaya o cortina utilizada es una formada
por 10 hilos metálicos entrelazados lo que asegura mayor resistencia ante tracción.
Figura 30. Técnica de reenvío. Poleas estratégicamente ubicadas.(Medidas en mm)
71
Pidus Montajes s.a.
3 poleas de 6 tons
rana
Pidus Montajes s.a.
Flechado con Topografía
Distancia de cadena y tensor
Figura 31. Identificación de las poleas. Vista frontal Figura 32. Vista lateral del procedimiento de reenvío
Inicialmente el principal problema se basa en que los 4 conductores pudiesen enredarse al
momento de su elevación, por tal motivo se debe estar muy atento con una cuadrilla sujetando los
conductores y se coloca una polea adicional acoplada con mecates que sujetan los 4
conductores, de manera que garantizan la separación de los conductores en todo momento
durante la maniobra. Ver Figura 34. Polea adicional evita que los conductores se entrelacen.
Una vez instaladas las cadenas de aisladores en los pórticos utilizando esta misma
técnica, se procede al tendido de los conductores, los cuales se aseguran o se sostienen
inicialmente con una rana a nivel del suelo. Esta rana se conecta a un yugo que se acopla a una
polea que tendrá la función de elevar el peso del conductor a la altura de la viga (40m). Ver
Figura 33. Ranas para sostener el conductor
Se deben colocar los conductores siempre en camas de madera o soportes, nunca en la
tierra directamente para evitar su contaminación la cual pudiese interferir a la conducción
deseada una vez instalados y puestos en servicio.
72
Figura 33. Ranas para sostener el conductor
Figura 34. Polea adicional evita que los conductores se entrelacen
.
Figura 35. Elevación de los conductores
73
Figura 36. Acercamiento a la cadena Fase B
Para evitar sobrecargas que provoquen una deformación elástica prematura de los
conductores antes de su instalación se debe hacer un pretensionamiento, que tiene como finalidad
obtener una medida del módulo de elasticidad del conductor, anticipando su elongación prevista
durante su vida útil (creep).
Figura 37. Acercamiento a la cadena para marcar el conductor
Una vez que los conductores llegan al nivel de la cadena, un grupo de montadores,
previamente ubicados en la viga, realiza una marca al conductor luego que el topógrafo haya
indicado la flecha deseada (ver tabla 1). La marca servirá como referencia para cortar el
conductor a esa distancia a nivel del suelo sobre las camas de madera. Luego de ser cortados con
ayuda de una prensa hidráulica se colocan los conectores y se procede a elevarse nuevamente
para su instalación final (Ver Figura 38. Conductor instalado).
74
Figura 38. Conductor instalado
Finalmente se retiran las ranas que sostienen al conductor y este desciende unos pocos
metros sin embarque mediante los tensores acoplados a las cadenas, se puede tensar o liberar aun
más los conductores en caso de ser necesario para lograr la flecha deseada. Por este motivo es
importante asegurarse que los tensores estén ajustados a la mitad de su capacidad al momento de
su instalación en los herrajes de la cadena.
Por últimos se colocan los separadores que mantienen a distancia los 4 conductores y los
bajantes que irán a los seccionadores una vez instalados en la bahía (2 conductores AAC de
4000MCM).
Se resume a continuación en la Figura 39 los procedimientos de montaje de barras
Tomar Distancia entre Porticos
• a) Medir distancia de porticos a porticos, sin cuello.
• b) Tender cama para medir cable (madera o polietileno
• c) Montar carrete de conductor en burros (soporte)para cable
Pre – armado de cadenas
• a) El armado de la cadena se ejecutara debajo de viga a instalar
• b) Las cadenas se armaran con todos sus herrajes (35)elementos)
Prensada de terminales (Manguitos).
• Tomada la medida del conductor (1300) MCM Tipo AAC, se tenderá el mismo sobre el polietileno o madera para su corte.
• Cortado de conductor se procederá a montar en burros de madera para preparar el prensado el manguito con capacidad de 700 Bar y una matrix KZ-52
• c) Pensado los 4 cables, se acoplaran a las cadenas con sus herrajes
Izaje de cadenas con sus cables
• a)Las cadenas se elevaran colocándole a las misma un yugo, para tensión de tiro.
• b) Estas se levantaran con poleas, a una (1) el centro de la viga, otra a la misma altura en la columna, y una 3era en la pata de la misma
• c) Esta maniobra se hará en vacio
• d) La elevación de las cadenas en vacio se realizara con un vehículo de tracción (tractor o camión).
