INSTITUTO POLITECNICO NACIONAL
ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERIA
MECANICA Y ELECTRICA
DEPARTAMENTO DE INGENIERIA
ELECTRICA
CÁLCULO Y SELECCIÓN DE UNA SUBESTACION
COMPACTA PARA UN CARCAMO DE BOMBEO DE
AGUAS RESIDUALES
T E S I S
QUE PARA OBTENER EL TITULO DE
INGENIERO ELECTRICISTA
P R E S E N T A N:
C. JOSE LUIS URBINA GONZALEZ
ASESOR:
ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELECTRICA
UNIDAD PROFESIONAL "ADOLFO LÓPEZ MATEOS"
TEMA DE TESIS
QUE PARA OBTENER EL TITULO DE INGENIERO ELECTRICISTA
POR LA OPCIÓN DE TITULACIÓN TESIS Y EXAMEN ORAL INDIVIDUAL
DEBERA(N)DESARROLLAR
c.
JOSÉ LUIS URBINA GONZÁLEZ"CÁLCULO Y SELECCIÓN DE UNA SUBESTACIÓN COMPACTA PARA UN CÁRCAMO DE BOMBEO DE AGUAS RESIDUALES."
DEMOSTRAR LA METODOLOGÍA PARA LA SELECCIÓN DE LOS ELEMENTOS DE UNA SUBESTACIÓN COMPACTA PARA UN PROYECTO DE ÁREA ELÉCTRICA DE UN CÁRCAMO DE BOMBEO DE AGUAS RESIDUALES.
ｾ INTRODUCCIÓN.
ｾ GENERALIDADES SOBRE SUBESTACIONES ELÉCTRICAS.
ｾ SUBESTACIONES ELÉCTRICAS COMPACTAS.
ｾ EL TRANSFORMADOR.
ｾ ｂａｒｒａｓｾ
ｾ EQUIPO DE PROTECCIÓN DE UNA SUBESTACIÓN COMPACTA.
ｾ COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO.
ｾ APARTARRAYOS.
ｾ ANÁLISIS DEL DISEÑO DE PUESTA A TIERRA DE UNA SUBESTACIÓN COMPACTA.
ｾ CÁLCULO Y SELECCIÓN DE UNA SUBESTACIÓN COMPACTA PARA UN CÁRCAMO DE
AGUAS RESIDUALES.
ｾ CONCLUSIONES.
MÉXICO D.F., 15 DE JUNIO 2012.
ING.JES
Mis primera y mayor deuda de gratitud es para mis padres, porque gracias a su apoyo E podido concluir mi educación y así adquirir la herencia más grande que haya podido recibir El permitirme forjar como un hombre de bien y poder concluir mi carrera profesional.
Primero que nada quiero agradecer a dios por acompañarme todos los días en mi camino y regresarme con bien a mi casa.
A san judas Tadeo por escuchar siempre mis suplicas y permitirme estar hoy como un graduado Mama: gracias por todos tus consejos por ser mi madre mi amiga por levantarte para despedirme y desvelarte para recibirme.
Papa: gracias por todos tus consejos por tus sugerencias y tu interés asía mi persona
Isabel: gracias por tu cariño por tu preocupación por tus regaños por patrocinar diversas causas gracias flaquita
Leti: se que siempre contare contigo gracias por confiar en mi gracias por hacerme reír en los momentos más difíciles
Familia gracias por que en cada duda, tropiezo o preocupación nos hemos encontrado unidos Construyendo los cimientos disfrutando los momentos.
Hoy un sueño una meta que iniciaba a futuro desde la secundaria, la vocacional y que en dados momentos temí no acabar se proyecta hoy por hoy como realidad.
Fácil seria para mí el omitir la presencia y aportación de mis abuelos pues ya no se encuentran con migo pero el joven que un día vieron como estudiante ahora es un hombre que hoy concluye satisfactoriamente una etapa en este camino.
Noches tardes y mañanas me costó llegar aquí cuánta razón tenias mama que a todo el esfuerzo llega una recompensa a mis hermanas no me queda solo decir que la ruta está marcada y que a pesar de adversidades se puede llegar a donde se desea pronto me alcanzaran mis pequeñas. La mayor parte en el merito podría ser para mi pues soy el graduado pero no cabe duda que su participación ha enriquecido el trabajo realizado con su aportación significativa
Maestros la fuente de conocimientos inagotables por cada clase y trabajo que hoy me han dado las herramientas para luchar por mi realización.
Mil palabras no bastarían para agradecerles su apoyo, su comprensión y sus consejos en los momentos difíciles.
