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Universidad Nacional de Ingeniería

Facultad de Electrotecnia y Computación

Monografía para Optar a Título Ingeniero Eléctrico

Título:

Modernización de la Subestación Benjamín Zeledón para la Implementación de un Sistema de Despeje

Inteligente para las Líneas de Distribución.

Autor

Br. Héctor David Cerda Montalván

Tutor

Ing. Ramiro Arcia Lacayo

Managua, Noviembre 2012

i

Dedico esta monografía a mis padres y a

todos los amigos que me ayudaron desde

el inicio para la debida conclusión de este

documento.

ii

Índice ANTECEDENTES ..........................................................................................................................iv

JUSTIFICACION. ........................................................................................................................... v

OBJETIVO GENERAL. ...................................................................................................................vi

Metodología ................................................................................................................................ vii

Capitulo 1 ..................................................................................................................................... 1

Capítulo 2 ..................................................................................................................................... 4

2.1 la ciudad de Masaya ............................................................................................................ 5

2.2 población de la ciudad de Masaya ...................................................................................... 6

2.3 la subestación Benjamín Zeledón y demanda de la ciudad .............................................. 7

2.4 Red eléctrica de la ciudad de Masaya ............................................................................... 10

Capitulo 3 ................................................................................................................................... 12

3.1 Datos generales y antecedentes ...................................................................................... 13

3.2 Cargas instaladas en la subestación. ................................................................................. 16

3.2.1 tablas de cargas de la subestación. ................................................................................ 16

3.2.3 Crecimiento de la población y proyección de las cargas. ........................................... 28

Tabla 3.6 Cargas y su porcentaje de crecimiento ................................................................... 29

3.3 Selección del transformador de potencia ................................................................ 30

3.3.1 tablas de pérdidas ................................................................................................. 32

3.4 Las barras colectoras ......................................................................................................... 43

3.5 Protecciones .................................................................................................................. 50

3.5.1Tipos de relevadores ............................................................................................. 51

3.5.2 Protecciones en la actualidad .................................................................................... 53

3.5.3Sugerencias de equipos nuevos a implementar ......................................................... 54

3.6 Blindaje y para rayos de la subestación ....................................................................... 55

3.6.1 Cálculos de blindaje .................................................................................................... 55

3.6.2 Cálculo de para rayos ................................................................................................ 57

3.7 Distancias de seguridad. ................................................................................................ 60

3.8 Seccionadores, interruptores y transformadores de medición .................................... 63

3.8.1 Definiciones ................................................................................................................ 63

3.8.2Equipos y especiaciones .............................................................................................. 64

3.9 unidad remota y registrador de eventos....................................................................... 72

iii

3.10 Registrador de eventos ................................................................................................... 73

3.11Conclusiones .................................................................................................................... 74

Capítulo 4: .................................................................................................................................. 75

4.1 conceptos básicos del telecontrol en sistemas de distribución de media tención ........... 76

4.1.1 RTU ............................................................................................................................. 77

4.1.2 UMPC ......................................................................................................................... 78

4.2 elementos que conforman el sistema ........................................................................... 81

4.2.1 El CDT ......................................................................................................................... 81

4.2.1 el CDAT o Centro de distribución automático tele controlado .................................. 82

4.3 Interruptores y Re-conectadores aéreos ...................................................................... 86

4.3.1 Re-conectador aéreo tele controlado (RECTEL). ........................................................ 87

4.3.2. Interruptor aéreo tele controlado (INTEL) ................................................................ 88

4.4 Especificaciones de los quipos .......................................................................................... 88

4.4.1Interruptores de media tensión PM6 S2D .................................................................. 88

4.4.2 re-conectador NOVA 27 kV ..................................................................................... 89

4.4.3 Equipos de comunicación ........................................................................................... 90

4.5 Puntos de implementación del sistema en la ciudad de Masaya ..................................... 93

4.5.1 Importancia del circuito L 30-40 ................................................................................ 94

4.5.2Ubicación de las industrias en la ciudad de Masaya ................................................... 94

4.5.3 Limitantes ................................................................................................................... 95

4.5.4 instalación de los interruptores y re-conectadores ................................................... 96

4.5.5 simulación con SKM power tools ............................................................................... 98

Conclusiones ........................................................................................................................... 99

Anexos ...................................................................................................................................... 101

Bibliografía ............................................................................................................................. 108

Glosario..................................................................................................................................... 109

iv

ANTECEDENTES

Dependencia de la energía eléctrica.

Considerando los perjuicios que pueden causar las interrupciones de energía eléctrica

en las cargas podemos clasificarlas en tres categorías:

1. Sensibles.

2. Semi-sensibles.

3. Normales.

Se entiende por carga sensible a aquellas en que una interrupción de alimentación de

energía eléctrica, aunque sea momentánea, puede causar perjuicios graves.

Se consideran cargas semi-sensibles aquellas en que una interrupción de energía

durante corto tiempo, no mayor de 10 minutos, no causa problemas en la producción

o servicios en general.

Finalmente, cargas normales son aquellas en que una interrupción en tiempo largo (de

1 a 5 horas) no causa mayores perjuicios.

La ciudad de Masaya se encuentra energizada por la subestación Benjamín Zeledón la

cual posee dispositivos que se encuentran obsoletos según los estándares actuales,

debido a la antigüedad de estos han perdido fiabilidad ya que los componentes

internos de estos se ha desgastado con el paso del tiempo y su uso.

Actualmente en Nicaragua no existe un sistema que sea capaz de realizar un despeje

en líneas distribución de forma inteligente por ende se dan problemas como:

• Interrupción del flujo energético de forma parcial a los usuarios de primera

categoría.

• Paros y retrasos en la producción de la industria.

• Pérdidas ocasionadas por los paros repentinos y en muchos casos por la propia

generación energética de la industria.

• Daños a equipos pro las fluctuaciones de tención.

v

JUSTIFICACION.

La subestación eléctrica es una instalación que permita el transporte y distribución de

energía eléctrica hacia todos los usuarios conectados a la red. Existen dos tipos de

subestaciones: elevadoras y reductoras.

Las subestaciones elevadoras llevan la tensión desde los 6kV, 13.8kV, 15kV y 23kV

hasta 69kV, 85kV, 138kV y 230kV antes de entregar la energía a la red de transporte,

las subestaciones reductoras reducen el nivel de tensión hasta valores que oscilan

habitualmente entre 13.8, 15, 20, 45 ó 69 kV y entregan la energía a la red de

distribución.

En este trabajo se plantea la modernización de la subestación benjamín Zeledón de la

ciudad de Masaya ya que esta data desde los años 70 lo que se traduce en

componentes antiguos y desgatados por el tiempo y los cuales en la mayoría de los

casos ya superaron su vida útil, por ende estos equipos ya no cumplen con las normas

y estándares de calidad actuales.

La antigüedad de estos equipos no nos permite la instalación de sistemas que nos

permitan garantizar un flujo continuo del servicio, el cual es indispensable para los

usuarios de primera categoría los cuales requieren que este servicio sea continuo

durante las 24 horas del día.

Con la modernización de la subestación se lograría la instalación de un sistema de

telecontrol basado en sistemas GSM y RTC el cual nos permitiría monitorear,

manipular y despejar las distintas fallas que pueden afectar al sistema de distribución y

los usuarios que esta afecte, con lo cual se lograría incrementar la confiabilidad del

servicio eléctrico, garantizar el flujo continuo de energía en el circuito L3050 el cual

alimenta las principales industrias de la ciudad de Masaya incrementando su nivel de

confiabilidad en el suministro de energía.

vi

OBJETIVO GENERAL.

Modernizar la subestación Benjamín Zeledón para la implementación de un

sistema inteligente de despeje mediante la utilización de tecnología GSM y RTC.

OBJETIVO ESPECIFICO.

� Analizar la vulnerabilidad del sistema de distribución de Masaya para la

implantación de este sistema de despeje.

� Desarrollar un sistema que permita mejorar la calidad del servicio brindado a

los grandes consumidores.

� Determinar factores que dificultan la implementación de este sistema en las

cargas conectadas al circuito L3040 de Masaya.

� Incrementar la confiabilidad del servicio eléctrico vía la modernización de la

subestación

vii

Metodología

Debido a que esta investigación es de carácter investigativo no se incluye pruebas

físicas o de laboratorio pero si se hará una simulación 3D, sobre el funcionamiento de

los equipos en las distintas condiciones que se presenten.

1

Capitulo1

Introducción

Capítulo 1: Introducción

2

En la actualidad con el crecimiento de la demandad energía eléctrica se hace más

evidente la dependencia que la sociedad tiene por este servicio, esto conlleva a la

necesidad de desarrollar un sistemas eléctricos de potencia más inteligentes y

confiables, que garantiesen el servicio energético a cada uno de los usuarios sin

importar las dificultades que se presenten.

Podemos definir un sistema eléctrico de potencia (SEP) como el conjunto de centrales

generadoras, de líneas de transmisión interconectadas entre sí y de sistemas de

distribución esenciales para el consumo de energía eléctrica. El cual esta formador por

tres partes principales: generación, transmisión y distribución.

Generación: es el subsistema principal por el cual funciona un sistema eléctrico de

potencia se define como la el lugar donde se produce la energía eléctrica por medio

de centrales generadoras que representan el centro de la producción.En régimen

normal, todas las unidades generadoras del sistema se encuentran en " sincronismo ",

es decir, mantienen ángulos de cargas constantes. En este régimen, la frecuencia debe

ser nominal (60 Hz.) o muy cercana a ésta. Los voltajes de generación varían de 2.4 a

24 kV. , dependiendo del tipo de central.

Transmisión:son los elementos encargados de transmitir la energía eléctrica, desde

los centros de generación a los centros de consumo, a través de distintas etapas de

transformación de voltaje; las cuales también se interconectan con el sistema eléctrico

de potencia. Los voltajes de transmisión utilizadas en este país son: 115, 230 y 400 kV.

Subestaciones eléctricas: las subestaciones eléctricas desempeñan un papel muy

importante en un sistema electico de potencia ya que en función a su diseño son las

encargadas en interconectar líneas de transmisión de distintas centrales generadoras,

transformar los niveles de voltajes para su transmisión o consumo. Durante el

desarrollo de esta monografía se desataca el diseño de las subestaciones eléctricas de

acuerdo a crecimiento de la ciudad de Masaya y como esta puede adaptar a las

necesidades e la ciudad.

Capítulo 1: Introducción

3

Sistema de distribución: es el último eslabón del sistema pero no el menos

importante ya que permite la debida distribución de la energía eléctrica a cada uno de

los usuarios que requieren del servicio de energía, uno de los enfoques de esta

monografía es la implantación de un sistema inteligente para la realización de

despejes en casos de fallas ya sea en el mismo sistema de distribución o en la

subestación eléctrica, un sistema de distribución se define como el conjunto de

instalaciones encargadas de entregar la energía eléctrica a los usuarios a los niveles de

tensión normalizados y en las condiciones de seguridad exigidas por los reglamentos.

En la fig. 1.1 se resumen las instalaciones que conforman un sistema eléctrico de

potencia

Figura.1.1 esquema de un sistema eléctrico de potencia

4

Capítulo2Generalidades

Capítulo 2: Generalidades

5

En este capítulo se destacaran algunos rasgos generales la ciudad de Masaya, haciendo

énfasis especial en el las condiciones de los sistemas de distribución, la demanda

energética y el crecimiento de esta. Además se expondrá la problemática que existe

con el circuito L30-40 y la importancia que este tiene en la ciudad de Masaya.

2.1 la ciudad de Masaya La ciudad de Masaya. Municipio y cabeza departamental del departamento

deMasaya en Nicaragua, tiene una población de 117.523 hab. (2000) y ocupa una

superficie de 142,6 km² con una densidad poblacional de 857 hab. /km², yse

encuentra ubicada a 28 Km de Managua.

Figura 2.1, mapa genera de la ciudad de Masaya

Sus coordenadas son 11° 58'latitud norte y 86° 05' longitud oeste. Limita Al norte con

el municipio de Tipitapa, Al sur con los municipios de, Catarina y Niquinohomo, Al este

con los municipios de Tisma y Granada. Al oeste con los municipios de Nandasmo,

Nindirí y la Laguna de MASAYA.

El municipio de MASAYA se asienta en la parte noreste del departamento, y porel

número de habitantes y extensión territorial le corresponde el primer lugar de

importancia entre los demás municipios del departamento.


6

Figura 2.1, ubicación de la ciudad de Masaya en el departamento de Masaya

2.2 población de la ciudad de Masaya Masaya está catalogada como una ciudad pequeña, sin embargo su densidad

poblacional es una de las más grandes del país, en sus áreas de mayor densidad está

comprendida entre los 330 y 480 habitantes por Km2 y en las zonas de menor

densidad esta se encuentra entre los 180 y 330 habitantes por Km2.

La población de la ciudad según las últimas estadísticas indican que cuenta con 217

mil habitantes esto según datos de 2010. Se encuentra en un constante crecimiento lo

cual se puede apreciar en estadísticas realizadas por el SINAPRED en el año 2005.

Tabla 2.1 Hipótesis de Crecimiento Poblacional Total

Esto indica un rápido crecimiento de la población que es el 14% y el 13% cada 5 años,

además es un indicador de la creciente demanda de energía proyectadapor la ciudad

de Masaya en los próximos 20 años.


7

2.3 la subestación Benjamín Zeledón y demanda de la ciudad En la actualidad la ciudad de Masaya es abastecida por la subestación Benjamín

Zeledón, la cual se encuentra en el Km 30 de la carretera Masaya granada, es

alimentada desde dos puntos diferentes uno de estos es la subestación Masaya la cual

es la interconexión con el SIEPAC (Sistema de Interconexión Eléctrica de los Países de

América Central) y la cual solo se encuentra a 3Km de distancia, también es alimentada

por las generadoras Che Guevara las cuales solo se encuentra a 4 Km al Norte, cabe

destacar que las plantas che Guevara solo abastecen en horas pico y no son una

fuente constante de energía para la ciudad de Masaya.

Figura. 2.2 ubicación de la subestación Benjamín Zeledón, Masaya y planta che Guevara

La subestación fue construida en 1958 y esta posee un transformador de 25 Mva el

cual según datos de placa data de 1978, originalmente la subestación estaba diseñada

para abastecer la creciente carga en los próximos 30 años pero un cambio en la

distribución de los circuitos hizo que la carga bajara y esta quedara en sub-

dimensionada y no llegase ser utilizada a todo su potencial.

Actualmente la subestación solo es utilizada a un 68% de su potencia nominal ya que

la máxima carga registrada es de 17 MVa en entre los meses de noviembre –enero,

cabe destacar que debido a la antigüedad del transformador y de los equipos de la

subestación esta presenta muchas fallas y desperfectos en su funcionamiento, estos

serán mencionados con más detalle con forme se vaya desarrollando la monografía.


8

La subestación cuenta con 5 circuitos y cada uno tiene cargas de diferente categoría e

importancia en la ciudad de Masaya, los circuitos son los sig.

• L3040 carretera a granada las flores pacaya

• L3020 Masaya

• L3030 INCA

• L3040 Carretera Tipitapa ,Carretera Managua, Tisma

• L3050 barrio héroes y mártires, el hospital

Estos son cada uno de los circuitos que alimenta la ciudad de Masaya gran parte del

departamento de Masaya.

Tabla 2.2 cargas máximas, mínimas y promedio de cada uno de los circuitos

En la tabla 2.2 se resumen las cargas máximas, mínimas y promedio que se dan en

cada uno de los circuitos que esta posee en el capítulo 2 se dará un estudio más

exhaustivo del comportamiento de las potencias en cada uno de los circuitos de

subestación.

Otros datos a tomar en cuenta es 3l diagrama unifilar de la subestación, ya que en este

se refleja los puntos de alimentación y los transformadores, circuitos, protecciones y

barras que esta posee.

En la fig. 2.3 se muestra el diagrama unifilar de la subestación Benjamín Zeledón en la

cual se puede apreciar con más detalle cada uno de los componentes que conforman a

esta.

L3010 L3020 L3030 L3040 L3050

Max 4.40 4.70 0.70 5.60 4.00

Min 1.80 1.60 0.10 3.00 2.30

promedio 2.85 2.88 0.35 4.60 3.01


9

Figura. 2.3 diagrama unifilar de la subestación Benjamín Zeledón

Cabe mencionar que este es no es el diagrama actual de la subestación ya que hace

algunos meses se sacó de servicio el transformador de 40 Mva que era utilizado para

sub-transmisión y alimentaba la ticuantepe y a la subestación de ENACALque se

encuentra en la carretera a Masaya. Estos pasaron a ser abastecidas por otras

subestaciones cercanas y el circuito L3048 dejo de existir.


10

2.4 Red eléctrica de la ciudad de Masaya La red de distribución en esta dividida en 5 circuitos los cuales alimenta diferentes

sectores de la ciudad sus alrededores y comunidades aledañas. La tenciones en cada

uno de estos circuitos de 13.8Kv, de los cuales el que mayor carga suministra es el

circuito L3040 el cual en su punto máximo suministra 5.6 Mva.

El circuito 3010: este circuito suministra 4.40 Mva en su máximo punto de consumo y

en su mínimo este pasa a 1.8Mva, este circuito abastece la carretera a granada y

algunas de las comunidades aledañas que se encuentran en esta

Circuito 3020: este circuito en su punto de máxima demanda suministra 4.7Mva y

1.6Mva en el punto de mínima demanda este circuito goza de un mayor grado de

importancia ya que este alimenta el lado norte de la ciudad de Masaya, después del

circuito L3040 es el que mas energía suministra a la ciudad de Masaya.