Figura 39. Procedimientos de montaje de barras
75
7.12 Cálculos mecánicos
Mediante un grillete en la grúa se instalo un dinamómetro de 3000 Kg que se utilizó para
medir la tensión de la guaya una vez el conductor llego a su altura deseada. (Ver figura 40)
Figura 40. Tensión de la guaya una vez los conductores elevados y sostenidos en estado de reposo
La tensión de la guaya una vez los conductores elevados y sostenidos en estado de reposo,
fue de 1250 Kg. O 12,26 KN
De esta manera en la figura 8. Se comprueba que 1250 kg = 800 kg del peso del conductor
+ 450 Kg del peso de las cadenas de aisladores con sus herrajes de un extremo donde estaba
acoplado el conductor. Se balancea la ecuación de esfuerzos mecánicos en la guaya.
Se comprueba que al momento de medir la flecha, no se está sobrepasando la carga de
ruptura del conductor 146 KN (tabla 19).
7.13 Cálculo topográfico de la flecha
Los conductores una vez tendidos describen una catenaria. El método para calcular la
flecha una vez realizado el tendido fue de la siguiente manera, el topógrafo se ubica a una
distancia horizontal al conductor especifica conocida “X”, en este caso fue de X= 122,15m, con
el teodolito se mide el ángulo que describe el punto más bajo del conductor, el cual está ubicado
en el punto medio por aproximarse a un vano nivelado, la escala de este instrumento está dada en
grados, minutos y segundos “ß” respecto a la vertical, a este ángulo se transforma en grados y
se le resta 90° para obtener el ángulo respecto a ala horizontal “α”. Con el valor de la distancia X
y calculando la tangente del ángulo “α”, se obtiene el valor de la altura del conductor “Hc” en
76
el punto medio, como se tiene el valor de la viga conocida “Hp” (40m) se puede obtener el valor
de la flecha = Hp-Hc. A cierta temperatura.
Se debe ver la posición del punto medio de los 4 conductores, es decir los dos superiores y los
dos inferiores y obtener el ángulo “ß” con el teodolito (Ver Esquema 7.2)
Hp Hc
X=122.15m
Esquema 7.2 Cálculo Topográfico de flecha Ángulo respecto a la horizontal
(7.3) La altura de los conductores respecto al suelo en el punto medio del vano es:
(7.4)
Por consiguiente el valor de la flecha será
(7.5)
Se realizó un programa aplicando el método topográfico en Excel llamado Cálculo de
puesta en flecha llamado (Flechado Ampliación) en los anexos para cada tramo y para cada
conductor
Condiciones iníciales. Se realizó el tendido a: Hora: 2:00 pm Temperatura: 35 °C
ß
90° - ß = α
77
El valor de la flecha obtenida fue A= 5.10 m Plano: Vanos y flechas. Tabla de tendido No de referencia EDELCA 1020-B130001 Hoja 4 Identificación del vano I Largo del Vano, L (m) : 106.5 Conductor 4 x ACAR 1300 MCM Datos de instalación: sin carga de viento y sin los bajantes instalados Ejes de Referencia: Y Z 40m
106.5 m
Tabla de Tendido
Temp. °C B- Flecha (m) Tensión/ fase (KN) 25 4.51 27.3 30 4.54 27.1 35 4.58 26.9 40 4.61 26.7
Tolerancia de la A- flecha (m) = +0.05, - 0.00 Datos de diseño
Max. Flecha: a 85°C = 5.3 m
Max. Fuerza / Fase con bajantes, incluyendo carga de viento aplicable, alternativamente el
equivalente adicional de la fuerza de corto circuito estático si esta determinado en las cargas de
diseño
Fx= 101.1 KN Fy= 11.3 KN Fz= 7.52 KN
(7.6)
Fmax= 102.00 KN
La flecha obtenida fue de 5.10 m @ 35°C lo que representa un error del +11.3 % del valor teórico
A - sag
X
78
Se observa en este caso que los valores reales no son siempre iguales a los valores
teóricos, debido a los diferentes factores que intervienen al momento de la instalación, sin
embargo este valor “A” se encuentra por debajo del valor de la flecha máxima, con lo que se
puede tomar como un valor adecuado. Adicionalmente siempre se comprueban las medidas con
el valor de las flechas existentes y que cumplan con las distancias mínimas de seguridad
mencionadas en el capitulo anterior establecidas por EDELCA.
Al tomarse la flecha a horas cercanas al medio día, es una de las mayores flechas que el
conductor puede formar debido a que en este periodo de tiempo, la temperatura es bastante
elevada en condiciones climáticas secas. Por lo tanto si se hubiese dejado una flecha muy
pequeña, posteriormente cuando la temperatura descienda, la tensión en los extremos y
conectores del conductor seria considerablemente mayor disminuyendo la seguridad y vida útil
de los mismos.
79
CONCLUSIONES
Actualmente la ampliación de la S/E Yaracuy tiene un papel muy importante para el mejoramiento del sistema eléctrico ya que representa una necesidad en la inversión del Estado en obras eléctricas. Se requiere una ampliación de la S/E existente debido a la construcción de una nueva línea de transmisión
Se verifica que el diseño de la malla de puesta a tierra de la subestación la Arenosa es
adecuado y cumple con los perfiles de voltaje de toque y voltaje de paso aplicando la metodología IEEE 80. Esta verificación es de suma importancia debido a los riesgos presentes para el personal dentro de una subestación con equipos energizados.
Las descargas atmosféricas son dañinas para el sistema ya que causan sobretensiones que
ponen en peligro la vida útil de los equipos, por este motivo es de suma importancia el desarrollo de un adecuado sistema de apantallamiento. Se verificó mediante el método de las esferas rodantes que el sistema de protección contra descargas atmosféricas es efectivo tanto en el patio de 765 kV como en el patio de 230 kV.
El nivel de aislamiento de la cadena depende del nivel de contaminación donde se esta se encuentre, se verifico que aplicando la norma IEC 815 las cadenas presentes en la subestación Yaracuy y la S/E Arenosa presentan un aislamiento adecuado por tener una longitud de fuga mayor a la requerida en la norma para un nivel de contaminación ligero.
Durante el desarrollo de la pasantía, se pudo apreciar que uno de los objetivos principales de los diseños de una subestación es garantizar seguridad tanto a equipos como personas, por tal motivo las distancias mínimas de seguridad y aislamiento especificadas en el capítulo 6, son conservadoras y nunca pueden ser disminuidas debido a que esto puede ocasionar posibles violaciones en la seguridad del personal de la subestación. Las mismas si pueden ser aumentadas en la medida de lo necesario para cumplir con el dimensionamiento de la subestación en general
Se estableció un procedimiento para el tendido de conductores utilizando la técnica de reenvío tomando en cuenta todos los cuidados necesarios de los conductores antes de izarlos y la puesta en flecha adecuada según las tablas de tensado respetando siempre las Especificaciones Técnicas de EDELCA.
Es posible poner en flecha los conductores mediante un cálculo trigonométrico geométrico simple con ayuda de un instrumento que arroje el ángulo de ubicación de los conductores como lo es el teodolito.
Se recomienda emplear las metodologías de cálculo y los procedimientos de montaje utilizados en esta pasantía como base la ampliación de subestaciones de alta tensión. Esto permite realizar el proyecto en tiempos más cortos y por tanto mejoraría la eficiencia del mismo.
80
REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS
[1] CENTRO NACIONAL DE GESTION DEL SISTEMA ELECTRICO (CNG). Informe
Anual OPSIS. Caracas . n., 2007.
[2] IEEE Std 80 - Guide for Safety in AC Substation Grounding. Piscataway, NJ: s.n., 2000.
[3] IEEE Std 998- Guide for Direct Lightning Stroke Shielding of Substations. New York: s.n., 1996.
[4] IEC 815. Guide for the Selection of Insulators in Respect of Polluted Conditions. 1986.
[5] EDELCA. Intranet de EDELCA. [En línea] [Citado el: 18 de marzo de 2009.] http://www.edelca.com.ve/transmision/sis_transmision.htm.
[6] RAMÍREZ, Carlos Felipe. Subestaciones de Alta y Extra Alta Tensión. s.l: Mejía Villegas S.A, 2003.
[7] EDELCA. Indicadores y Estadísticas de transmisión de EDELCA. [En línea] [Citado el: 04 de abril de 2009.] http://www.edelca.com.ve/indicadores/estadisticas/index.htm.
[8] MORALO V, Claudio. Montaje y Pruebas para Equipos de Alta Tensión a ser Instalados
en la S/E Furrial 400/114 kV. Sartenejas: USB, 2002.