Circuito L3030 este es el circuito que muestra el menor consumo ya que en su punto

de máximo demanda es de 0.7Mva y en su punto de mínima demanda es de 0.1 Mva,

la razón por la que este circuito no presenta un gran consumo es que este solo

suministra energía a la empresa INCASA la cual es una industria dedicada a la

fabricación de alambres.

Circuito L3040 se podría decir que este es el circuito más importante de la ciudad no

solo porque es el que mayor demanda presenta sino también porque alimenta las

principales industrias de la ciudad de Masaya las cuales están ubicadas en la carretera

a Masaya, el máximo de demanda de este circuito es de 5.6Mva y el punto de menor

demanda es de 3Mva,el circuito alimenta todo lo que es la carretera Managua hasta el

Km 17 además de eso alimenta gran parte de la carretera a Tipitapa y toda la ciudad de

Nindirí.

Circuito L3050 este circuito alimenta la parte sur de la ciudad de Masaya y su carga de

mayor importancia es el hospital DR Humberto Alvarado, en su punto de máxima

demanda este percibe un consumo de 4Mva y en su punto de menor demanda se

percibe un consumo de 3Mva, aunque no es uno de los que presente un gran consumo

pero si es uno de los que mayor área cubre en la ciudad de Masaya.


11

En el la imagen 2.4 se muestran cada uno de los circuitos de la ciudad de Masaya y el

área que cada uno de estos cubre en la ciudad y sus alrededores.

Fig. 2.4 mapa de la ciudad de Masaya que muestra cada uno de los circuitos

12

Capitulo3

Modernización de la

Subestación

Capítulo 3: Modernización de la Subestación

13

La subestación eléctrica es la instalación que nos permite establecer los niveles de

tención adecuados para la debida distribución o transporte de la energía para cada

uno de los diversos usuarios que la requieren.

se puede hablar de subestaciones eléctricas elevadoras, situadas en las inmediaciones

de las centrales generadoras de energía eléctrica, cuya función es elevar el nivel de

tensión, hasta 132, 220 o incluso 400 kV, antes de entregar la energía a la red de

transporte. Las subestaciones eléctricas reductoras, reducen el nivel de tensión hasta

valores que oscilan, habitualmente entre 13,2, 15, 20, 45 ó 66 kV y entregan la energía

a la red de distribución. Posteriormente, los centros de transformación reducen los

niveles de tensión hasta valores comerciales baja tensión) aptos para el consumo

doméstico e industrial.

La subestación Benjamín Zeledón de Masaya es del tipo reductora su función

principal es abastecer a toca la ciudad de Masaya y comunidades aledañas. Esta

subestación está funcionando desde la década de los 50 y en ese periodo de tiempo se

le han hecho pocas mejoras, en algunos de los casos siguen funcionando sin el

mantenimiento y las normas de seguridad adecuadas.

En este capítulo se pasara a muestra los cálculos y la selección de los equipos para la

debida modernización de la subestación, tomando las cargas actuales y su posible

comportamiento en los años futuros.

3.1 Datos generales y antecedentes Se podría decir que la subestación Benjamín Zeledón es una de las subestaciones más

antiguas de Nicaragua esto según datos de ENATREL, en la cual hace una comparativa

de cada una de las subestaciones de Nicaragua e indica que esta fue construida en

1958.

Actualmente es abastecida por la subestación Masaya la cual sirve de interconexión

con el SIEPAC (Sistema de Interconexión Eléctrica de los Países de América Central),

además la barra de distribución de baja de la subestación también es abastecida

directamente por la planta Che Guevara ubicada a 4 Km al norte y tienen como

función principal abastecer de energía al sistema en las horas de mayor de manda


14

energética. En la fig. 3.1 se puede apreciar las ubicaciones de cada una de las

instalaciones.

Fig.3.1 ubicación de las instalaciones en la ciudad de Masaya.

Como se mencionaba en el capítulo 2 la subestación cuenta con 5 circuitos , de los

cuales 4 están dedicadas para el abastecimiento de energía de la ciudad de Masaya y

sus alrededores y 1 para abastecer una industria dedicada a la fabricación de

alambres. Estos circuitos son el.

• L30-10 que está dedicado a la distribución de energía a todo lo que es la

carrera a granada y pueblos aledaños.

• L30-20 este está dedicado a abastecer la parte norte de la ciudad de Masaya de

energía.

• 30-30 este es un circuito que esta dedicado solo a abastecer a la INCASA la cual

es una industria que se decida a la fabricación de alambres.

• L30-40 abastece de energía a toda la carretera Masaya-Managua y la carretera

Masaya –Tipitapa.

• L30-50 este esta dedicado abastecer el sur de la ciudad de Masaya y

comunidades aledañas


15

Otros aspectos importantes a destacar de la subestación la antigüedad de la mayoría

de los equipos que en esta se encuentran. Ya que algunos datan de los años 50 , los

más actuales fueron instalados en la década de los 90, uno de estos equipos fue un

registrador de eventos en el año de 1992.

En los años anteriores la subestación Masaya contaba con dos transformadores uno de

distribución de 25 MVA el cual estaba dedicado para todo lo que era la ciudad de

Masaya y sus alrededores, además de un transformador de 40 Mva con el propósito de

sub-trasmisión el cual abastecía a los transformadores de Ticuantepe y a la

subestación de ENACAL ambos ubicados en la carretera a Masaya-Managua.

Sin embargo en la actualidad solo uno de estos transformadores está en

funcionamiento el cual es el de 40Mva ya que las subestaciones de ticuantepe y

ENACAL pasaron a ser abastecidas por otra subestación aledaña y la ciudad de Masaya

en la actualidad es abastecida por el transformador de 40 Mva. El cual es un

transformador que su construcción data de 1973.

La barra de distribución de la subestación también es compartida la planta Che

Guevara la cual como se mencionaba anteriormente abastece de en las horas pico, sin

embargo en caso de que la subestación salga de servicio por una falla esta no puede

actuar para sufragar la demanda de energía de la ciudad de Masaya. Así que en este

punto se ve la necesidad aumentar la confiabilidad de la subestación ya que en caso de

que haya una falla en el transformador toda la ciudad.

En el circuito L30-50 se encuentra conectado el hospital DR Humberto Alvarado el cual

tiene una gran importancia en la ciudad de Masaya sino también a nivel de todo el

departamento de Masaya, en el circuito L30-40 se encuentran las industrias más

importantes de la ciudad y una falla ya sea en el sistema de distribución o en la

subestación ocasionaría perdidas en la producción y perdías por multas a la empresa

distribuidora de energía o a la empresa trasmisora, dependiendo de quien haya tenido

la responsabilidad de la falla


16

3.2 Cargas instaladas en la subestación. Anteriormente se mencionaron los diferentes circuitos que abastece la subestación

Benjamín Zeledón, y una noción de las cargas que se manejan, pero ahora se

mostraran a mayor profundidad el comportamiento de estos en los últimos años.

Por razones protocolarias solo se pudo conseguir las cargas de 3 años y en algunos días

claves del año, a continuación lo que se hizo fue pasar todo los datos a tablas Excel,

para realizar el estudio de las cargas.

Pero antes de poder empezar el estudio de las cargas, hay que determinar las cargas

mas significativas de cada año, ya que se contaba con el registro de carga de los años

2010,2011 y 2012 lo que se hiso fue tomar los valores máximos que se presentaron en

cada uno de los años, ya que son los más representativos de cada hora y de cada

circuito.

Una vez que ya se habían seleccionado las cargas más significativas de cada año se

paso a estudiar el comportamiento de las cargas de cada uno de los circuitos a cada

una de las horas del día, se determinó la carga media, la carga máximas y las cargas

mínimas y con esto se determinó lo sig.

• Obtuvo el valor máximo de su demanda.

• Determino el consumo de energía en un tiempo dado.

• Determinar la variación de la carga durante las distintas horas del día.

A continuación se mostraran una serie de gráficas y tablas en las que se puede apreciar

el comportamiento de las cargas en los distintos años y el comportamiento de estas ya

categorizadas.

3.2.1 tablas de cargas de la subestación. A continuación se muestran una serie de tablas que muestran desde el

comportamiento de las cargas en la subestación en los años 2010,2011 y 2012, además

se muestran las gráficas de comportamiento de las cargas más significativas en las

distintas horas del día.


17

En las siguientes tres tablas se muestran el comportamiento de las cargas instaladas en cada uno de los circuitos de la subestación, durante las

24 horas del día.

Tabla 3.1 cargas 2010

Hora L3010 l3020 L3030 L3040 L3050 TOTAL min med max

01:00 1.7 1.6 0.1 3.1 2.4 8.9 0.1 1.78 3.1

02:00 1.8 1.6 0.3 3.1 2.3 9.1 0.3 1.82 3.1

03:00 1.8 1.7 0.3 3.2 2.3 9.3 0.3 1.86 3.2

04:00 1.9 1.8 0.3 3.2 2.4 9.6 0.3 1.92 3.2

05:00 2.1 2 0.3 3.3 2.6 10.3 0.3 2.06 3.3

06:00 2.2 2.1 0.3 3.3 2.7 10.6 0.3 2.12 3.3

07:00 2.4 1.7 0.5 4.5 2.6 11.7 0.5 2.34 4.5

08:00 2.5 2 0.6 4.6 2.5 12.2 0.6 2.44 4.6

09:00 2.5 2.4 0.5 5.1 2.6 13.1 0.5 2.62 5.1

10:00 2.5 2.4 0.5 5 2.6 13 0.5 2.6 5

11:00 2.6 2.9 0.6 5.1 2.6 13.8 0.6 2.76 5.1

12:00 2.5 3.5 0.6 3.2 3.6 13.4 0.6 2.68 3.6

13:00 2.5 3.8 0.6 4 3.8 14.7 0.6 2.94 4

14:00 2.5 4.6 0.6 4.7 3.6 16 0.6 3.2 4.7

15:00 2.5 4.7 0.5 4.8 3.6 16.1 0.5 3.22 4.8

16:00 2.3 4.6 0.4 4.5 3 14.8 0.4 2.96 4.6

17:00 2.5 4.5 0.5 4.4 3.2 15.1 0.5 3.02 4.5

18:00 2.9 2.9 0.1 4.2 2.6 12.7 0.1 2.54 4.2

19:00 3.7 3.9 0.1 5.5 3.3 16.5 0.1 3.3 5.5

20:00 3.4 3.5 0.1 5.1 3 15.1 0.1 3.02 5.1

21:00 2.8 3.1 0.1 4.5 2.8 13.3 0.1 2.66 4.5

22:00 2.4 3 0.1 4 2.4 11.9 0.1 2.38 4

23:00 1.8 2.2 0.1 3.4 2.6 10.1 0.1 2.02 3.4

00:00 1.8 2 0.1 3 2.5 9.4 0.1 1.88 3

min 1.7 1.6 0.1 3 2.3

med 2.4 2.85416667 0.34166667 4.11666667 2.81666667

max 3.7 4.7 0.6 5.5 3.8

CARGAS 2010

potencias S*100kvA


18

Tabla 3.2 cargas del año 2011

Hora L3010 l3020 L3030 L3040 L3050 TOTAL min med max

01:00 1.7 1.6 0.1 3.1 2.4 8.9 0.1 1.78 3.1

02:00 1.8 1.6 0.3 3.1 2.3 9.1 0.3 1.82 3.1

03:00 1.8 1.7 0.3 3.2 2.3 9.3 0.3 1.86 3.2

04:00 1.9 1.8 0.3 3.2 2.4 9.6 0.3 1.92 3.2

05:00 2.1 2 0.3 3.3 2.6 10.3 0.3 2.06 3.3

06:00 2.2 2.1 0.3 3.3 2.7 10.6 0.3 2.12 3.3

07:00 2.1 1.4 0.3 3.7 2 9.5 0.3 1.9 3.7

08:00 3.2 1.9 0.2 5 2.5 12.8 0.2 2.56 5

09:00 3.1 2.1 0.3 5.1 2.6 13.2 0.3 2.64 5.1

10:00 3.2 2.3 0.3 5.2 2.8 13.8 0.3 2.76 5.2

11:00 3.2 2.4 0.3 5.4 3 14.3 0.3 2.86 5.4

12:00 2.7 2.3 0.7 3.3 2.8 11.8 0.7 2.36 3.3

13:00 3 2.2 0.2 4.8 2.8 13 0.2 2.6 4.8

14:00 3.2 2.2 0.2 4.9 2.6 13.1 0.2 2.62 4.9

15:00 3.1 2.1 0.6 4.7 2.5 13 0.6 2.6 4.7

16:00 2.1 2.1 0.5 4.6 2.6 11.9 0.5 2.38 4.6

17:00 2.2 2.1 0.5 4.4 2.5 11.7 0.5 2.34 4.4

18:00 3.7 3.2 0.1 5.1 3.3 15.4 0.1 3.08 5.1

19:00 3.7 3.1 0.1 5 3.9 15.8 0.1 3.16 5

20:00 3.1 2.9 0.1 4.7 3.5 14.3 0.1 2.86 4.7

21:00 2.8 2.6 0.1 4 3 12.5 0.1 2.5 4

22:00 2.1 2.3 0.1 3.4 2.3 10.2 0.1 2.04 3.4

23:00 2 2 0.1 3 2 9.1 0.1 1.82 3

00:00 1.6 1.5 0.1 2.7 1.9 7.8 0.1 1.56 2.7

min 1.6 1.4 0.1 2.7 1.9

med 2.56666667 2.14583333 0.26666667 4.09166667 2.6375

max 3.7 3.2 0.7 5.4 3.9

CARGAS 2011

potencias S*100kvA


19

Tabla 3.3 cargas del año 2012

Hora L3010 l3020 L3030 L3040 L3050 total min med max

01:00 1.8 1.6 0.1 3.3 2.4 9.2 0.1 1.84 3.3

02:00 1.7 1.6 0.1 3.2 2.2 8.8 0.1 1.76 3.2

03:00 1.7 1.5 0.1 3.2 2 8.5 0.1 1.7 3.2

04:00 2 1.6 0.1 3.4 2.4 9.5 0.1 1.9 3.4

05:00 2.2 1.7 0.1 3.6 2.7 10.3 0.1 2.06 3.6

06:00 2.3 1.7 0.1 3.8 2.7 10.6 0.1 2.12 3.8

07:00 2.5 1.8 0.1 3.9 2.8 11.1 0.1 2.22 3.9

08:00 3.1 2.1 0.2 5 2.8 13.2 0.2 2.64 5

09:00 3.2 2.1 0.2 5.2 2.7 13.4 0.2 2.68 5.2

10:00 3.3 2.4 0.2 5.4 2.7 14 0.2 2.8 5.4

11:00 3.3 2.5 0.2 5.6 2.4 14 0.2 2.8 5.6

12:00 2.9 2.3 0.1 5.3 3 13.6 0.1 2.72 5.3

13:00 3 2.5 0.1 5.5 3.1 14.2 0.1 2.84 5.5

14:00 3.4 2.8 0.2 5.6 3.1 15.1 0.2 3.02 5.6

15:00 3.3 2.8 0.2 5.5 3.1 14.9 0.2 2.98 5.5

16:00 3.2 2.8 0.2 5.4 3.1 14.7 0.2 2.94 5.4

17:00 3.3 2.6 0.2 4.9 3.4 14.4 0.2 2.88 4.9

18:00 4 2.8 0.1 4.5 4 15.4 0.1 3.08 4.5

19:00 4.4 3.3 0.1 5.5 3.8 17.1 0.1 3.42 5.5

20:00 3.8 3.1 0.1 5 3.5 15.5 0.1 3.1 5

21:00 3.1 3 0.1 4.8 3 14 0.1 2.8 4.8

22:00 2.8 2.5 0.1 4.5 2.8 12.7 0.1 2.54 4.5

23:00 2 2 0.1 4 2.3 10.4 0.1 2.08 4

00:00 1.8 1.8 0.1 3 2 8.7 0.1 1.74 3

min 1.7 1.5 0.1 3 2

med 2.8375 2.2875 0.13333333 4.54583333 2.83333333

max 4.4 3.3 0.2 5.6 4

CARGAS 2012

potencias S*100kvA


20

Una vez que tenemos las cargas de cada año se procede tomar las más significativas en cada uno de los circuitos de cada año y los resultados

se muestran en la sig. Tabla

Tabla 3.4 cargas de la subestación Benjamín Zeledón

horas L30-10 L30-20 L30-30 L30-40 L30-50 Ʃ min med max

01:00 1.8 1.6 0.1 3.3 2.4 9.2 0.1 1.84 3.3

02:00 1.8 1.6 0.3 3.2 2.3 9.2 0.3 1.84 3.2

03:00 1.8 1.7 0.3 3.2 2.3 9.3 0.3 1.86 3.2

04:00 2 1.8 0.3 3.4 2.4 9.9 0.3 1.98 3.4

05:00 2.2 2 0.3 3.6 2.7 10.8 0.3 2.16 3.6

06:00 2.3 2.1 0.3 3.8 2.7 11.2 0.3 2.24 3.8

07:00 2.5 1.8 0.5 4.5 2.8 12.1 0.5 2.42 4.5

08:00 3.2 2.1 0.6 5 2.8 13.7 0.6 2.74 5

09:00 3.2 2.4 0.5 5.2 2.7 14 0.5 2.8 5.2

10:00 3.3 2.4 0.5 5.4 2.8 14.4 0.5 2.88 5.4

11:00 3.3 2.9 0.6 5.6 3 15.4 0.6 3.08 5.6

12:00 2.9 3.5 0.7 5.3 3.6 16 0.7 3.2 5.3

13:00 3 3.8 0.6 5.5 3.8 16.7 0.6 3.34 5.5

14:00 3.4 4.6 0.6 5.6 3.6 17.8 0.6 3.56 5.6

15:00 3.3 4.7 0.6 5.5 3.6 17.7 0.6 3.54 5.5

16:00 3.2 4.6 0.5 5.4 3.1 16.8 0.5 3.36 5.4

17:00 3.3 4.5 0.5 4.9 3.4 16.6 0.5 3.32 4.9

18:00 4 3.2 0.1 5.1 4 16.4 0.1 3.28 5.1

19:00 4.4 3.9 0.1 5.5 3.9 17.8 0.1 3.56 5.5

20:00 3.8 3.5 0.1 5.1 3.5 16 0.1 3.2 5.1

21:00 3.1 3.1 0.1 4.8 3 14.1 0.1 2.82 4.8

22:00 2.8 3 0.1 4.5 2.8 13.2 0.1 2.64 4.5

23:00 2 2.2 0.1 4 2.6 10.9 0.1 2.18 4

00:00 1.8 2 0.1 3 2.5 9.4 0.1 1.88 3

min 1.8 1.6 0.1 3 2.3

med 2.85 2.875 0.35416667 4.6 3.0125

max 4.4 4.7 0.7 5.6 4

cargas por circuito de la subestacion Benjamin Zeledon

potencias S*100kvA


21

Gráfica 3.1 comportamiento de las cargas del circuito L30-10

cargas L30-10 horas 01:00 02:00 03:00 04:00 05:00 06:00 07:00 08:00 09:00 10:00 11:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00 00:00

L30-10 1.8 1.8 1.8 2 2.2 2.3 2.5 3.2 3.2 3.3 3.3 2.9 3 3.4 3.3 3.2 3.3 4 4.4 3.8 3.1 2.8 2 1.8min 1.8

med 2.85

max 4.4

0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

3.5

4

4.5

5

01

:00

02

:00

03

:00

04

:00

05

:00

06

:00

07

:00

08

:00

09

:00

10

:00

11

:00

12

:00

13

:00

14

:00

15

:00

16

:00

17

:00

18

:00

19

:00

20

:00

21

:00

22

:00

23

:00

00

:00

Po

ten

cia

KV

A *

10

0

Horas

L30-10

L30-10

min

med

max


22


0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

3.5

4

4.5

5

01

:00

02

:00

03

:00

04

:00

05

:00

06

:00

07

:00

08

:00

09

:00

10

:00

11

:00

12

:00

13

:00

14

:00

15

:00

16

:00

17

:00

18

:00

19

:00

20

:00

21

:00

22

:00

23

:00

00

:00

Po

ten

cia

KV

A *

10

0

Horas

L30-20

L30-20minmedmax

cargas L30-20 horas 01:00 02:00 03:00 04:00 05:00 06:00 07:00 08:00 09:00 10:00 11:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00 00:00

L30-20 1.6 1.6 1.7 1.8 2 2.1 1.8 2.1 2.4 2.4 2.9 3.5 3.8 4.6 4.7 4.6 4.5 3.2 3.9 3.5 3.1 3 2.2 2min 1.6

med 2.88

max 4.7


23

Gráfica 3.3 comportamiento de las cargas del circuito 30-30

0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

01

:00

02

:00

03

:00

04

:00

05

:00

06

:00

07

:00

08

:00

09

:00

10

:00

11

:00

12

:00

13

:00

14

:00

15

:00

16

:00

17

:00

18

:00

19

:00

20

:00

21

:00

22

:00

23

:00

00

:00

Po

ten

cia

KV

A *

10

0

horas

30-30

L30-30

min

med

max

cargas L30-30 horas 01:00 02:00 03:00 04:00 05:00 06:00 07:00 08:00 09:00 10:00 11:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00 00:00

L30-30 0.1 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.5 0.6 0.5 0.5 0.6 0.7 0.6 0.6 0.6 0.5 0.5 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1min 0.1

med 0.35417

max 0.7


24


0

1

2

3

4

5

6

01

:00

02

:00

03

:00

04

:00

05

:00

06

:00

07

:00

08

:00

09

:00

10

:00

11

:00

12

:00

13

:00

14

:00

15

:00

16

:00

17

:00

18

:00

19

:00

20

:00

21

:00

22

:00

23

:00

00

:00

Po

ten

cia

KV

A *

10

0

Horas

L30-40

L30-40

min

med

max

caragas L30-40 horas 01:00 02:00 03:00 04:00 05:00 06:00 07:00 08:00 09:00 10:00 11:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00 00:00

L30-40 3.3 3.2 3.2 3.4 3.6 3.8 4.5 5 5.2 5.4 5.6 5.3 5.5 5.6 5.5 5.4 4.9 5.1 5.5 5.1 4.8 4.5 4 3min 3

med 4.6

max 5.6


25


0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

3.5

4

4.5

01

:00

02

:00

03

:00

04

:00

05

:00

06

:00

07

:00

08

:00

09

:00

10

:00

11

:00

12

:00

13

:00

14

:00

15

:00

16

:00

17

:00

18

:00

19

:00

20

:00

21

:00

22

:00

23

:00

00

:00

Po

ten

cia

KV

A *

10

0

Horas

L30-50

L30-50

min

med

max

cargas L30-50 horas 01:00 02:00 03:00 04:00 05:00 06:00 07:00 08:00 09:00 10:00 11:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00 00:00

L30-50 2.4 2.3 2.3 2.4 2.7 2.7 2.8 2.8 2.7 2.8 3 3.6 3.8 3.6 3.6 3.1 3.4 4 3.9 3.5 3 2.8 2.6 2.5

min 2.3

med 3.01

max 4


26

Gráfica 3.6 gráfica de comportamiento de cargas de la subestación

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

01

:00

02

:00

03

:00

04

:00

05

:00

06

:00

07

:00

08

:00

09

:00

10

:00

11

:00

12

:00

13

:00

14

:00

15

:00

16

:00

17

:00

18

:00

19

:00

20

:00

21

:00

22

:00

23

:00

00

:00

Po

ten

cia

KV

A *

10

0

Horas

p-total

min

med

max

sumatoria de cargas horas 01:00 02:00 03:00 04:00 05:00 06:00 07:00 08:00 09:00 10:00 11:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00 00:00

p-total 9.2 9.2 9.3 9.9 10.8 11.2 12.1 13.7 14 14.4 15.4 16 16.7 17.8 17.7 16.8 16.6 16.4 17.8 16 14.1 13.2 10.9 9.4min 9.2

med 13.6917

max 17.8


27

Gráfica 3.7 gráfica de comportamiento de cargas de la subestación ordenada

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

Tít

ulo

de

l e

je

Título del eje

cargas ordernadas

cargas ordenadas p-total

cargas ordenadas min

cargas ordenadas med

cargas ordenadas max


28

3.2.3 Crecimiento de la población y proyección de las cargas. En las tablas 3.3 ,3.2 y 3.1 podemos apreciar el comportamiento de las cargas de la

subestación, estos datos son de gran importancia ya que de acuerdo con este

comportamiento y los datos de crecimiento poblacional de la ciudad de Masaya se

podrá tener una referencia del crecimiento de la demanda de la ciudad de Masaya.

En el capítulo 2 se mostró una gráfica que muestra el comportamiento del crecimiento

de la población de Masaya hasta el año 2025, de ahí se pueden obtener los datos y

determinar la tasa anual de crecimiento de la población de Masaya.

En la siguiente tabla se muestran los datos obtenidos de la gráfica y se determina la

tasa de crecimiento de la población de Masaya en cada año hasta el 2025.

Tabla 3.5 crecimiento poblacional de la ciudad de Masaya

2000

2001

2002

2003 153.14 0

2004 156.16 1.972051717 1.972051717

2004 159.18 1.933913934 3.944103435

2005 162.2 1.897223269 5.916155152

2006 167.07 3.002466091 9.096251796

2007 171.94 2.914945831 12.27634844

2008 176.81 2.83238339 15.45644508

2009 181.68 2.754369097 18.63654173

2010 186.58 2.697049758 21.83622829

2011 192.03 2.920999035 25.39506334

2012 197.48 2.838098214 28.95389839

2013 202.93 2.759773142 32.51273345

2014 208.38 2.685655152 36.0715685

2015 213.83 2.615414147 39.63040355

2016 220.05 2.908852827 43.69204649

2017 226.27 2.826630311 47.75368943

2018 232.49 2.748928272 51.81533238

2019 238.71 2.675383887 55.87697532

2020 244.14 2.274726656 59.42275042

2021 250.69 2.682886868 63.69988246

2022 257.24 2.612788703 67.9770145

2023 263.79 2.546260302 72.25414653

2024 270.34 2.483035748 76.53127857

2025 277.78 2.752089961 81.38957816

% de crecimiento anual con respecto al primer año año poblacion % de crecimiento anual


29

Como podemos ver en la tabla la tasa de crecimiento anual oscila entre un 1.8% como

mínimo y un 3% como máximo en algunos años, sin embargo hay una mayor incidencia

entre el 2.0% y el 2.9% y según estos datos podemos deducir un promedio y decir

que cada año el índice de crecimiento de la población es de un 2.62% al año.

Basándonos en las tablas 3.3 ,3.2 y 3.1 podemos obtener el porcentaje de crecimiento

de la carga en los años 2010,2011 y 2012 y para tener un porcentaje de crecimiento

más acertado se agregan las cargas máximas registradas en los 10 años anteriores.

Tabla 3.6 Cargas y su porcentaje de crecimiento

En la tabla anterior la tasa de crecimiento anual de las cargas es más grande que la

tasa de crecimiento poblacional sin embargo hay una similitud y es que la tasa se

mantienen en un margen de crecimiento determinado entre el 5.15% como mínimo y

un 8.22% como máximo, en ninguno de los años muestra crecimientos de demanda

que sobrepasan el límite y por este motivo podemos y además que el crecimiento de

población se mantienen en un promedio del 2.6 que la cargas podrían aumentarían en

un promedio de 5.9% en cada año. Cabe mencionar que esto es solo un promedio pero

podría variar.

De acuerdo a estos datos podemos determinar el crecimiento de la carga a futuro y

determinar así el transformador más adecuado que requiere la subestación, se tomará

año potencias S*100kvA %De crecimiento con respecto al año anterior %De crecimiento con respecto primer año

2000

2001

2002 9.5 0

2003 10.27 8.105263158 8.105263158

2004 11.04 7.497565725 16.21052632

2004 11.81 6.974637681 24.31578947

2005 12.58 6.519898391 32.42105263

2006 13.35 6.120826709 40.52631579

2007 14.12 5.767790262 48.63157895

2008 14.89 5.45325779 56.73684211

2009 15.66 5.171255876 64.84210526

2010 16.5 5.363984674 73.68421053

2011 15.8 -4.242424242 66.31578947

2012 17.1 8.227848101 80


30

en cuenta el crecimiento a 20 de la demanda de la población de Masaya basándonos

en los datos anteriormente mostrados.

3.3 Selección del transformador de potencia

El transformador es el principal elemento de la subestación eléctrica, su determinación

es en definitiva importante en la realización del proyecto, de la buena elección del

transformador dependerá el desarrollo o funcionamiento de la subestación.

Los factores decisivos en la selección del número y potencia de los transformadores lo

constituyen la confiabilidad de alimentación, el gasto en materiales no ferrosos y las

pérdidas de potencia de estos. Los transformadores en un sistema de suministro

industrial no deben ser de más de dos o tres capacidades estándares, esto para

facilitar el cambio de los averiados y posibilita la reducción de la reserva en los

almacenes. Aunque no siempre resulta ejecutable, se prefiere la instalación de

transformadores de igual potencia.

El punto de origen es asegurar la confiabilidad de la alimentación tomando en cuenta

la categoría de los transformadores. Siempre que sea posible se debe analizar la

variante de instalar un transformador, y que la alimentación de reserva se realice

desde una subestación vecina, ya que la construcción de una subestación con un

transformador garantiza el mínimo de gastos. Empero si las exigencias de alimentación

de reserva de los consumidores demandan la instalación de más de un transformador,

este número no debe exceder de dos.

En otras palabras si se tienen consumidores de primera categoría, estos deben ser

alimentados desde dos fuentes o transformadores independientes, de manera que si

una falla, la otra garantice el suministro a estos consumidores, tomando en cuenta su

capacidad de sobrecarga admisible.

La aplicación de la alimentación de reserva para los de primera categoría se debe hacer

de forma automática, y en los de segunda de esta misma forma o manualmente por el

personal de servicio.


31

En este caso se analizarán dos variantes, con uno y dos transformadores, escogiéndose

la que presente la mejor opción técnica.

Pero lo primero que hay que analizar es el crecimiento de la carga en los próximos 20

años y ver cuál será la demanda, esto nos permitirá seleccionar una potencia adecuada

para la debida instalación del trasformador, en la siguiente tabla se muestra las cargas

actuales y su proyección para los próximos 20 años.

Tabla 3.7 tabla de crecimiento a los 5 ,10 ,15 y 20 años

Así como puede verse en la tabla anterior se muestran cómo se estarán comportando

las cargas en los próximos 20 años, en este caso se toma una tasa de crecimiento del

5.5% estos debido al promedio de la tasa de crecimiento anual que toma en cuenta la

tasa de crecimiento de la demanda y la tasa de crecimiento de la población. Aun así

esto no es suficiente para poder determinar el transformador a instalar ya que es

necesario determinar las pérdidas que este tendrá y se compararan con las otras

opciones las cuales son, un trasformador, dos transformadores y un trasformador de

mejor capacidad, a continuación se mostraran las tablas de pérdidas a los 5, 10,15 y 20

años además de eso se mostraran las gráficas respectivas.

Escalones Carga actual Crecimiento a 5 años Crecimiento a 10 años Crecimiento a 15 años Crecimineto a 20 años

0.00 9.20 11.74 14.99 19.13 24.41

1.00 9.30 11.87 15.15 19.33 24.68

2.00 9.40 12.00 15.31 19.54 24.94

3.00 9.90 12.64 16.13 20.58 26.27

4.00 10.80 13.78 17.59 22.45 28.66

5.00 10.90 13.91 17.75 22.66 28.92

6.00 11.20 14.29 18.24 23.28 29.72

7.00 12.10 15.44 19.71 25.16 32.10

8.00 13.20 16.85 21.50 27.44 35.02

9.00 13.70 17.49 22.32 28.48 36.35

10.00 14.00 17.87 22.80 29.10 37.15

11.00 14.10 18.00 22.97 29.31 37.41

12.00 14.40 18.38 23.46 29.94 38.21

13.00 15.40 19.65 25.08 32.02 40.86

14.00 16.00 20.42 26.06 33.26 42.45

15.00 16.40 20.93 26.71 34.09 43.51

16.00 16.60 21.19 27.04 34.51 44.04

17.00 16.70 21.31 27.20 34.72 44.31

18.00 16.80 21.44 27.37 34.93 44.58

19.00 17.70 22.59 28.83 36.80 46.96

20.00 17.80 22.72 28.99 37.00 47.23


32

3.3.1 tablas de pérdidas

En este acapice se muestran las tablas con las perdidas haciendo comparación para los

siguientes 20 años entre la configuración de 1 y 2 transformadores. Además se muestran las

graficas que ayudan a visualizar mejor su comportamiento con el pasar de los años.