[9] EDELCA. Proceso Lg-CC-015/005. Contrato N 1.3.300.017.05. Ampliación de las Subestaciones Yaracuy a 765/230 kV y la Arenosa a 765 kV. Pliego de Licitación. Volumen II. Parte I. Especificaciones Técnicas Particulares. Caracas: s.n., 2005.
[10] MERCK, Melanie. Ingeniería Básica de Diseño electromecánico de subestación 115TD y
aplicación de Módulo Compass. Sartenejas: USB, 2006.
[11] PROESIA C.A. Informe Técnico. Elaboración de 3 perfiles eléctricos verticales por el
método de Wener para la determinación de la resistividad del suelo. Maracaibo: s.n., 2007.
[12] EDELCA. Malla de Puesta a Tierra - Memoria de Calculo (S/E La Arenosa 765 kV). 2006.
[13] EDELCA. Especificaciones técnicas generales ETGS-EEM 001. Caracas: s.n., 2005.
[14] FURNAS. Construçao de Subestacoes. Rio de Janeiro- Brasil: s.n., Ago/2006.
[15] GONZALES, Rafael. Diseño del sistema de puesta a tierra y de apantallamiento por
cable de guarda para el sistema eléctrico de subtransmisión Guri -Tocoma. USB Caracas: s.n., 2005.
[16] LA GRANJA, SGD La. Catalogo Aisladores de Vidrio. Segovia- España: s.n.
[17] EDELCA. Pagina web de EDELCA. [En línea] [Citado el: 23 de 11 de 2008.] http://www.edelca.com.ve/quienes/index.htm.
[18] MC DONAL, Jhon D. Electric Power Substations Engineering. Boca Ratón, Florida: s.n., 2001.
[19] COVENIN. 3113 Seguridad en el Mantenimiento de Subestaciones Eléctricas. 1994.
[20] CADAFE. NS-P 240. Especificaciones Técnicas para Barrajes y Conductores Desnud
81
APENDICES Y ANEXOS
82
APENDICE A. Plano del Diagrama Unifilar general de la S/E Yaracuy
83
84
85
Apéndice B. Red de Transmisión Troncal del Sistema Interconectado Nacional
86
Apéndice C Planos de Disposición de Equipos
87
ANEXOS
88
Calculo de Sección min. de conductor y voltajes de toque y paso tolerables
Sf(%) 0,48
Df 1,026
If (A) 40000
X/R 10
Ig (A) 19200
Seleccion del conductor
Variables
Icc(KA) 40
%I 60
Imalla (kA) 24,624
Tf(s) 0,5
Sección min del conductor (mm2)
Tcap(J/cm3*°C) 3,42
81,8356499 Corresponde a AWG 4/0
Tm(°C) 450
Ta(°C) 40
αr (1/°C) 0,00381
0,05042909 ρr(μΩ*cm) 1,78
Ko 242
Voltaje de toque y paso para cada superficie
Piedra picada
tf(s) Estep (V) Et(V)
ρ1 558 Cs
0,5 3208,98 968,77
ρs 3000 0,74737931
hs 0,1
Concreto
tf(s) Estep (V) Et(V)
ρ1 558 Cs
0,5 2504,54 792,66
ρs 1800 0,951860465
hs 0,6
Asfalto
tf(s) Estep (V) Et(V)
ρ1 558 Cs
0,5 8621,89 2322,00
ρs 10000 0,630530435
hs 0,07
89
Cálculo de la Malla de Puesta a Tierra S/E La Arenosa 765kV
CALCULO DE RESISTENCIA DE LA MALLA
ρa
(Ω∙m) 558 Lx(m) 390,6 Ly(m) 211,2 A(m2) 82494,72
Rg(Ω) 0,884 Lt(m) 30000
h(m) 0,5
IG(A) 19699,2
GPR (V) 17415,6
CALCULO DE VOLTAJE DE TOQUE MAXIMO EN LA MALLA
nr 0 Lr(m) 0
Determinación de Km
D(m) 2 Eje 58 d(m) 0,00862
Km 0,212
Kh 1,225 Lp 1203,6
Em(V) 636,612
n 51,0239 por ser malla rectangular
Kii 0,834181 por no tener jabalinas Ki 8,195537
CALCULO DE VOLTAJE DE PASO MAXIMO EN LA MALLA
ks 0,604
Es(v) 2418,32471
Piedra picada
Estep (V) Et(V)
Indica que el diseno de la malla es adecuado
3208,56997 968,66614
Em<Et Es<Estep
90
91
92
Tension nominal de servicio 765kV Zona 1 Patio 765kV Altura de portico 40 mDatos para calcular el Radio Corona
Descripcion Unidad Variable valor long. Vano I(m) Flecha M ax(m) @85°C Hmax (m) Hav (m) calcTipo de conductor ACAR 1300 M CM 106,5 5,3 38 34,467
seccion del conductor mm2 658,71 long. Vano II(m) Flecha M ax(m) @85°C Hmax (m) Hav (m) calcRadio de subconductor (Calcualda) mm r 14,480 48,5 1,9 39 37,733