33

Tabla 3.8 perdidas en 0 años

Escalones Carga actual horas Kc ∆P`T ∆E,KVA/h Kc ∆P`T ∆E,KVA/h

0 9.2 720 0.1460 75.2247 54161.7778 0.1840 68.1254 49050.3168

1 9.3 360 0.1476 75.3389 27122.0000 0.1860 68.3030 24589.0944

2 9.4 360 0.1492 75.4543 27163.5556 0.1880 68.4826 24653.7216

3 9.9 360 0.1571 76.0500 27378.0000 0.1980 69.4090 24987.2256

4 10.8 360 0.1714 77.2000 27792.0000 0.2160 71.1974 25631.0784

5 10.9 360 0.1730 77.3340 27840.2222 0.2180 71.4058 25706.0736

6 11.2 360 0.1778 77.7432 27987.5556 0.2240 72.0422 25935.2064

7 12.1 360 0.1921 79.0377 28453.5556 0.2420 74.0554 26659.9296

8 13.2 360 0.2095 80.7556 29072.0000 0.2640 76.7270 27621.7344

9 13.7 360 0.2175 81.5858 29370.8889 0.2740 78.0182 28086.5664

10 14 360 0.2222 82.0988 29555.5556 0.2800 78.8160 28373.7600

11 14.1 360 0.2238 82.2722 29618.0000 0.2820 79.0858 28470.8736

12 14.4 360 0.2286 82.8000 29808.0000 0.2880 79.9066 28766.3616

13 15.4 360 0.2444 84.6395 30470.2222 0.3080 82.7674 29796.2496

14 16 720 0.2540 85.8025 61777.7778 0.3200 84.5760 60894.7200

15 16.4 360 0.2603 86.6025 31176.8889 0.3280 85.8202 30895.2576

16 16.6 360 0.2635 87.0099 31323.5556 0.3320 86.4538 31123.3536

17 16.7 360 0.2651 87.2154 31397.5556 0.3340 86.7734 31238.4384

18 16.8 360 0.2667 87.4222 31472.0000 0.3360 87.0950 31354.2144

19 17.7 360 0.2810 89.3389 32162.0000 0.3540 90.0758 32427.3024

20 17.8 720 0.2825 89.5580 64481.7778 0.3560 90.4166 65099.9808

perdidas en 0 años transformador de 63 MVA transformador de 2*25MVA


34

Tabla 3.9 perdías en 5 años

Escalones Carga actual horas Kc5 ∆P`T5 ∆E,KVA/h, 5 Kc5 ∆P`T5 ∆E,KVA/h, 5

0 9.2 720 0.18637763 78.5104717 56527.53961 0.234835808 73.23548556 52729.5496

1 9.3 360 0.18840347 78.6964874 28330.73547 0.237388371 73.52477724 26468.91981

2 9.4 360 0.19042931 78.8845141 28398.42509 0.239940934 73.81719641 26574.19071

3 9.9 360 0.20055853 79.8548125 28747.7325 0.252703749 75.32620439 27117.43358

4 10.8 360 0.21879113 81.7280413 29422.09487 0.275676818 78.23944985 28166.20195

5 10.9 360 0.22081697 81.9462328 29500.64379 0.278229381 78.57878118 28288.36122

6 11.2 360 0.2268945 82.612873 29740.63427 0.28588707 79.61554003 28661.59441

7 12.1 360 0.24512709 84.7213866 30499.69916 0.308860138 82.89470038 29842.09214

8 13.2 360 0.26741138 87.5196667 31507.07999 0.336938333 87.24658558 31408.77081

9 13.7 360 0.27754059 88.8720514 31993.9385 0.349701148 89.34981432 32165.93316

10 14 360 0.28361813 89.707614 32294.74104 0.357358838 90.6492813 32633.74127

11 14.1 360 0.28564397 89.9901568 32396.45646 0.359911401 91.08869191 32791.92909

12 14.4 360 0.2917215 90.8498512 32705.94644 0.36756909 92.42568862 33273.2479

13 15.4 360 0.31197994 93.8462129 33784.63666 0.393094721 97.08563037 34950.82693

14 16 720 0.324135 95.7405571 68933.20109 0.4084101 100.0317143 72022.83433

15 16.4 360 0.33223838 97.0436728 34935.7222 0.418620353 102.0583199 36740.99516

16 16.6 360 0.33629006 97.7072965 35174.62674 0.423725479 103.0903875 37112.53951

17 16.7 360 0.33831591 98.0421248 35295.16494 0.426278042 103.6111126 37300.00052

18 16.8 360 0.34034175 98.3789642 35416.4271 0.428830605 104.1349651 37488.58742

19 17.7 360 0.35857434 101.501012 36540.36439 0.451803673 108.9903742 39236.5347

20 17.8 720 0.36060019 101.857961 73337.73216 0.454356236 109.5455015 78872.76105

transformador de 63 MVA transformador de 2*25MVAperdidas en 5 años


35


Escalones Carga actual horas Kc10 ∆P`T10 ∆E,KVA/h 10 Kc10 ∆P`T10 ∆E,KVA/h 10

0 9.2 720 0.23787033 83.8626616 60381.11635 0.299716611 81.55921131 58722.63214

1 9.3 360 0.24045587 84.1656616 30299.63819 0.302974401 82.03043698 29530.95731

2 9.4 360 0.24304142 84.4719374 30409.89745 0.30623219 82.50675698 29702.43251

3 9.9 360 0.25596916 86.0524511 30978.8824 0.322521136 84.96477198 30587.31791

4 10.8 360 0.27923908 89.1037435 32077.34765 0.351841239 89.71014186 32295.65107

5 10.9 360 0.28182463 89.4591543 32205.29556 0.355099029 90.26287683 32494.63566

6 11.2 360 0.28958127 90.545041 32596.21476 0.364872396 91.95164776 33102.59319

7 12.1 360 0.31285119 93.9795875 33832.65149 0.3941925 97.29305443 35025.4996

8 13.2 360 0.34129221 98.5376909 35473.56871 0.430028181 104.3818168 37577.45406

9 13.7 360 0.35421994 100.740583 36266.60992 0.446317128 107.8077548 38810.79174

10 14 360 0.36197658 102.101627 36756.58556 0.456090495 109.9244496 39572.80186

11 14.1 360 0.36456213 102.561859 36922.26926 0.459348285 110.6402032 39830.47316

12 14.4 360 0.37231877 103.962211 37426.39583 0.469121653 112.81803 40614.49079

13 15.4 360 0.39817424 108.842968 39183.46853 0.501699545 120.408584 43347.09025

14 16 720 0.41368752 111.928655 80588.63167 0.521246281 125.2074444 90149.35997

15 16.4 360 0.42402971 114.051293 41058.46557 0.534277438 128.5085713 46263.08566

16 16.6 360 0.42920081 115.132266 41447.6159 0.540793016 130.1897007 46868.29225

17 16.7 360 0.43178635 115.677666 41643.95993 0.544050805 131.0379069 47173.64649

18 16.8 360 0.4343719 116.226342 41841.48321 0.547308595 131.8912075 47480.83468

19 17.7 360 0.45764182 121.31183 43672.25862 0.576628698 139.8001573 50328.05661

20 17.8 720 0.46022737 121.893262 87763.14866 0.579886487 140.7044011 101307.1688

perdidadas a 10 años transformador de 63 MVA transformador de 2*25MVA


36



0 9.2 720 0.30358951 92.580815 66658.18678 0.382522785 95.11768345 68484.73209

1 9.3 360 0.3068894 93.0743701 33506.77325 0.386680641 95.88526042 34518.69375

2 9.4 360 0.31018928 93.573261 33686.37396 0.390838498 96.66113551 34798.00878

3 9.9 360 0.32668871 96.1477514 34613.19049 0.41162778 100.6649829 36239.39385

4 10.8 360 0.35638769 101.117985 36402.47464 0.449048487 108.3946904 39022.08855

5 10.9 360 0.35968757 101.696912 36610.8883 0.453206343 109.2950375 39346.21349

6 11.2 360 0.36958723 103.465707 37247.65448 0.465679912 112.0458673 40336.51225

7 12.1 360 0.39928621 109.060221 39261.67963 0.503100619 120.746456 43468.72415

8 13.2 360 0.43558495 116.484891 41934.56088 0.548837039 132.293303 47625.58908

9 13.7 360 0.45208438 120.073171 43226.34143 0.569626321 137.873795 49634.56619

10 14 360 0.46198404 122.290167 44024.46012 0.58209989 141.3216677 50875.80038

11 14.1 360 0.46528393 123.039837 44294.34141 0.586257747 142.4875549 51295.51977

12 14.4 360 0.47518358 125.320862 45115.51046 0.598731316 146.0350052 52572.60187

13 15.4 360 0.50818244 133.271102 47977.59675 0.640309879 158.399218 57023.71846

14 16 720 0.52798176 138.297361 99574.09991 0.665257017 166.2160558 119675.5602

15 16.4 360 0.5411813 141.754915 51031.76936 0.681888443 171.5932436 61773.56771

16 16.6 360 0.54778108 143.515706 51665.65424 0.690204156 174.3316263 62759.38548

17 16.7 360 0.55108096 144.404105 51985.47798 0.694362012 175.7132649 63256.77535

18 16.8 360 0.55438085 145.29784 52307.22258 0.698519868 177.1032015 63757.15255

19 17.7 360 0.58407982 153.581563 55289.36282 0.735940576 189.9860474 68394.97705

20 17.8 720 0.58737971 154.528656 111260.6321 0.740098432 191.4589653 137850.455

transformador de 63 MVA transformador de 2*25MVAperdidadas a 15 años


37



0 9.2 720 0.3874657 106.781768 76882.87309 0.488206778 117.2030059 84386.16423

1 9.3 360 0.39167728 107.585718 38730.8583 0.493513373 118.4533079 42643.19084

2 9.4 360 0.39588886 108.398358 39023.40895 0.498819969 119.7171266 43098.16559

3 9.9 360 0.41694678 112.591932 40533.09542 0.525352946 126.2389722 45446.02999

4 10.8 360 0.45485104 120.687919 43447.65074 0.573112304 138.8298512 49978.74643

5 10.9 360 0.45906262 121.63093 43787.13464 0.5784189 140.2964217 50506.7118

6 11.2 360 0.47169737 124.51211 44824.35965 0.594338686 144.7772337 52119.80412

7 12.1 360 0.50960162 133.624984 48104.99439 0.642098045 158.9495757 57221.84727

8 13.2 360 0.55592904 145.71899 52458.83629 0.700470594 177.7581728 63992.9422

9 13.7 360 0.57698696 151.563919 54563.0107 0.727003571 186.8482062 67265.35424

10 14 360 0.58962171 155.175172 55863.06195 0.742923357 192.4644276 69287.19394

11 14.1 360 0.5938333 156.396306 56302.67013 0.748229953 194.363535 69970.87259

12 14.4 360 0.60646805 160.111856 57640.26799 0.764149739 200.1419577 72051.10477

13 15.4 360 0.64858388 173.061958 62302.30495 0.817215693 220.2819574 79301.50467

14 16 720 0.67385339 181.249204 130499.4271 0.849055266 233.0147626 167770.6291

15 16.4 360 0.69069972 186.881195 67277.23031 0.870281647 241.7736349 87038.50858

16 16.6 360 0.69912289 189.749339 68309.76199 0.880894838 246.2341718 88644.30185

17 16.7 360 0.70333447 191.196448 68830.72115 0.886201434 248.4847154 89454.49754

18 16.8 360 0.70754605 192.652248 69354.8092 0.891508029 250.7487758 90269.55927

19 17.7 360 0.74545031 206.145559 74212.40141 0.939267388 271.7335741 97824.08668

20 17.8 720 0.74966189 207.688273 149535.5566 0.944573983 274.1328023 197375.6176

transformador de 63 MVA transformador de 2*25MVAperdidadas a 20 años


38

Grafica 3.8 grafica de perdidas


39

Grafica 3.9 gráfica de pérdidas a los 5 años

72

77

82

87

92

97

102

107

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21

Pe

rdid

as

de

Po

ten

cia

(K

wh

)5 años

1*transfo

2*transfo


40


80

90

100

110

120

130

140

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21

Pe

rdid

as

de

Po

ten

cia

(K

wh

)10 años

1*transfo

2*transfo


41


85

105

125

145

165

185

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21

Pe

rdid

as

de

Po

ten

cia

(K

wh

)15 años

1*transfo

2*transfos


42


100

120

140

160

180

200

220

240

260

280

300

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21

Pe

rdid

as

de

Po

ten

cia

(K

wh

)20 años

1*trasfo

2*transfo


43

de acuerdo a las gráficas mostradas anteriormente se deduce que el transformador

adecuado para la subestación de dos transformadores de 25Mva de marca ABB. Como

el que se muestra a continuación.

figura 3.2 transformador de potencia ABB

3.4 Las barras colectoras Las barras colectoras se comprenden al conjunto de conductores eléctricos usados

como conexión común de los diferentes circuitos de los que consta una subestación.

Estos pueden ser generadores, líneas de transmisión, bancos de transformadores,

bancos de tierra, etc.

Las barras colectoras están formadas principalmente de los siguientes elementos:

• Conductores eléctricos.

• Aisladores, sirve de elemento aislante eléctrico y de soporte mecánico del

conductor.

• Conectores y Herrajes, utilizados para unir los diferentes tramos de

conductores y para sujetar el conductor al aislador.


44

Al diseñar las barras colectoras es muy importante la apropiada selección del

conductor en lo referente al material, tipo y forma del mismo, a la selección de los

aisladores y sus accesorios; así como determinar las distancias entre fases y apoyos. El

diseño se basa en los esfuerzos estáticos y dinámicos a los que estarán sometidas las

barras, las necesidades de conducción de corriente, disposiciones físicas, entre otros.

Ante todo esto, la selección final de las barras se define atendiendo como siempre a la

mejor opción técnica.

En la actualidad en la subestación Benjamín Zeledón posee barras muy antiguas que

anteriormente eran compartidas con el transformador de 40 Mva. A continuación se

mostrara una serie de cálculos realizados para la debida selección de un nuevo sistema

de barras para la subestación. Tanto para la barra del lado de alta como para la barra

del lado de baja.

Para poder determinar el calibre adecuado de la barra primero hay que determinar

otros parámetros que nos permitirán calcular de manera adecuada la barra, entre

estos parámetros.

• Reactancia del sistema

• Reactancia del transformador

• La potencia de cortocircuito

• Corriente de corto circuito

• Corriente nominal del sistema

Los cálculos son los siguientes y son realizados para la debida selección de la barra .

Diseño de las barras colectoras

Caracteristicas del TR seleccinado

Descripcion Valores UnidadesRelacion de Transformacion 138/13,8 KV

Potencia Nominal 52 MVA

Frecuencia 60 Hz

Conexion Estrella - Estrella (ateri-ateri)

NBI 650 KV 70 KV

MVABASE MVACCTO VCCTO

52 15000 10.5


45

De acuerdo con la sig. ecuación se procede a calcular la reactancia del sistema tanta en

la barra de alta como en la barra de baja.

También se calcula la reactancia del transformador usando la sig. Ecuación.

Una ves que ya se tienen estos valores se procede a calcular el la potencia de corto

circuito.

La corriente de corto circuito

La corriente nominal.

MVABASE MVANOMINALvCCTO % Const

32 16 10.5 0.01

XT 0.21

Reactancia del TR (PU)138Kv

MVABASE MVACCTO

52 15000

Xs

Reactancia del sistema (p.u) 13.8Kv

0.003466667

MVABASE MVACCTO

52 15000

Xs

Reactancia del sistema (p.u)138Kv

0.003466667

Corriente de Corto Circuito

MVA0CCTO VLL Const

149.9063086 13.8 √3

ICCTO (Amp) 6271.626638

Potencia de Corto Circuito

MVABASE Xs XT

52 0.003466667 0.21

MVA0CCTO 243.5977514

Potencia de Corto Circuito

MVABASE Xs XT

32 0.003466667 0.21

MVA0CCTO 149.9063086


MVA0CCTO VLL Const

243.597751 138 3

ICCTO (Amp) 1019.139329


MVA0CCTO VLL Const

149.9063086 13.8 √3

ICCTO (Amp) 6271.626638


46

Unas ves que se calcularon adecuadamente estos parámetros ya se puede calcular la

sección adecuada del conductor

Tomando en cuenta que ζ (A/mm2) IN (Amp)

1.75 <1200

0.75 >1200

Una ves que ya tenemos estos datos se puede empezar a calcular el diámetro para el

número de conductores a utilizar.

Una ves que tenemos esto podemos pasar a calcula la longitud del claro pero antes se

necesita el momento de inercia el cual lo calculamos con la siguiente ecuación.

Una ves que tenemos estos podemos deducir la longitud del claro con la siguiente

ecuación.

Corriente nominal (amp)

SN (MVA) CargaVLL (KV) Sobrecarga

32 138 1.25

IN (Amp) 167.3479041

D. Ext. (mm^4)D. Inter. (mm^4)∏

18.31 1.831 3.141592

I (MOMENTO) CM^4

Momento de Inercia

0.551725663

Corriente nominal (amp)

SN (MVA)CARGA VLL (KV) Sobrecarga

32 13.8 1.25

IN (Amp) 1673.479041

IN (Amp) ζ (A/mm^2)

167.3479041 1.75

A (mm2) 95.6273738

N0 de cables 0.55804957

Seccion del Alimentador

IN (Amp) ζ (A/mm2)

1673.479041 0.75

A (mm2) 2231.305388

Seccion del Alimentador

Diametro para n. No Conductores

No Hilos Diametro

1 32.84

Radio Total 32.84

Diametro para n. No Conductores

No Hilos Diametro

1 18.31

Radio Total 18.31

DIAMETRO (mm^4)DIAMETRO (mm^4)∏

32.84 3.284 3.141592

I (MOMENTO) cm^4

Momento de Inercia

5.709293929


47

Ahora se puede pasar a calcular la tención critica de flameo la cual nos proporcionara

los datos necesarios para poder determinar el esfuerzo que las barras someten a los

aisladores.

Para el debido cálculo de la TCF es necesario contar la información de las condiciones

climáticas de la ciudad de Masaya entre estos datos que se necesitan están.

• b:Presión Atmosférica (mm Hg)

• t:Temperatura Ambiente (ºC)

En la ciudad de Masaya estos valores son

Estos valores fueron proporcionados por INETER y son valores promedio que se

presentan a lo largo de todo el año en la ciudad de Masaya.

Lo primero que se procede a calcula es el factor de densidad el cual se calcula de la

siguiente forma.

Con el factor de densidad calculado se procederá a calcular el NBI que se define como

el nivel básico de aislamiento el cual es un valor constante que dependerá de la

tensión con la que s este trabajando, si la tención con la que se trabaja es de 138Kv el

NBI tendrá un valor de 650Kv y si se trabaja con 13.8Kv el valor del NBI será de

110Kv.sabiendo esto se pasa a calcular la tensióncritica de flameo ,la cual es una

tensión que se obtiene de forma experimental, y que representa una probabilidad de

flameo del 50 %. La TCF se adquiere de la manera siguiente:

Longitud del Claro

E (kg/cm2) I (cm4) W (kg/cm)

0.70 0.551725663 0.00688

L (Mts) 7.049188526

E (kg/cm2) I (cm4) W (kg/cm)

0.70 5.709293929 0.042526

L (Mts) 19.5474109

Longitud del Claro

Descripcion Valores Localizacion

b = Presion atmosferica 55 masya

t = temperatura ambiente 24 masaya

b (cm Hg) t (celcius) Const Const

55 24 273 3.92

δ

Factor de Densidad

0.73


48

Aplicando los valores a la ecuación se determina lo siguiente.

Además basándonos en el resultado anterior se calcula la tensión crítica de diseño la

cual está dada por la siguiente ecuación.

En donde Kh es el factor de corrección por humedad el cual tiene un valor de 1.015.ya

con estos datos se pasa a calcular la tensión crítica de diseño y se obtiene los

siguientes resultados.

La tensión critica de flameo y la tensión critica de diseño nos permiten calcula las

distancias mínimas a las que las barras deben de estar de tierra a esto se le conoce

como distancia mínima de fase a tierra y está dado por la siguiente ecuación.

Ahora se puede pasar a calcular la distancia mínima de fase a fase la cual se calcula

con la siguiente ecuación.

NBI (Kv) Const

650 0.96

TCFNORM AL

Tension Critica de Flameo

676.38

TCFNORM AL Kh δ

676.38 1.015 0.73

TCFDISEÑO 945.72

Tension Critica de Diseño

TCFDISEÑO Const

945.72 550.00

df t 1.72

Distancia Minima de fase a tierra

df t Const

1.72 1.80

df f

Distancia Minima de fase a fase

3.10


49

De acuerdo a estos datos se sugiere la utilización de tableros siemens de tipo 8bk20.

Como el mostrado en la siguiente figura.

figura 3.2 Tableros siemens tipo 8bk20 y especificaciones


50

3.5 Protecciones Toda instalación eléctrica debe estar provista de un sistema de protecciones adecuada,

estos con el fin de reducir al máximo los daños provocados por un corto circuito o una

sobrecarga.

Tienen como propósito remover del servicio lo más rápido posible cualquier equipo del

sistema de potencia que comienza a operar en una forma anormal. El propósito, es

también, limitar el daño causado a los equipos de potencia, y sacar de servicio el

equipo en falta lo más rápido posible para mantener la integridad y estabilidad del

sistema de potencia. Para que estos funcionen de manera adecuada estos deben de

cumplir con las siguientes características.

� Sensibilidad Detectar pequeñas variaciones en el entorno del punto de

equilibrio, de ajuste, o de referencia, con mínima zona muerta o de

indefinición.

� Selectividad Detectar un determinado tipo de anomalía en un determinado

componente o equipo del sistema de potencia y no operar ante otro tipo de

anomalía o ante anomalías en otros equipos.

� Rapidez Limitar la duración de las anomalías, minimizando los retardos no

deseados.

� Confiabilidad Probabilidad de cumplir la función encargada sin fallar, durante

un período de tiempo.

Los relevadores que una subestación debe poseer para una debida protección tiempo

real ante cualquier falla son los siguientes.

� Relevador de sobrecorriente.

� Relevador de sobrecorriente de tiempo inverso

� Relevador acumulador de gas Buchholz

� Relevador auxiliar de disparo

� Relevador de protección diferencial

A continuación se pasara a explicar el funcionamiento de cada uno de estos .


51

3.5.1Tipos de relevadores

Relevador de sobrecorriente.

Opera instantáneamente al sobrepasar la corriente un límite preestablecido mediante

ajuste y dentro de la subestación protege al transformador

Del lado de alta, censa la corriente por medio de TC´s. En caso de falla en la línea, el

relevador envía una señal al relevador auxiliar de disparo 86R, este relevador activa al

interruptor que se encuentra del lado de alta del transformador y desconecta la línea,

también activa los interruptores de los alimentadores que se encuentran del lado de

baja.

Este relevador también se encuentra protegiendo a los alimentadores, uno relevador

por cada alimentador, en caso de falla en uno de los alimentadores el relevador

encargado de proteger al alimentador envía una señal que activa el interruptor que

desconecta a dicho alimentador y también envía una señal que opera el interruptor de

enlace del respectivo modulo, con el objetivo de que el alimentador continúe en

operación. Reacciona ante una sobre intensidad de corriente, por ejemplo, un

cortocircuito.

Relevador de sobrecorriente de tiempo inverso

Es un relevador que funciona con característica de tiempo corriente, se puede ajustar

para controlar su corriente mínima de operación (pick up), como también se puede

ajustar para controlar su tiempo de operación en función de la corriente que circula

por el mismo, El tiempo de respuesta u operación será en relación inversa en relación

a la magnitud de la corriente, es decir, a mayor corriente mayor tiempo de operación,

de aquí su nombre de relevador de tiempo inverso.

Este relevador protege tanto el lado de alta del transformador, así como también los

alimentadores en la subestación de la misma forma que el relevador de

sobrecorriente instantánea (50), pero se ajusta de manera que actué después de cierto

tiempo, en caso de que el relevador instantáneo no opere debidamente.


52

Relevador acumulador de gas Buchholz

Cuando ocurre una falla dentro del tanque de un transformador, generalmente se

genera gas, generación que es lenta para una falla incipiente y violenta para fallas

fuertes. La mayoría de los cortocircuitos que se desarrollan se calientan

inmediatamente hasta la temperatura del arco. El calor producido por la alta corriente

local hace que se descomponga el aceite del transformador y se produzca un gas que

puede aprovecharse para detectar las fallas en los devanados.

El relevador Buchholz es accionado por este gas que se produce al ocurrir fallas dentro

del transformador. Este relevador es la forma de protección más sencilla y de uso muy

común en todos los transformadores provistos de conservador. Consiste en una

cámara conectada en el lado superior del tramo de tubo que conecta al conservador

del aceite con el tanque del transformador. En relevador se encuentra en el

transformador de la subestación, en caso de falla este relevador manda una señal

hacia el relevador auxiliar de disparo 86X. El cual a su vez, manda una señal para que

Relevador auxiliar de disparo

Este relevador recibe señal de los relevadores de sobrecorriente instantáneo y de

tiempo inverso (50/51) y del relevador 51T conectado a tierra del lado de baja del

transformador. En caso de falla recibe esas señales y activa los interruptores del lado

de alta del transformador y los interruptores de los alimentadores. Este relevador en

caso de activarse no se restablece automáticamente, si no que se hace manualmente a

través de una bobina (TBX) que manda una señal para que este se restablezca a su

posición original.

Relevador de protección diferencial

Es un relevador que opera cuando la diferencia vectorial de dos o mas cantidades

eléctricas similares excede una cantidad predeterminada. El relevador opera

únicamente con fallas internas.Para que la protección diferencial opere

correctamente, es decir, en condiciones de carga o de falla externa, es necesario que

las relaciones de los TC´s sean iguales y se interconecten adecuadamente.


53

Este relevador recibe señal de tres TC´s conectados en estrella del lado de alta del

transformador y la compara con las señales recibidas de los TC´s conectados en estrella

cercano a los interruptores de las líneas. En caso de detecte variaciones en ambas

corrientes, envía una señal al relevador 86X el cual envía una señal de disparo al

interruptor del lado de alta del transformador y los interruptores de los alimentadores

3.5.2 Protecciones en la actualidad La mayoría de las protecciones de la subestación son de hace más de 50 años

instaladas durante la construcción de esta en el año de 1958.casi todas son de

funcionamiento electromecánico, es cierto que su vida útiles es mayor que el de las

protecciones digitales pero su velocidad de reacción ante una falla es muy lento en

comparación a las protecciones más actuales .a continuación se mostrara una lista de

las protecciones instaladas en la subestación.

Tabla 3.12 protecciones y controles eléctricos de la subestación

Aunque el la subestación ya no abastece a ticuantepe y el trasformador de 40 Mva

que antes ahora abastece a la ciudad de Masaya aún se pueden ver las protecciones,

que aunque ya no están en uso pero siguen instaladas en la tabla se pueden ver que

son las BZN-L6040 , BZN-L6080 y la BZN-T6020,para ver con más detalle la ubicación

en los anexos se muestra una imagen del antiguo diagrama unifilar de la subestación

Benjamín Zeledón.

PROTECCIONES YCONTROLESELECTRICOS

UBICACIÓN

TIPODERELE FABRICANTE MODELO

FUNCIONESACTIVAS

NIVEL DETENSION

RTC

BZN-L6040 Electromecánico Schlumberger RSA200

51

69K

200/

BZN-L6080 Electromecánico Schlumberger RSA200

51

69K

300/

BZN-T8010/T3011

Electromecánico GeneralElectric STD15C3A rele

87

138K

100/5-1200/5

BZN-T3011 Electromecánico Schlumberger RSA200

51

13.8K

1200/

BZN-T3011 Electrónico

GECALSTHOM MVGC

90

13.8K


51

138K

100/

BZN-T8020/T6020

Electromecánico Schlumberger RBAH-130 87

138K

200/5-400/5


51

69K

400/


51

138K

200/


54

3.5.3Sugerencias de equipos nuevos a implementar Para el caso de los relés de sobrecorrientey de tiempo inverso se sugiere la utilización

de Relé para sobreintensidad 7SJ61 de la serie SIPROTEC 4 que son equipos de

protección de servicio digital, que cumplen también funciones demando y supervisión.

De este modo se le presta apoyo al usuario en su actividad económica empresarial y se

asegura un suministro fiable de energía eléctrica a los clientes. Elmando local se ha

diseñado siguiendo aspectos ergonómicos. Debido a su importancia se presentan unas

pantallas grandes y bien legibles.

Figura 3.3 de Relé para sobreintensidad 7SJ61 de la serie SIPROTEC 4

Para los relevadores de tiempo inverso se se recomienda la utilización de un Relé de

protección diferencial7UT613 los cuales son una protección contra cortocircuito

selectiva y rápida para transformadores de dos o más devanados en cualquier nivel de

tensión para máquinas rotatorias, como motores y generadores, así como para líneas

cortas y barras colectoras pequeñas. El relé puede ser utilizado tanto en

transformadores trifásicos como monofásicos.


55

Figura. 3.4Relé de protección diferencial 7UT613

3.6 Blindaje y para rayos de la subestación El blindaje es una malla necesaria para proteger las partes vivas de las subestaciones

del tipo exterior contra descargas directas o indirectas provocadas por rayos. La malla

puede estar constituida por Cables de Guarda o Bayonetas, así como de ambos para la

complementación entre sí.

Para Cables de Guarda se comprende una serie de cables desnudos comúnmente de

acero, que se fijan sobre la estructura de la subestación, creando una red que actúa

como blindaje. Esta red actúa como contraparte del sistema de tierra.

En la actualizada la subestación Benjamín Zeledón carece de un blindaje adecuado ya

que este fue instalado solo para la protección de algunas partes, como son el

transformador de 40 Mva y sus equipos sin embargo el transformador de 25 Mva

actual carecen de una debida protección de blindaje contra descargas atmosféricas.

A continuación se mostraran los cálculos adecuados para la instalación de una malla

de blindaje adecuada a la subestación.

3.6.1 Cálculos de blindaje Se inicia con el cálculo de la flecha del cable la cual se calcula con la siguiente

ecuación.


56

Los resultados que se obtienen son los siguientes

Estas son las características generales en el área de las torres

Como se soportan con cadena de aisladores de tension entonces el punto inferior del cable de fuerzas esta dado por la siguiente ecuación y se calcula de la siguiente forma.

Se pasa a calcular la altura mínima del cable de guarda

Ahora se pasa a calcular el Angulo de blindaje y se calcula de la siguiente forma.

L (mts) Const11.49 0.02

FC 0.23

Flecha de Cable de Guarda

L (Mts) H (altura)(mts)Ancho (mts) Fc (mts)

11.49 7.00 5.20 0.23

Caracteriticas del area de torres

H (mts) FC

7.00 0.23

h1

Punto inferior del cable de fuerza

7.23

Altura minima del cable de guarda

hi L (mts)

7.23 11.49

y (mts) 8.92

b (mts) a (Df t (mts))

1.96 1.72

ӨB

Angulo de Blindaje

41.27

0.02 11.49


57

Se finaliza con el cálculo de la distancia de protección

3.6.2 Cálculo de para rayos Pararrayo: Dispositivo que limita la amplitud de las sobretensiones originadas por

descargas atmosféricas, operación de interruptores o desbalanceo de sistemas.

Un dispositivo de protección efectivo debe tener tres características principales:

Comportarse como aislador mientras la tensión aplicada no exceda de cierto valor

predeterminado, convergiéndose en conductor al alcanzar la tensión ese valor y

conducir a tierra la onda de corriente producida por la onda de sobre tensión. Una vez

desaparecida la sobre tensión y restablecida la tensión normal, el dispositivo de

protección debe de ser capaz de interrumpir la corriente.

Para el cálculo adecuado de el para rayos es necesario comenzar calculando la tención

nominal que se calcula de la siguiente manera

Se continúa con el cálculo de la corriente de descarga.

y (mts) Tan(ӨB)

8.92 0.88

XT1

Distancia Protegida (a nivel del suelo)

7.83

Ke Vmax (KV)

0.8 144.9VN (KV) 115.92

Tension Nominal

NBI Z0 (ohm) Kr

650 250 2Id (Kamp)

Corriente de descarga

10.4


58

Se calcula el margen de proyección mediante la siguiente ecuación.

En base a estos se calcula la distancia máxima del para rayos antes calculando la

tención máxima la que está dada por la siguiente ecuación.

Una vez que se tienen este valor, ya se puede preceder a calcular la distancia máxima

del para rayos la cual está dada por esta ecuación.

Con estos cálculos se puede construir una malla de blindaje y la colocación de sistema

de pararrayos adecuado para la subestación. Para los para rayos se recomienda el uso

de para rayos de marca INAEL.

NBI (Kv) Vp (Kv)650 190

Mp (%)

Margen de proteccion en porcentaje

242.11

520.00Vmax 1= 0,8*NBI (KV) =

Vmax 1 (kv) Vp (kv) Const S (Kv/microf*seg)

520.00 190 300 500X (mts)

Distancia max de Pararrayo

99.00

250


59

Figura 3.5 pararrayos INAEL para las líneas de transmisión y para la subestación


60

3.7 Distancias de seguridad. Consideremos las distancias entre partes vivas que se requieren en una instalación de

tipo convencional, ya sea interior o intemperie.

La separación entre aparatos de una instalación y la disposición física delos mismos de

acuerdo con el diagrama unifilar, seleccionando la capacidad de su instalación y su

tensión nominal, estos factores no solo afectan el tamaño de los componentes, sino

también a las distancias a tierras y entre fases.

La determinación de estas dimensiones se efectúan por medios del cálculo de las

distancias eléctricas entre las partes vivas del equipo, entre estas y las estructuras,

muros, rejas y el suelo, de acuerdo con el siguiente orden:

ALTURA DE LOS EQUIPOS SOBRE EL NIVEL SUELO hS (mts)

Llamado también como el primer nivel de barras, comprende la altura que tendrán los

siguientes elementos:

� Apartarrayo.

� Transformador de Tensión.

� Transformador de Corriente.

� Cuchillas.

� Interruptor.

En caso de no haber barreras de protección para aislarlos, estos deben tener como

altura mínima 3 metros. La altura mínima de la base de los aisladores que soportan

partes vivas, no debe ser inferior a 2.25 metros, que es la altura de una persona

promedio con el brazo levantado.

Hs se determina de la siguiente forma.

138.00

Const. Const Voltaje f-f(Kv)

2.3 0.0105 138.00

hs 3.75

Barra (kv)

Altura de los equipos sobre el nivel del suelo

13.80


2.3 0.0105 13.80

hs 2.44

Barra (kv)

Altura de los equipos sobre el nivel del suelo


61

ALTURA DE LAS BARRAS COLECTORAS SOBRE EL NIVEL DEL SUELO hb (mts)

Nombrado también como segundo nivel de barras, considera la posibilidad de que al

pasar el personal por debajo de éstas, la altura reciba la sensación del campo eléctrico.

Se establecen valores de gradientes de tensión con un 10 % de probabilidad de que

personal tenga la sensación de la existencia del campo eléctrico.

Hb se determina con la siguiente ecuación.

ALTURA DE REMATE DE LAS LÍNEAS DE TRANSMISIÓN EN LA SUBESTACIÓN hL (mts) Los conductores de las líneas de transmisión que llegan o salen de una subestación no

deben rematar a una altura inferior a 6 metros.Tal altura indicada en el diagrama

anterior se determina con la fórmula siguiente, y es aplicada a subestaciones mayores

o iguales a los 69 kV. Este cálculo se realiza con la siguiente ecuación.

DISTANCIAS DE SEGURIDAD

Se refiere a los espacios libres que permiten circular y efectuar maniobras al personal

dentro de una subestación, sin que exista riesgo alguna para sus vidas y con un mínimo

de operaciones durante las maniobras de trabajo.

Las Distancias Mínimas de Seguridad se expresan con las siguientes ecuaciones:

Distancia mínima de seguridad horizontal


5 0.0125 138.00

hb

Altura de las barras colectoras (segundo nivel)

6.73


5 0.0125 13.80

hb

Altura de las barras colectoras (segundo nivel)

5.17


5 0.006 13.80

hL 5.08

Altura de remate de las lineas de transmision


5 0.006 138.00

hL 5.83

Altura de remate de las lineas de transmision


62

Distancia mínima de seguridad vertical.

Zona de Circulación de Vehículos La distancia horizontal a las partes vivas será 0.7 metros más la dF-T, para tener en

cuenta las maniobras y la impresión del conductor. La distancia vertical será por lo

menos igual a la dF-T para conexiones rígidas, y para barras flexibles de dF-T más 0.5

metros, para absorber los movimientos de los cables.

Sí hay vehículos con carga pesada se considerará las dimensiones exteriores del

vehículo de mayor tamaño que piense utilizar, incluido el transformador más

voluminoso que se instale en la subestación. Esta se calcula con la siguiente ecuación.