Radio de subconductor m r 0,0145 long. Vano III(m) Flecha M ax(m) @85°C Hmax (m) Hav (m) calcN. de conductores por fase 4 97,5 4,8 38,5 35,3
Rc'=Ro+RcLong de separacion del haz m l 0,45Radio del Haz (Calculada) m Ro 0,2078
Aisladores Unidad VariableLong Cadena m w 6
Tension critica de flameo (Calculada) kV CFO 3299,4Gradiente de corona limite kV/m Eo 1500
Notese que las alturas son similares por lo tanto basta con realizar el calculo para el conductor mas alto Hav 37,73
Flecha M ax(m) @85°C Hmax (m) Hav (m) calc
1,9 39 37,733Solucion de Rc aplicando del M etodo Newton Raphson
Solucion Inicial Rc(0) (m) Calc 0,395928F(Rc)=Rc*Ln(2Hav/Rc)-CFO/EoF'(Rc)=Ln(2Hav/Rc)-1 Rcn=(Rcn-1)-F(Rcn-1)/F'(Rcn-1)
Rco 0,395928 F(Rc0) -0,120893287 F'(Rco) 4,25021396 E 0,067026204 E% 6,702620388Iteracion 1 Rc1 0,42437205 F(Rc1) -0,039421402 F'(Rc1) 4,090294263 E 0,022206389 E% 2,220638858Iteracion 2 Rc2 0,43400984 F(Rc2) -0,000108621 F'(Rc2) 4,067837601 E 6,15213E-05 E% 0,006152126Iteracion 3 Rc3 0,43403654 F(Rc3) -8,21419E-10 F'(Rc3) 4,067776078 E 4,65245E-10 E% 4,65245E-08Iteracion 4 Rc4 0,43403654
RC 0,434036541Ro 0,20784092
radio de la corona Rc'=Ro+Rc 0,641877461
Zo= 312,5940424
Corriente de retorno IC(kA) 21,82754076Radio de la esfera Sm(m) 59,35305969Altura efectiva H e(m) 6,496785752
2dmax(m) 89,02958954
Figura 27Dimens io nes de lo s P o rtico s en pa tio de 765kV.( Dis tanc ias en mm)
Altura del castillete(m) 8
C alculo de A pantallamiento po r C able de Guarda Z o na 1 P at io 765kV S/ E Yaracuy
El diseno de apantallamiento es adecuado
long. Vano II(m)
48,5
93
Zona 2 Patio 230kV Altura de portico 21 m
Datos para calcular el Radio Corona
Descripcion Unidad Variable valor Hav (m) calc
Tipo de conductor AAC 4000 MCM 20,000
seccion del conductor mm2 2026,8Radio de subconductor (Calcualda) mm r 25,400 Solucion Inicial Rc(0) (m) Calc 0,12339756
Radio de subconductor m r 0,0254 F(Rc)=Rc*Ln(2Hav/Rc)-CFO/Eo
N. de conductores por fase 2 F'(Rc)=Ln(2Hav/Rc)-1 Rcn=(Rcn-1)-F(Rcn-1)/F'(Rcn-1)
Long de separacion del haz m l 0,45 Solucion Inicial Rc(0) (m) Calc Rco 0,12339756 F(Rc0) 0,027846861 F'(Rco) 4,781223395 E 0,049537 E% 4,953684279
Radio del Haz (Calculada) m Ro 0,1069 Iteracion 1 Rc1 0,117573348 F(Rc1) -0,000139663 F'(Rc1) 4,82957236 E 0,000245899 E% 0,024589878
Iteracion 2 Rc2 0,117602266 F(Rc2) -3,55606E-09 F'(Rc2) 4,829326431 E 6,26134E-09 E% 6,26134E-07
Iteracion 3 Rc3 0,117602267 F(Rc3) 0 F'(Rc3) 4,829326424 E 0 E% 0
Aisladores Unidad Variable Iteracion 4 Rc4 0,117602267
Long Cadena m w 1,87
Tension critica de flameo (Calculada) kV CFO 1028,313 RC 0,117602267
Gradiente de corona limite kV/m Eo 1500 Ro 0,106910721
Rc'=Ro+Rc 0,224512988
Zo(ohm)= 332,4760308
Corriente de retorno IC(kA) 6,396104041
Radio de la esfera Sm(m) 26,72606834
Altura efectiva He(m) 1,941340604 Altura del castillete(m) 5
2dmax(m) 40,08910252 El diseno de apantallamiento es adecuado
Solucion de Rc aplicando del Metodo Newton Raphson
radio de la corona
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ANEXO Nº 2.0
GUÍA PARA LA SELECCIÓN DE AISLADORES CON RESPECTO A LAS CONDICIONES DE
CONTAMINACIÓN (NORMA IEC 815)
Nivel de Contaminación Descripción del Ambiente
Distancia de fuga Nominal mínima
(mm/kV-)
Ligero Nivel I
- Areas sin industrias y con baja densidad de casas equipadas con calefacción.