Con la realización de los cálculos de distancia de Diseño, nos aseguramos que las

debidas distancias entre los equipos que existirán dentro de la subestación sean los

más adecuados y cumplan con los estándares de diseños internacionales.

d f t Const

1.30 0.90

dh

Distancias de seguridad (horizontal)

2.20

d f t Const

0.140 0.90

dh

Distancias de seguridad (horizontal)

1.04

d f t Const

1.30 2.25

dv

Distancias de seguridad (vertical)

3.55

d f t Const

0.140 2.25

dv

Distancias de seguridad (vertical)

2.39

d f t Const Const. Ancho del Movil

1.30 0.7 2 2.2

Zona del movil (mts) 6.20

Zona de circulacion de vehiculos


63

3.8 Seccionadores, interruptores y transformadores de medición

3.8.1 Definiciones

Transformador de corriente (TC) Son dispositivos en donde la corriente secundaria dentro de las condiciones normales

de operación es prácticamente proporcional a la corriente primaria, aunque un poco

defesada. Su principal función es transformar la corriente y aislar los instrumentos de

protección y medición conectados a los circuitos de alta tensión. El primario del

transformador se conecta en serie al circuito por controlar y el secundario en serie con

las bobinas de corriente de los aparatos de medición y protección.

Transformador de tención (TV)

Son dispositivos en donde la tensión secundaria dentro de las condiciones normales

de operación es prácticamente proporcional a la tensión primaria, aunque un poco

desfasada. Su principal función es transformar la tensión y aislar los instrumentos de

protección y medición conectados a los circuitos de alta tensión. El primario del

transformador se conecta en paralelo al circuito por controlar y el secundario en

paralelo con las bobinas de tensión de los aparatos de medición y protección.

Interruptores de potencia

El interruptor de potencia es el dispositivo encargado de desconectar una carga o una

parte del sistema eléctrico, tanto en condiciones de operación normal (máxima carga o

en vacío) como en condición de cortocircuito. La operación de un interruptor puede

ser manual o accionada por la señal de un relé encargado de vigilar la correcta

operación del sistema eléctrico, donde está conectado.

Seccionador eléctrico

Es un dispositivo interruptor utilizado en instalaciones eléctricas de alta tensión; está

compuesto por un bastidor metálico sobre el que van los aisladores de apoyo de los

contactos y la cuchilla ó elemento móvil que, accionado por medio de la

correspondiente timonería, sirve para abrir o cerrar el circuito.


64

3.8.2Equipos y especiaciones

De acuerdo a los datos obtenidos anteriormente se tienen los valores de corriente y

tención a los que estos se encontraran sometidos y de acuerdo a estos datos se puede

seleccionar los equipos a instalar en la subestación eléctrica.

Transformadores de medición

En el caso de los transformador de corriente en el lado de alta tensión, el modelo de

ABB IMB 170 el cual tienen una corriente nominal de 400 y una tensión máxima de

170KV.

Figura 3.4 transformador de corriente IMB 170


65

En el lado de baja tensión se utilizara un ABB TPO 6x.xx

Figura 3.5 ABB TPO 6x.xx


66

Para los transformadores de tención se recomienda el uso de transformadores ABB

CPB 145.

Figura 3.5 ABB TPO 6x.xx


67

Para los transformadores de potencial se recomienda el uso de transformadores ABB

TDO 6

Figura 3.6 TDO 6


68

Para los interruptores de alta tensión se seleccionó el modelo ABB LTB D1 72,5 – 300

Figura 3.8 interruptor ABB LTB D1 72,5 – 300


69

Para el interruptor de media tensión instalado después del transformador se

recomienda un interruptor ABB Modelo OVB-SDB, 15 kV

Figura 3.9 interruptor ABB Modelo OVB-SDB, 15 kV


70

Para los seccionadores de alta tensión se utilizaran seccionadores marca USCO

modelo ATR-13830

Figura 3.10 seccionadores marca USCO modelo ATR-13830


71

Para los seccionadores de media tensión se utilizarán seccionadores marca USCO

modelo AVR-01520.

Figura 3.11 seccionadores marca USCO modelo AVR-01520.

La debida selección de estos equipos no solo nos garantiza protección para el

transformador sino que también aumenta la seguridad y confianza del

funcionamiento de la subestación.


72

3.9 unidad remota y registrador de eventos

RTU se Define a un dispositivo basado en microprocesadores, el cual permite obtener

señales independientes de los procesos y enviar la información a un sitio remoto

donde se procese. Generalmente este sitio remoto es una sala de control donde se

encuentra un sistema central SCADA el cual permite visualizar las variables enviadas

por la UTR. Dentro del universo de las UTR existen los Controlador lógico

programable quienes han complementado sus facilidades de comunicación.

Para este caso uno de los RTU más confiables para implementarse en subestaciones

son los SICAM eRTU 6MD22 Subestación de siemens.

Figura 3.12 SICAM eRTU 6MD22


73

3.10 Registrador de eventos Para estos equipos se recomienda el registrador de eventos ZE32/64 el cual es un

grabador multifuncional para uso en subestaciones y plantas industriales. Se ofrece las

siguientes funciones: Fallo grabadora para canales analógicos y binarios para el

registro de las curvas de corriente y tensión en caso de un cortocircuito en una

subestación. Información adicional se mide y graba al mismo tiempo, por ejemplo, el

interruptor automático y posiciones del seccionador.

Potencia y frecuencia grabadora para registrar el equilibrio de poder y la estabilidad de

la frecuencia en las centrales eléctricas y subestaciones.

La media de registro de valores de registro de la evolución a largo plazo de los valores

medidos, como tensión eficaz y la corriente, potencia activa, potencia reactiva,

armónicos de corriente y tensión, factor de potencia, frecuencia, los sistemas de

secuencia positiva y negativa, y el factor armónica total.Registrador de eventos para

las operaciones de conmutación y otra información de estado, tales como las

indicaciones y comandos desde el equipo de protección. Esta función permite que el R

SIMEAS para ser utilizado como una alternativa sin papel a grabadores convencionales.

Figura 3.13 Registrador de eventos ZE32/64


74

3.11Conclusiones

Con la modernización de la subestación benjamín Zeledón se garantiza una mayor

confiabilidad, en el servicio de distribución, además también se mejora los siguientes

aspectos:

� La velocidad para el despeje de fallas.

� Más opciones para la realización de conexiones de emergencia, en el caso de

que falle un transformador o un corto circuito en el sistema de distribución.

� Mayor protección de los equipos en la subestación y un aumentó en su vida

útil.

� Garantizar un servicio continuo a los consumidores más sensibles.

� Posibilita la implementación de sistemas de despeje y reconexión en las líneas

de distribución.

Cabe mencionar que esta modernización solo está enfocada en los equipos más

antiguos de la subestación, los equipos como los bancos de baterías y el trasformador

de servicio propio, aún se encuentran en condiciones óptimas ya que fueron ínstalos

recientemente.

En el caso de los relés de protección el registrador de eventos y (RTU) solo se limitara a

sugerir el equipo, ya que el estudio y la calibración de los mismos corresponden a un

estudio que no puede ser abarcado completamente ya que se saldría de los objetivos

de la monografía.

En los anexos se mostrara más información como la tabla de antiguos equipos, el

antiguo diagrama unifilar, el nuevo diagrama unifilar y los planos con las elevaciones

de la subestación ya modernizada.

75

Capítulo4:

Sistemadedespejeypuntosclavesde

utilización

Capítulo 4: Sistema de despeje y puntos claves de utilización

76

Para la debida instalación de este sistema de despeje hay que tomar en cuenta

muchos factores, entre estos factores podemos destacar la categoría que tenga el

consumidor, también el grado de importancia que este represente y cargas que este

posea, ya que en el caso de las industrias la falta la falta del suministro de energía

aunque sea solo unos minutos representa una gran cantidad de pérdidas no solo para

la industria sino también para el ente distribuidor.

Para esta monografía se propone la instalación de un sistema de despeje, el cual

actuara de forma inmediata en caso de una falla en el sistema de distribución o en el

transformador de la subestación y reconectara una parte del circuito a otro circuito

cercano para que este alimente de forma temporal el circuito y lo saque en caso de

cuando la falla ya haya sido arreglada.

Este sistema está conformado equipos de relativa sencillez y alta fiabilidad, que son

sistemas de telecontrol GSM y RTC, controlado por un sistema PLC, los cuales puede

ser instalados y programados de forma sencilla , cabe mencionar que la instalación de

estos equipos solo serán instaladas en algunas partes del circuito priorizando a las

industrias y cargas que así lo ameriten.

En este capítulo primero se pasara a explicar el funcionamiento de la tecnología y

luego se mostraran los puntos clave y cargas que ameriten de este sistema.

4.1 conceptos básicos del telecontrol en sistemas de distribución de media tención El telecontrol de un sistema de distribución de media tensión es utilizado para

controlar remotamente los elementos de maniobra como son los interruptores –

seccionadores y establecer una serie de indicadores que digan el estado actual del

Sistema. Y para lograr comprender el funcionamiento del telecontrol hay que hablar de

los elementos que interviene en estos sistemas y los protocolos por los que estos se

rigen para la debida comunicación que se establecerá. Dos de los principales equipos

en este sistema de telecontrol serán la RTU y los UMPC, a continuación se explicaran

de manera rápida el funcionamiento de estos equipos.


77

4.1.1 RTU La RTU (unidad remota de control) o UTR (Unidad Terminal Remota) en español está

diseñada para realizar de forma óptima las funciones del sistema de telemando a

instalar en el CDT. Implementará el protocolo de comunicación estándar, para llevar a

cabo la comunicación con el centro de control, y hacer posible el telemando del CDT.

La comunicación entre la RTU y el centro de control, se producirá a demanda de éste

en los casos siguientes.

• Llamada por arranque o iniciación.

• Llamada periódica de rutina para comprobación

• Llamada por iniciativa del operador para actualización de datos o ejecución de

comandos.

• Llamada de ejecución de rutina de diagnóstico.

La RTU está constituida por un conjunto de equipos que son fácilmente

intercambiables lo que le permite estar dentro de un centro un armario de control

dentro del CDT (centro de distribución telemando). Y sus módulos principales son los

siguientes.

• Módulo de adquisición de señales de Entrada/Salida. Su finalidad es la

captación de señales provenientes de los distintos elementos tele controlados

del CDT, así como la generación de señales actuadoras sobre los mismos.

• Módulo/s de comunicaciones. Se configurará como convertidor de

protocolos. Podrá comunicar el estado de las variables y/o recibir

instrucciones desde el computador principal, a través de un canal de

comunicaciones, conformando así un sistema remoto de control local de

inteligencia distribuida. Dispondrá de canales serie RS-232, con líneas de

control de módem, y permitirá realizar las siguientes funciones:

-Dotación a los módulos de captación E/S de comunicaciones más

Complejas.

-En aquellos casos en que la configuración de señales del dispositivo a Controlar

requiera más de un módulo de captación E/S, concentrará la Información procedente


78

de los mismos, presentando todo el conjunto Hacia el nivel superior del sistema como

un único elemento, con una configuración de señales suma de todas ellas.

-Otras funcionalidades implementadas por la RTU a destacar, son las Siguientes:

Registro Cronológico Local y Terminal de Mantenimiento. Las señales captadas tendrán

un texto asociado en base de datos, de forma que, ante un cambio de estado de una

señal o la ejecución de un mando, este hecho quedará debidamente registrado con

una marca de tiempo y con su correspondiente estado final. Esta información quedará

almacenada en un registro histórico (que podrá ser consultado de forma local o

remota) con las últimas 64 señales captadas por el sistema. La RTU estará preparada

para conectarse con un terminal de mantenimiento basado en un PC, a través de una

salida RS-232.

-Fecha y hora de la RTU. Cada RTU incorporará un reloj interno de tiempo real con

funciones de fecha y hora. Podrá ponerse en hora de forma local por un operador,

haciendo uso de un terminal de mantenimiento, o bien de forma remota mediante

mensajes enviados desde el centro de control, cuando así lo permita el protocolo.

Si también tomamos en cuenta en telemantenimiento, a este podemos acceder de

diferentes formas de telecontrol desde el centro de control para cumplir con las

funciones de

Parametrizacion

Configuración

Acceso de registro histórico

Adquisición remota de informes periódicos de mantenimiento

4.1.2 UMPC El UMPC (Universal MultipointController) es un equipo de comunicaciones que adapta

y permite la transmisión de datos a través de diferentes medios de comunicación.

Fundamentalmente puede establecer comunicaciones del tipo:

• Punto-multipunto vía radio

• Punto-punto en redes RTC o GSM

• Punto-punto RS-485


79

Un UMPC es un equipo de comunicaciones que da solución a multitud de

problemáticas que se pueden plantear a la hora de querer comunicar dos equipos

remotos entre sí. Cada solución se basa en la adaptación de las comunicaciones al

medio más adecuado en función de las características de cada escenario particular.

Según la tecnología de transmisión existen distintos tipos de UMPC. En función del

sistema en el que se integren y el tipo de comunicaciones que se pretenda establecer,

podremos hablar del módem UMPC-FSK, del UMPC-RTC o UMPC-GSM.

Un equipo UMPC hace posible el diálogo entre la RTU y el centro de control remoto. Al

UMPC que habla directamente con la RTU se le denomina UMPC ModoRTU y al UMPC

que establece la comunicación con el centro de control se le conoce como UMPC

Modo Base. Ambos UMPC se configurarán de forma distinta según el papel que

interpreten dentro del sistema global de comunicaciones y el tipo de sistema que se

implemente (radio, RTC, GSM, etc.).

El modo en que funciona un modem UMPC-RTC y un módem UMPC-GSM es

equivalente en todos los aspectos. En soluciones de este tipo, RTC o GSM, el UMPC

ModoBase se conectará con el UMPC ModoRTU a través de la Red Telefónica

Conmutada (red RTC) o a través de una red GSM, estableciéndose una comunicación

Punto a punto entre ambos UMPC. En la figura 4.1 se muestra un diagrama de

funcionamiento del UMPC-RTC.

Figura. 4.1 diagrama de funcionamiento del UMPC-RTC


80

En soluciones con comunicaciones vía radio, los UMPC (ModoBase y ModoRTU)

utilizarán un canal vía radio para establecer una comunicación punto-multipunto. Para

ello aplicarán una modulación FSK (FFSK/DFSK) a la información a transmitir.

Figura. 4.2 diagrama de funcionamiento de radio-UMPC

Básicamente la red de comunicación en el centro de control constara de los sig

elementos

• Una Red de conmutación de datos en tiempo real: Red Trame, compuesta por

Nodos Trame

• Red de acceso: Desde la RTU hasta el Nodo Trame más cercano (lastmile). Esta

última milla podrá ser implementada mediante diferentes tecnologías, según su

adecuación a la ubicación del CDT (radio, GSM, RTC).

Figura. 4.3 diagrama de comunicación CDT-CC


81

4.2 elementos que conforman el sistema Este sistema está conformado por dos partes que son el CDT y el CDAT los cuales

desempeñan peleles importantes en el control del sistema.

4.2.1 El CDT En este centro dispone de un sistema de control mediante remota convencional

incluyendo los equipos de comunicaciones para la Radio, RTC ó GSM. Este puede

operar de dos maneras esto va a estar a dependencia de la posición del interruptor

que este posee en su interior, las dos posesiones pueden ser local o telemando.

Si el interruptor situada en el armario está en la posición Local, estarán bloqueadas

las maniobras de los interruptores por telemando, aunque no la comunicación entre la

instalación y el centro de control. En la posición Distancia (También rotulada como

“Telemando”) estará habilitado el Telemando de los interruptores.

También cuenta con alarmas en los sistemas de control (SAC/SPECTRUM), cabe

destacar que Ninguna alarma bloquea la actuación sobre los interruptores, tanto en

local como a distancia. No obstante si la alarma de “Fallo CC” es producida por el

disparo del magneto térmico de mandos, no será posible actuarlos debido a la falta

de alimentación auxiliar, además Ninguna alarma local requiere de reseteo. Las que

existen desaparecen al eliminarse las condiciones que las producen.

Tabla 4.1 alarmas en los sistemas de control (SAC/SPECTRUM)


82

4.2.1 el CDAT o Centro de distribución automático tele controlado El Centro dispone de un sistema de control automático mediante PLC. Asimismo

dispone de los elementos necesarios para su telecontrol usando como vía de

Comunicación la Radio, RTC ó GSM. Al igual que el en el CDT este también tiene

modos de funcionamiento sin embargo en este caso dispone de tres modos de

funcionamiento los cuales son local, manual o automático.

Si este se encuentra en modo local se Impide la maniobra de los interruptores por

telemando e inhibe todas las maniobras automáticas. Con el conmutador en esta

posición se cortan los circuitos de mando de los interruptores. Cabe destacar que este

modo no inhabilita el ciclo de reenganche.

Si este se encuentra en modo manual Inhibe todas las maniobras automáticas y

permite la maniobra de los interruptores por Telemando.

Y en el modo automático El sistema de control realizará de forma autónoma, si se dan

las circunstancias prefijadas, las siguientes maniobras:

• Centro CON interruptor de acoplamiento: En operación normal cada línea de

alimentación estará conectada sobre su parte de embarrado correspondiente.

El interruptor de acople estará abierto. Si falta la tensión en una línea

de alimentación, y no se ha producido un defecto en las líneas de salida,

cerrará el interruptor de acople, abriendo previamente el interruptor de

la línea de alimentación afectada.

• Centro SIN interruptor de acoplamiento: En operación normal estará

alimentando el embarrado la línea definida como “preferente”. Si esta línea

pierde la tensión, cerrará la línea de Reserva, después de haber abierto

la preferente.

• Tiempos de conmutación: Se establece el tiempo de conmutación como el

retardo entre la pérdida de alimentación y el inicio de la secuencia automática.

Se normalizan dos posibles tiempos: Transferencia rápida: 3 s; Transferencia

lenta 185 s. Cada centro concreto tendrá programado una de estas dos

opciones.

• Retorno automático a la alimentación normal. Cuando retorna la


83

alimentación habitual, después de que se haya realizado una conmutación de

alimentaciones, al cabo de un tiempo programado de mantenimiento de

tensión en dicha alimentación (Usualmente entre 15 y 20 minutos), realiza la

operación inversa, abriendo la línea de reserva, y posteriormente cerrando el

interruptor de la línea “preferente”. En el caso de tener interruptor de acople,

abriría el acople y cerraría la línea de alimentación.

• Deslastre automático de la línea de salida: Cuando se detecte un defecto en

una línea de salida, el sistema de control comprobará que el interruptor de

cabecera (Subestación) realiza el ciclo de reenganche, y en el tiempo de espera

del último reenganche, abrirá el interruptor de la línea con defecto,

permitiendo la reconexión del resto de las cargas cuando se produzca este

reenganche.

• Sistema de respaldo: En el caso que un defecto en línea de salida no sea

detectado por su relé correspondiente, el sistema aislará la parte de

embarrado afectado (Si no dispone de acople será todo el centro), mediante la

apertura del interruptor de la línea de entrada que esté alimentando al CDAT

(y del acople si dispone de él). Esta condición se establecerá al detectarse el

cierre sobre defecto de la alimentación de “reserva”. En este caso, las dos

líneas de alimentación al centro permanecerán abiertas aunque tengan

presencia de tensión. De esta forma, y dado que el sistema ya no podrá

aislar el defecto en el centro, se alimentarán todas las cargas desde

subestación al mismo. Esta actuación se señaliza mediante la alarma “Falta no

detectada”.

Al igual que en el sistema CDT también se dispone a alarmas las cuales serán

activadas a dependencia de las situaciones que se presenten, en la sig. Tabla se

muestran algunas de las alarmas.


84


85

Tabla 4.2 descripción de las diferentes alarmas

Las indicaciones no encienden la luz de alarma del CDAT, y no precisan reset. Cuando

se indica que “precisa reseteo” se refiere a la necesidad de actuar el Reset de las

alarmas locales desde el centro de control.


86

Aunque el CDAT esté en alarma con los automatismos bloqueados, siempre es posible

actuar sobre los interruptores, tanto en local como a distancia. Bastará con pasar el

sistema a “manual. Existe una única limitación en el caso de que la alarma sea “error

interruptores”. En este caso, el interruptor que provocó la alarma no podrá ser

operado si no se resetea previamente la alarma.

En local se puede actuar en cualquier condición mediante la palanca o los

pulsadores en celda (generaran alarma “maniobra exterior”, si el sistema no ha sido

previamente pasado a “local”).

El reset de las alarmas puede realizarse asimismo a nivel local en el CDAT, o bien a

distancia, mediante telemando desde el centro de control. El reset en el CDAT se

realiza pasando la Palanca del mismo a “manual/local” y operando sobre la carátula

del sistema de control en el menú de alarmas.

La Palanca del CDAT debe quedar en posición “distancia” para que pueda ser

telemandado. El reset desde el centro de control se realiza mediante un mando

específico en la pantalla del puesto central. Si las condiciones que provocan la alarma

han desaparecido, la alarma se repone, y en caso contrario permanecerá activa.

En algunos CDAT no existe este mando. El reset de las alarmas se puede realizar

pasando el centro a modo Manual. Si el CDAT está ya en modo Manual cuando

aparece la alarma, se requiere el paso previo a Automático y posteriormente de

nuevo a Manual. En este caso hay que tener en cuenta que al pasar a Auto, el centro

va a tender a pasar los interruptores al estado cero previsto en su

programación.

4.3 Interruptores y Re-conectadores aéreos Estos son los equipos principales de todo el sistema ya son los que realizan el despeje

de fallas ya sea para conectar a otro circuito o para para separarlo de un circuito.

Estos equipos pueden estar en un estado normalmente cerrado o normalmente

abierto esto va estar a dependencia del propósito al que se le valla de destinar.


87

4.3.1 Re-conectador aéreo tele controlado (RECTEL). Es un interruptor de potencia con capacidad de cierre y apertura sobre la carga

nominal y sobre defecto (13.8 kA) dotado de un equipo de protecciones y

reenganche. Asimismo el re-conectador dispone de un sistema de control

mediante remota convencional incluyendo los equipos de comunicaciones para la

Radio, RTC ó GSM. se dispone de un pulsador “Local / Distancia” (Que también

puede estar rotulado como “Telemando OFF (Local) – Telemando ON

(Distancia)”. También dispone de los siguientes pulsadores locales que pueden

modificar la actuación del equipo:

• Conmutador de “Trabajos en Tensión”: Si está en posición ON establece este

modo de operación especial.

• Pulsador de Disparo de Tierras anulado: Si está en ON, el re-conectador no

disparará por defectos homopolares pero sí por cortocircuitos.

• Pulsador de Anular reenganches: Si está en ON los reenganches están

anulados.

• Pulsador de “Modo OCR”: Si está en ON todo el equipo de protecciones y

reenganche queda anulado, actuando por tanto como un INTEL.

Estas reconectores pueden opera en distintos modos de operación que peuden ser

local o telemando en el caso de que este en el modo Local (Pulsador local de

telemando OFF luciendo el led), estarán bloqueadas las maniobras del interruptor

por telemando, aunque no la comunicación entre la instalación y el centro de

control. En el modo Distancia (Pulsador local de Telemando OFF apagado), estará

habilitado el Telemando de los interruptores Con independencia de esto el

Reenganche puede habilitarse o inhabilitarse por telemando.


88

4.3.2. Interruptor aéreo tele controlado (INTEL) Es un interruptor que dispone de un sistema de control remoto convencional

incluyendo los equipos de comunicaciones para la Radio, RTC ó GSM. Al igual que el

interruptor RECTEL este también tiene modos de operación los cuales pueden ser

local o telemando.

Estando en el modo local, estarán bloqueadas las maniobras del interruptor por

telemando, aunque no la comunicación entre la instalación y el centro de control.

En el modo Distancia (Telemando) estará habilitado el telemando de los

interruptores.

4.4 Especificaciones de los quipos Una vez mostrados los equipos a usará ahora se pasará a mostrar con mayor detalle

las características de cada uno de los equipos que conforman este sistema.

4.4.1Interruptores de media tensión PM6 S2D Es u interruptor –seccionador trifásico que dispone de un sistema de corte con SF6

que dispone con un control de electrónico que controla el mecanismo de cierre y

apertura del equipo

Figura 4.4 interruptor PM6 S2D

en el interior de un cubículo independiente, asociado al órgano de corte del

interruptor-seccionador, se encuentran los mecanismos de maniobra y el mando

eléctrico.


89

El mecanismo de apertura – cierre (con paso por punto muerto) se opera mediante un

resorte que permite realizar las maniobras independientemente de la velocidad

del operador. El mando eléctrico está constituido por un motor de 48 Vcc que realiza

las maniobras de apertura y cierre eléctricamente, tanto desde el armario de

control instalado en el apoyo, como a través del centro de control vía telemando.

Es posible abrir y cerrar el interruptor manualmente utilizando una pértiga. Apertura: Para abrir el interruptor, se tira hacia abajo, empleando una pértiga, de la

manilla verde de apertura manual, ubicada en la zona frontal izquierda del interruptor

Cierre: Para cerrar el interruptor, se ha de tirar hacia abajo, empleando una pértiga, de

la manilla roja de cierre manual, ubicada en la zona frontal derecha del interruptor (ver

gráfico con la vista frontal del interruptor).

El interruptor dispone de un enclavamiento mecánico, que permite bloquear

cualquiera de las posiciones: abierto – cerrado.

Para bloquear el interruptor, una vez efectuada la maniobra deseada, se ha de tirar

hacia abajo, empleando una pértiga, de la manilla “amarilla” de “enclavamiento”

manual, ubicada en el centro del interruptor (ver gráfico con la vista frontal del

interruptor).

Desbloqueo: Para desbloquear el interruptor se ha de empujar hacia arriba, con la

ayuda de una pértiga, la manilla “amarilla” de “enclavamiento” manual, hasta dejarla

en posición horizontal.

4.4.2 re-conectador NOVA 27 kV Es un interruptor trifásico por vacío, con control electrónico provisto de un

mecanismo que posibilita funciones de cierre y apertura en carga. El sistema de

polímero sólido aislante no depende de dieléctrico gaseoso ni líquido. Cuenta con

tres módulos de interruptores de polímero sólido y un transformador de

corriente encapsulado.

Cuenta con un indicador de posición de los contactos abierto / cerrado consiste en un

indicador rojo de cerrado y un indicador verde de abierto ubicados en la parte inferior

de la caja del mecanismo.


90

Puede funcionar de manera local o remota La maniobra local de apertura y cierre

del re-conectador, se realiza mediante dos pulsadores: Apertura: Pulsar el botón

abrir Cierre: Pulsar el botón cerrar.

Para maniobrar remotamente el re-conectador, el control habrá de quedar en

modo telemando. Para activar o desactivar el modo telemando, se habrán de seguir

los siguientes pasos: Pulsar la tecla cambio; Pulsar la tecla telemando off; Cuando el

led de la tecla telemando off está activado, las órdenes por telemando quedan

bloqueadas. Si, por el contrario, el led de la tecla telemando off está desactivado, se

podrá maniobrar remotamente el re-conectador.

4.4.3 Equipos de comunicación Estos equipos se encuentran en el armario de control y son de gran importancia ya

que logran la debida comunicación entre el control de control y los seccionadores,

Estos equipos funcionan con 12 Vcc, por lo que en el armario de control deberá estar

presente un convertidor 48/12 Vcc. Los equipos son el UMPC y los equipos de

comunicación GSM,RTC y radio.

UMPC Este quipo se encarga de la gestión del medio físico utilizado para

establecer la comunicación entre el Centro de distribución telecontrolado y el centro

de control, de forma que libera de esta función a la RTU.

compone, internamente, de una CPU o placa base, sobre la que se puede colocar otra

placa que integre un módem FSK, RTC o GSM, obteniéndose así una salida directa a la

red radio, RTC o GSM.

Externamente, consta de una serie de micros interruptores (cuya posición correcta es

ON), puertos de comunicaciones, bus de expansión, conector de alimentación e

indicadores luminosos.

Sus puertos de comunicación son los sig.

PUERTO

DESCRIPCIÓN COM1 RS- 232paraconexiónRTU. COM2 RS- 232paraconexiónconPCdemantenimiento. COM3 RS- 232paraconexióndemódem GSM/ RTC. COM4FSK Paraconexiónconequipo deradio

PINOUTPUERTOCOM4FSK(DB-15H)


91

Tabla 4.3 puertos de el UMPC

Modem RTC

Para la comunicación vía RTC, se puede instalar en el CDT un módem RTC modelo TD-

35 del fabricante Westermo, instalable en carril DIN. A continuación se muestran las

especificaciones técnicas más relevantes de este equipo.

CARACTERÍSTICAS VALOR CONEXIONES

INTERFAZ DE POTENCIA

Modelo TD- 35 LV TD- 35 HV Rangodetensiones 12- 27Vca/ 12-

95- 240Vca/ 110-240Vcc

Rangodeintensidades 250mA 50mA Rangodefrecuencias 48-62Hz 0-62Hz Polaridad Independiente Independiente Conexión 2pos.detornillo 3pos.Detornillo Fusible Contieneunfusibleinterno

PUERTO SERIE 1

Especificaciones eléctricas RS- 232-C Tasa transmisión datos 300- 115.000bps Conexión 9pos.D-suby9pos.De terminalesde tornillo Circuitotipo Noserequiereblindaje

PUERTO SERIE 2

Especificaciones eléctricas RS- 422/ 485 Tasa transmisión datos 300- 115.000bps Conexión 4posiciones determinales detornillo Circuitotipo TNV-1 Circuitotipo Noserequiereblindaje

INTERFAZ TIPO PSTN

Especificaciones eléctricas PSTN Tasa transmisión datos 300-33.600bps Conexión RJ11C Circuitotipo TNV-3

INTERFAZ LEASED LÍNEA

Especificaciones eléctricas LeasedLínea Tasa transmisión datos 300-33.600bps Conexión 4posiciones determinales detornillo Circuitotipo TNV-1

AISLAMIENTO ENTRE INTERFACES

TD-35HV 3.0kVRMS@50 Hzy60s duración TD- 35 LV 1.5kVRMS@50 Hzy60s duración PSTN 1.5kVRMS@50 Hzy60s duración RS- 422/485 1.5kVRMS@50 Hzy60s duración LeasedLinear 1.5kVRMS@50 Hzy60s duración

CONDICIONESCLIMÁTICAS

Temperatura de operación 5a50°C Temperatura de almacenaje -25a+ 70°C Humedadrelativa de operación.

0a 95%( sincondensación)

Humedadrelativa de almacenajeytransporte.

0a95%( Condensaciónpermitidafuera de almacén)

MECÁNICA

Dimensiones 55x 100x 128mm(WxHxD) Peso 0.3kg Montaje ChasquidoenmonturadecarrilDIN35 mm Gradode protección IP 20(IEC529)

ANTENIMIENTO Norequieremantenimiento,siemprequese usesegún las condiciones específicas.

Tabla 4.3 características del modem RTC TD35

PIN SEÑAL 1 TX 2 MasaTX 3 Rx 4 MasaRx 5 PTT 7 MasaPTTyCD 15

CD 9 Referencia-48V


92

Figura 4.5 modem RTC TD35

Modem GSM

Para la comunicación vía GSM, se puede instalar en el CDT un módem GSM modelo

GD-01 del fabricante Westermo, instalable en carril DIN. A continuación se muestran

las especificaciones técnicas más relevantes de este equipo.

Tabla 4.4 especificaciones de el modem GD-01


93

Figura 4.6 modengsm GD-01

4.4.3 accesorios.

Cabe mencionar que los equipos anteriores no podrían funcionar de manera adecuada

la batería, la caja de conexiones y el armario de control, que son indispensables para

el debido funcionamiento del sistema.

Batería esta nos permite mantener funcionado el sistema de manera continua

aunque haya una falla del suministro eléctrico, trabaja con una tención nominal de

44vcc y una capacidad de 15 Ah

La caja de conexiones es un equipo eléctrico que nos permite entrelazar diferentes

cables y tubos para alimentar distintas partes del sistema.

El armario de control En este armario se instalará todo lo concerniente al control

instalado (incluye UMPC, equipos de telecomunicación y baterías) en el CDT ó CDAT.

Nos permite contener de manera segura todos los equipos.

4.5 Puntos de implementación del sistema en la ciudad de Masaya La función básica de este sistema será mantener el servicio eléctrico sin importar el

tipo de falla que se de en el circuito de alimentación o en el transformador de la

subestación, se procurara la implementación de este sistema en el circuito L30-40 ya

que este desempeña un papel de mucha importancia en la ciudad al alimentar


94

algunas de las industrias más importantes de la ciudad.

4.5.1 Importancia del circuito L 30-40 La importancia principal del circuito L30-40 no solo radica en que es el circuito de

mayor consumo de la subestación Benjamín Zeledón, sino que además este cumple la

función de abastecer del servicio de energía eléctrica a gran parte de las industrias

más importantes de la ciudad de Masaya y otras ubicadas en la carretera Masaya-

Managua y Masaya-Tipitapa.

La mayoría de estas industrias son zonas francas las cuales que se encuentran ubicadas

en el la carretera además también se encuentra un hospital privado que también se

encuentra en la carretera.

Todas estas son cargas muy sensibles ya que la suspensión del servicio eléctrico

aunque sea por unos minutos representa una gran pérdida para las zonas francas sino

que también afecta a la distribuidora del servicio de energía eléctrica ya que está

sujeta a una penalización por falla del suministro eléctrico, además hay que tomar en

cuenta que también este circuito alimenta un hospital el cual es considerado como un

consumidor de primera categoría y se le debe de priorizar el servicio de energía para

que este no pare sus funciones en momentos críticos.

Hay que tomar en cuenta que el crecimiento de la ciudad esta orientado a el circuito

L30-40, esto según estudios de la alcaldía y estudios realizados por el CINAPRED

realizados en el año de 2005, en los últimos se han establecidos zonas francas en todo

lo que va de la carretera Masaya-Managua y en estos momentos se tiene planeados la

implementación de otras zonas francas en lo que va de la carretera a Masaya.

4.5.2Ubicación de las industrias en la ciudad de Masaya Como se mencionaba anteriormente gran parte de las industrias ubicadas en al ciudad

de Masaya se encuentran en lo que es la carretera Masaya-Managua y lo que es la

carretera Masaya-Tipitapa, entre algunas de las mas importantes se encuentran.

• Draexlmaier Partes Automotrices Nicaragua SA


95

• TextílUnlimited Nicaragua S.A

• Cupid Nicaragua S.A.

Pero en la carretera a Masaya- Managua no solo se encuentran zonas francas si no

que también se encuentran supermercados como son el súper mercado pali y maxi

pali además se encuentra un hospital y otras empresas de menor de menor consumo

ala largo de toda la carretera Managua-Masaya.

Otro factor a destacar que destaca la importancia del circuito L30-40 es el consumo de

este ya que es el mayor de todos los circuitos que alimenta la subestación Benjamín

Zeledón ya que el consumo de esta es de 5.6 en la hora de mayor demanda y 2.7Mva

en la hora de menor demanda.

En la siguiente imagen se muestran la ubicación del circuito L30-40 y algunas de las

industrias más importantes de la ciudad.