- Areas con baja densidad de industrias o casas pero sujetas a frecuentes vientos o lluvia.
- Áreas agrícolas - Áreas montañosas
Todas las áreas situadas de 10 km a 20 km del mar y no expuestas a vientos directos provenientes del mar.
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Medio Nivel II
- Areas con industrias que no producen humo contaminante y/o con densidad moderada de casas equipadas con calefacción.
- Areas con alta densidad de casas pero sujetas a frecuentes vientos y/o lluvia.
- Áreas expuestas a vientos del mar pero no cercanas a la costa (al menos varios kilómetros de distancia).
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Alto
Nivel III
- Areas con alta densidad de industrias y suburbios de grandes ciudades con alta densidad de casas con calefacción que generen contaminación.
- Áreas cercanas al mar o expuestas a vientos relativamente fuertes procedentes del mar.
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Muy Alto Nivel IV
- Areas generalmente de extensión moderada, sujetas a contaminantes conductivos, y humo industrial, que produzca depósitos espesos de contaminantes.
- Areas de extensión moderada, muy cercanas a la costa y expuestas a rocío del mar, o a vientos muy fuertes con contaminación procedentes del mar.
- Áreas desérticas, caracterizadas por falta de lluvia durante largos períodos, expuesta a fuertes vientos que transporten arena y sal, y sujetas a condensación con regularidad.
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Notas :
1. En áreas con contaminación muy ligera, se puede especificar una distancia de fuga de 12 mm/kV,
como mínimo y dependiendo de la experiencia de servicio. 2. En el caso de polución excepcional severa, una distancia nominal especifica de fuga de 31 mm/kV no
es adecuado. Dependiendo de la experiencia de servicio y/o de los resultados de prueba de laboratorio, puede usarse un valor más alto de distancia de fuga, pero en algunos casos la viabilidad de lavar o engrasar puede ser considerado.
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a) Una vez elevada , fijadas las cadenas y aterrados los
conductores
b) Se tomará una medida aproximada entre cadenas, para la colocación de las ranas para
su flechado
c) Se dispone nuevamente el sistema de poleas, (1) una en el yugo de las cadenas, (1) una en el centro del portico fase S, (1) una en la parte superior de la columna, y (1) una en la parte inferior o piso, por las cuales pasara una cortina de 5/8"
d) Con un vehículo de tracción (tractor o camión) se procederá
al flechado con topografía, según su tabla.de flechado
e) Teniendo la medida total de la cadena, manguitos y tensores, se marcaran los conductores,
una vez dado el visto bueno por topografía
f) Se llevara al piso los conductores para su corte y
colocación de sus respectivos manguitos con la prensa antes
estipulada.
g) Colocados los manguitos y acoplados a las cadenas, se
colocara el yugo a las mismas para enganchar la polea y su
cortina.
h) Elevando las cadenas con sus conductores se llevara a una distancia aproximada de
0.50 cemtimetros del pórtico, a ser fijada para ser llegada a sitio
con una señorita de 3 (ton) o tirfor
i) Esta elevación de conductores y cadenas se
realizara con un vehículo de tracción (tractor o camión) para
su fijación definitiva.
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INFORME RESISTIVIDAD PROESIA S.A
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