Figura. 4.7 Ubicación de las principales industrias en la carretera a Masaya

4.5.3 Limitantes

Una de las principales limitantes en el sistema de distribución de la ciudad de Masaya

es la antigüedad de este en algunas partes data de hace más de 30 años de su


96

construcción y no cuentan con la debida instalación, en algunos casos siguen usando

postes de madera cuando las normas ENEL exigen de estos tiene que ser de concreto.

Además con el pasar de los años se han ido sumando derivaciones a estos y en algunas

ocasiones hace muy difícil poder diferenciar de donde adonde van los cables de

distribución.

Estas derivaciones conllevan a la instalación de puntos de alimentación innecesarios,

de los cuales en algunos casos fácilmente se podrían haber conectado a circuitos

aledaños que se encuentran aún más cercanos.

Un caso particular es en el área de Nindirí al cual tiene un punto de alimentación

central en la entrada por parte del circuito L30-40, la dificultad se presenta que a lo

largo de la carretera este mismo circuito alienta cargas de menor consumo sin dar

prioridad a los grandes consumidores de la ciudad.

Por lo cual en estos puntos es recomendable la realización de una reinstalación de los

transformadores CT177-1T-BZN3040,CT106-2T-BZN3040,CT105-1T-BZN3040, CT100-

1T-BZN3040, CTX102-3T-BZN3040,CT101-2T-BZN3040, CT102-1T-BZN3040, CT103-1T-

BZN3040 .los cuales están ubicados en las afueras de la ciudad de Nindirí y dificultan

que se dé una adecuada selectividad por parte de los re-conectores y conectores , ya

que estos dan preferencia a las industrias que están en la carretera a Managua .

4.5.4 instalación de los interruptores y re-conectadores

Aun con las limitantes que el sistema de distribución presenta, este ya cuenta con

puntos de reconexión de emergencia, esto con el fin de que en caso de una falla o un

circuito se conecte a otro de forma temporal, cabe mencionar que esta conexión

tendría que hacer de forma manual.

Uno de estos puntos se encuentra cerca de rotonda ------- en las afueras de Masaya,

está conformado por un seccionador de nombre SC10-BZN3020 el cual tiene la

capacidad de conectar el circuito L30-40 con el L3020.


97

Para mantener la selectividad y priorizar las industrias de Masaya es necesario de un

interruptor en la troncal principal de la entrada de la ciudad de Nindirí el cual como

anteriormente se mencionó la necesidad de una reubicación de algunos

transformadores.

Esto con el fin de mantener el flujo de energía en las principales industrias que se

encuentran en la carretera Masaya, este evitaría una sobrecarga en el circuito L30-20

el cual de soportar la carga total del circuito L30-40 soportaría más del doble de su

capacidad instalada en la actualidad, además se toma en cuenta el crecimiento de

carga de este circuito en los próximos años.

En las siguientes imágenes se muestran los puntos de instalación del interruptor y el

re-conector, en las cuales se muestran los puntos significativos para la instalación de

estos equipos, uno es en la entrada de la rotonda de Masaya y el otro en la entrada de

la ciudad de Nindirí.

Figura 4.8 punto de interconexión del circuito L30-20 con el circuito L30-40


98

Figura 4.9 punto de instalación del interruptor para la ciudad de Nindirí

4.5.5 simulación con SKM power tools

Skm power tools es una herramienta de simulación que nos permite conocer el estado

de los equipos de y como estos pueden reaccionar ante cualquier tipo de falla en el

momento que una de estas suceda, una de las ventajas de este software es su

flexibilidad de uso ,ya que nos permite trabajar con diferentes librerías de equipos y

sistemas con las que este ya cuenta en su base de datos ,y en caso de que no sepamos

las especificaciones de un equipo determinado solo bastas con buscarlo y aplicar las

características en los quipos que se quieren probar.

Además de poseer una interface muy sencilla e intuitiva permite hacer simulaciones

del estado de diversos equipos en diversas situaciones que pueden acontecer en un

sistema de distribución o transmisión.


99

Figura 4.10 Interface de skm power tools

Conclusiones Una de las problemáticas en la ciudad de Masaya es la antigüedad de la subestación y

la dificultad que esta misma presenta en el caso de que el transformador salga de

servicio, por esto se trabajó en este documento lo necesario para su modernización

garantizando su mejor operación. Además

� Se investigaron y estudiaron cada una de los equipos de la subestación

Benjamín Zeledón para determinar.

� Se determinaron las vulnerabilidades de estos equipos y se procedió estudiar y determinar sus remplazos.

� Realizando recorridos por la ciudad de Masaya se encontraron los puntos más vulnerables de la red de distribución.

� Además de acuerdo con esa información se determinaron las dificultades en la red de distribución para el sistema de despeje de fallas.

Se puede decir que con la modernización y la implementación de este sistema de despeje:

� Aumento de la confiabilidad del servicio eléctrico a las principales industrias de

la ciudad de Masaya.

� Aumenta la fiabilidad de la subestación de Masaya en caso de que un

transformador salga de servicio.


100

� Garantiza que la subestación funcionara de manera adecuada en los próximos 20

años.

� Da la posibilidad de implementar este sistema de despeje en otros puntos clave

de la ciudad de Masaya tales como el hospital.

101

Anexos

Anexos

102

Antiguos equipos de la subestación Benjamín Zeledón.

En la siguiente tabla se muestran algunos de los antiguos equipos con los que contaba

la subestación, cabe mencionar que la en esta tabla se toma en cuenta cuando la

subestación aun contaba con el segundo transformador de sub-transmisión.

Ubicación Equipo Marca Modelo Añode Fabricación

Voltaje Nominal

EQUIPOS DESUBESTACIONES

BZN L8310 TP HaefelyTrench TEVP138X 1996 13800/Ö3V

Balteau TCA-138 13800/Ö3V BZNV8011 Seccionador DelleAlsthom SPE-170 1982 145 KV

BZNV8011

TP

Micafil WN145N2 1970 138000/ V3v Micafil WN145N2 1970 138000/ V3v Arteche UMV-145 138000/ V3v

BZN T8011 Seccionador DelleAlsthom SPE-170 1982 145 KV BZN T8010 Interruptor DelleAlsthom OR1G 1973 145 KV

BZN T8010

TC

138 KV 138 KV 138 KV

BZN T8010

PARARRAYO

Dinagag MPR 108 KV Dinagag MPR 138 KV Dinagag MPR 138 KV

BZN T8021 Seccionador DelleAlsthom SPE-170 1982 145 KV BZN T8020 Interruptor ISODEL HPF512/2F 1996 145 KV

BZN T8020

TC

Balteau SEX-138 13800/Ö3V Balteau SEX-138 13800/Ö3V Balteau SEX-138 13800/Ö3V

BZN T8020

Pararrayo

GeneralElec. 9LT2LGG03 138 KV GeneralElectric 9LT2LGG03 138 KV GeneralElectric 9LT2LGG03 138 KV

BZN T6021 Seccionador DelleAlsthom SPE-72 72.5KV BZN T6020 Interruptor DelleAlsthom HPGE 9/12E 1972 72.5KV

BZN T6020

TC

DelleAlsthom 1H72.5/24 1972 138 KV DelleAlsthom 1H72.5/24 1972 138 KV DelleAlsthom 1H72.5/24 1972 138 KV

BZN T6020

Pararrayo

GeneralElec. 72.5KV GeneralElec. 72.5KV GeneralElec. 72.5KV

BZNV6011 Seccionador DelleAlsthom SPE-72 72.5KV

BZNV6011

TP AlsthomSavoisienne UH/72.5-17 69000/Ö3 AlsthomSavoisienne UH/72.5-17 69000/Ö3 AlsthomSavoisienne UH/72.5-17 69000/Ö3

BZN L6084 Seccionador ConcordeStuttgart PCMN3 60KV BZN L6089 SeccionadorconP/T Siemens H260-Ed-60III600Dt 60KV BZN L6087 Seccionador Siemens H260-Ed-60III600Dt 60KV BZN L6080 Interruptor ABB EDFSK1-1 2001 72.5 KV

BZN L6080

TC

Arteche SXG-52 1995 17.5 KV Arteche SXG-52 1995 17.5 KV Arteche SXG-52 1995 17.5 KV

BZN L6081 Seccionador Siemens H260-60III600Dt 60kv BZN L6044 Seccionador ConcordeStuttgart PCMN3 60KV BZN L6049 SeccionadorconP/T Siemens H260-Ed-60III600Dt 60KV BZN L6047 Seccionador Siemens H260-Ed-60III600Dt 60KV BZN L6040 Interruptor ABB EDFSK1-1 2001 72.5 KV

BZN L6040

TC

GecAlsthom SVR70 1987 72.5KV GecAlsthom SVR70 1987 72.5KV GecAlsthom SVR70 1987 72.5KV

BZN L6041 Seccionador DelleAlsthom SPE-72 72.5KV BZNC6011 Seccionador ABB SGF72.5n100 2002 72.5KV

BZNC6011

Pararrayo

ABB Q060-XV072 2001 60KV ABB Q060-XV072 2001 60KV ABB Q060-XV072 2001 60KV

BZNC6010 Interruptor Joslyn VBM 72.5 KV BZNC6010 Capacitor Cooper EX7L 2001 19920 V BZNC6021 Seccionador ABB SGF72.5n100 2002 72.5KV

BZNC6021

Pararrayo

ABB Q060-XV072 2001 60KV ABB Q060-XV072 2001 60KV ABB Q060-XV072 2001 60KV

BZNC6020 Interruptor Joslyn VBM 72.5 KV BZNC6020 Capacitor Cooper EX7L 2001 19920 V BZNC6020 TC ABB IMB72 2001 72.5 KV BZN B6011 Seccionador DelleAlsthom SPE-72 72.5KV BZN B6010 Interruptor DelleAlsthom HPGE 9/12E 1982 72.5KV

BZN B6010

TC

ABB IMB72 2001 72.5 KV ABB IMB72 2001 72.5 KV ABB IMB72 2001 72.5 KV

BZN T3011 Seccionador Siemens H245nE20III400 20KV BZN S3013 SeccionadorFusible Siemens H321/2020111 20KV BZNV3013 SeccionadorFusible 20KV

Barra de13.8kv

TC

Arteche ACH-24 2003 17.5 KV Arteche ACH-24 2003 17.5 KV Arteche ACH-24 2003 17.5 KV

Barra de13.8kv

TP

Arteche UCK-17 2003 13800/Ö3 Arteche UCK-17 2003 13800/Ö3 Arteche UCK-17 2003 13800/Ö3

Anexos

103

Ubicación Equipo

Marca

Modelo

Añode Fabricación

Voltaje Nominal

PROTECCIONES YCONTROLESELECTRICOS

UBICACIÓN TIPODERELE

FABRICANTE

MODELO

FUNCIONESACTIVAS

NIVEL DETENSION

RTC

RTP

BZN-L6040 Electromecánico

Schlumberger

RSA2

51

69

20

-

BZN-L6080 Electromecánico

Schlumberger

RSA2

51

69

30

-

BZN-T8010/T3011 Electromecánico

GeneralElectric

STD15C3A

87

138

100/5-1200/5

-

BZN-T3011 Electromecánico

Schlumberger

RSA2

51

13.8

12

-

BZN-T3011 Electrónic

GECALSTHOM

MV

90

13.8


Schlumberger

RSA2

51

138

10

-

BZN-T8020/T6020 Electromecánico

Schlumberger

RBAH-130

87

138

200/5-400/5

-


Schlumberger

RSA2

51

69

40

-


Schlumberger

RSA2

51

138

20

-

Tfr.40MVA

REGISTRADORDEEVENTOS

MARCA

MODEL

O

TIPO

ABB INDACTIC650

DIGITAL

CONTADOR DEENERGÍA

UBICACIÓN TIPODEMEDIDOR

FABRICANTE

MODELO

TCINSTALADO

PRESICION

TPINSTALADO

PRESICION

T3011

Digital

IONENTERPRISE

ION8400

600-1200/5-5-5-5

0.2

13.8KV/√3:100V/√3

0.2

UNIDAD TERMINALREMOTA(RTU)

UBICACIÓN TIPODERTU FABRICANTE

MODELO

PROTO

COLOD

E

MEDI

ODE

COMUN

BENJAMINZELEDON

SIEME

SINAUT8FW512i

FW

PL

RECTIFICADORES

UBICACIÓN TIPODERECTIFICADOR

FABRICANTE

MODELO

ENTRADAVCA

SALIDA VCD

CAP

ACID

AD

BENJAMINZELEDON

CARGADOR-RECTIFICADOR OERLINKO

N SDU48-

1X

28.8-

40

BENJAMINZELEDON

CARGADOR-RECTIFICADOR E

MSPE125-60 3

X12

60

BANCO DEBATERÍAS

UBICACIÓN TIPODEBATERÍA

FABRICANTE

VOLT. BANCODEBATERÍAS

-V

CAPACIDAD(AH)

TIPODEELECTROLITO

BENJAMINZELEDON

TUD

12

20

ACIDOSULFURICO

BENJAMINZELEDON

TUDOR

48

154A

TRANSFORMADORDEPOTENCIA

CAPACIDAD-MVA

MARCA

RELACION-KV/KV

TIPODEENFRIAMIENTO

IMPEDANCIA-%

GRUPODECONEXIÓN

AÑO

DE

FABRI

VIDA DESERVICIO

25

ASEA 13

ONAN/ONAF 17

YNyn0(d11) 19

30

40

Savoisienne 13

ONAN/ONAF YNyn0(d11) 19

35

TRANSFORMADORDESERVICIOPROPIO

CAPACIDAD-KVA

MARCA

RELACION-KV/KV

TIPODEENFRIAMIENTO

IMPEDANCIA-%

GRUPODECONEXIÓN

AÑO

DE

FABRI

VIDA DESERVICIO

50

13,8/0,

ON

Anexos

104

Imágenes de la subestación benjamín Zeledón

A continuación se mostrarán algunas imágenes del estado de los equipos de la subestación

Benjamín Zeledón además de eso se mostrarán imágenes del estado de las líneas de

distribución de la ciudad de Masaya.

Figura 5.1 Antiguas protecciones de la subestacióm

Figura 5.2 transductores

Anexos

105

Figura 5.3 Registrador de eventos de la subestación

Figura 5.4 Placa del antiguo transformador de distribución .

Anexos

106

Figura 5.5 estado de la arena

Figura 5.6 Estado de algunos de los postes en las lineas de distribución en la ciudad de masaya

Anexos

107

Figura 5.7 Punto de alimentación en la entrada de la ciudad de Nindirí

108

Bibliografía

Documentos.

[1] Eduardo J. Moya de la Torre, “plataforma de telecontrol de bajo coste para

instalaciones industriales remotas”,2007

[2] Carlos C. Viana,” sistema configurable de telecontrol mediante

Telefonía móvil gsm”, Universidad del País Vasco,2006

[3] Eduardo j. geney carvajalino,” tecnología de telecontrol como herramienta para

optimizar el mantenimiento en campo de un Sistema de distribución de media

tensión.”, universidad de Sevilla, 2007

[4] José Ignacio escudero fombuena,”TELECONTROL DE REDES ELÉCTRICAS”,

universidad de Sevilla, 1994

[5] Germán Villalba Madrid, “redes de acceso remoto al edificio inteligente “,

universidad de Murcia, 2005

[6] SINAPRED “Plan de Ordenamiento Territorial Municipal en Función de las

Amenazas Naturales” Managua ,2005

Libros

[1] José Raúl Martin, “diseño de subestaciones eléctricas” Mcgraw hill, México, 1989,

ISBN 968-422-232-9

[2] Stephen J Chapman , “Maquinas Eléctricas” Mcgraw hill, México, 2000 ,ISBN 970-

104-947-0

[3] Enríquez Harper, “diseño de subestaciones eléctricas” ,Editorial limusa, México,

2005 ,ISBN 968-186-222-8

Paginas web

[1] El rincón del vago, Diseño eléctrico de redes de alta y baja tensión,

[http://html.rincondelvago.com].

[2] AIU, subestaciones eléctricas, [http://www.aiu.edu].

[3]coitiab.es, LÍNEA AÉREA DE MEDIA TENSIÓN,[ http://www.coitiab.es]

109

Glosario

CDT: Centro de distribución telecontrolado

CDAT. Centro de distribución automático telecontrolado

Pararrayo: Dispositivo que limita la amplitud de las sobretensiones originadas por

descargas atmosféricas, operación de interruptores o desbalanceo de sistemas.

El relé o relevador: es un dispositivo electromecánico. Funciona como un interruptor

controlado por un circuito eléctrico en el que, por medio de una bobina y

un electroimán, se acciona un juego de uno o varios contactos que permiten abrir o

cerrar otros circuitos eléctricos independientes.

Relé diferencial: cuya impedancia es pequeña en comparación con la impedancia del

circuito secundario de un transformador de corriente con saturación.

Relé Buchholz: dispositivo de seguridad montado sobre

algunos transformadores y reactores que tengan una refrigeración mediante aceite,

equipado con una reserva superior llamada "conservador".

Telecontrol: Control del equipo operativo a cierta distancia utilizando la transmisión de

la información mediante técnicas de telecomunicación.

Telemando: Uso de las técnicas de telecomunicación para generar un cambio en el

estado de funcionamiento de una instalación

Telecomunicación: Se denomina a la técnica de transmitir un mensaje desde un punto

a otro, normalmente con el atributo típico adicional de ser bidireccional.

RTU: Unidad remota de control

universidad nacional de ingeniería - ribuni.uni.edu.niribuni.uni.edu.ni/285/1/38659.pdf ·...

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