INDICE. PAGINA
SIGLAS Y ABREVIATURAS. 1
JUSTIFICACIÓN. 2
INTRODUCCIÓN. 3
1. GENERALIDADES SOBRE SUBESTACIONES ELÉCTRICAS. 4
1.1 CLASIFICACIÓN DE LAS SUBESTACIONES ELÉCTRICAS. 5
1.2 PARTES TÍPICAS EN UNA SUBESTACIÓN ELÉCTRICA. 6
2. SUBESTACIONES ELÉCTRICAS COMPACTAS. 8
2.1. CONSIDERACIONES PARA EL DISEÑO DE LA SUBESTACIÓN COMPACTA.
9
2.1.1. ESTUDIO DE CORTOCIRCUITO. 9
2.1.2. PUESTA A TIERRA. 10
2.1.2.1 ATERRIZAMIENTO DE LOS GABINETES. 11
3. EL TRANSFORMADOR. 13
3.1. CÁLCULO DE LA CAPACIDAD DEL TRANSFORMADOR. 15
3.2. CÁLCULO DE LA CORRIENTE NOMINAL Y MÁXIMA. 16
3.2.1. CÁLCULO DE LA CORRIENTE NOMINAL DEL TRANSFORMADOR. 16
3.2.2. DETERMINACIÓN DEL FACTOR DE SEGURIDAD O CAPACIDAD DE SOBRECARGA MÁXIMA DE UN TRANSFORMADOR.
16
3.2.3. CÁLCULO DE LA CORRIENTE MÁXIMA EN EL TRANSFORMADOR. 18
3.2.4. LÍMITES DE PROTECCIÓN DE TRANSFORMADORES. 18
3.2.4.1. CURVA DE DAÑO O CURVA ANSI. 18
3.2.4.4. PUNTO DE MAGNETIZACIÓN (INRUSH). 20
4. BARRAS. 21
4.1. TIPOS DE BARRAS. 22
4.2. CAPACIDAD DE CONDUCCIÓN DE CORRIENTE RELATIVA. 22
4.3. ACCESORIOS DE LAS BARRAS COLECTORAS. 23
4.4. FACTORES PRIMARIOS EN EL DISEÑO DE LAS BARRAS COLECTORAS.
29
4.4.1. CARGAS ESTÁTICAS. 29
4.4.2. CARGAS DINÁMICAS. 29
4.5. FACTORES SECUNDARIOS EN EL DISEÑO DE LAS BARRAS COLECTORAS.
30
4.6 MÉTODO DE CÁLCULO. 30
4.6.1. COMPROBACIÓN DE ESTABILIDAD TÉRMICA. 31
4.6.2. COMPROBACIÓN DE LAS BARRAS EN ESTABILIDAD DINÁMICA. 33
4.6.3. SELECCIÓN DE AISLADORES DE BARRAS.. 39
5. EQUIPO DE PROTECCIÓN DE UNA SUBESTACIÓN COMPACTA. 40
5.1. FUSIBLES. 40
5.1.1. DESCRIPCIÓN Y CARACTERÍSTICAS DE LOS FUSIBLES EN MEDIANA TENSIÓN (MT).
40
5.1.2. FUSIBLE DE EXPULSIÓN. 41
5.1.3. FUSIBLE LIMITADOR DE CORRIENTE. 42
5.1.4. CONSIDERACIÓN DE SOBRETENSIÓN. 43
5.1.5. SELECCIÓN DE FUSIBLES. 44
5.2. INTERRUPTORES EN SUBESTACIONES COMPACTAS. 45
5.2.1.2. SELECCIÓN DE CUCHILLAS DESCONECTADORAS. 46
5.2.2. INTERRUPTORES DE POTENCIA. 46
5.2.2.1. SELECCIÓN DE LOS INTERRUPTORES DE POTENCIA. 47
5.2.2.2. TIPO DE INTERRUPTORES. 47
5.3. TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTO. 51
5.3.1. TRANSFORMADORES DE CORRIENTE (TC). 51
5.3.2. SIMBOLO DEL TC. 52
5.3.3. INTERPRETACION DE LAS MARCAS DE POLARIDAD. 52
5.3.4. EJEMPLO DE RELACION DE TRANSFORMACION. 53
5.3.5. EJEMPLOS DE CALCULOS DE CORRIENTES SECUNDARIAS Y DETERMINACION DEL SENTIDO DE LAS MISMAS.
53
5.3.6. CONEXIONES DE TRANSFORMADORES DE CORRIENTE. 56
5.3.6.1. CONEXIÓN DE TC EN ESTRELLA. 56
5.3.6.2. CONEXIÓN DE TC EN DELTA 30° ADELANTADO. 57
5.3.7. CLASIFICACIÓN DE LOS TC. 58
5.3.7.1. LOS TC POR SU UTILIZACION. 58
5.3.7.2. LOS TC POR SU CONSTRUCCION. 58
5.4. TRANSFORMADORES DE POTENCIAL (TP). 63
5.4.1 CLASES DE PRECISIÓN EN TP’S. 67
5.5. RELEVADORES. 67
5.5.1. AJUSTE DE LOS RELEVADORES DE SOBRECORRIENTE CON DISPARO RETARDADO DE TIEMPO (DISPOSITIVO 51).
69
5.5.2. AJUSTE DE LOS RELEVADORES DESOBRECORRIENTE CON DISPARO INSTANTÁNEO (DISPOSITIVO 50).
70
6. COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO. 70
6.1.1. TENSIÓN CRÍTICA DE FLAMEO. 72
6.1.2. EFECTOS METEOROLÓGICOS. 75
6.2. DIMENSIONAMIENTO DIELÉCTRICO EN SUBESTACIONES ELÉCTRICAS.
75
6.2.1. DISTANCIAS DE DISEÑO. 76
6.2.2. DISTANCIAS ENTRE CENTROS DE FASES. 76
6.2.3. DISTANCIAS DE SEGURIDAD EN SUBESTACIONES ELÉCTRICAS UNITARIAS.
76
7. APARTARRAYOS. 77
7.1. LOCALIZACIÓN DEL APARTARRAYOS. 77
7.2. SELECCIÓN DEL APARTARRAYOS. 78
7.2.1. CARACTERÍSTICAS DE LOS APARTARRAYOS. 79
7.2.2. TENSIÓN NOMINAL (Vn). 79
7.2.3. CORRIENTE DE DESCARGA DEL APARTARRAYOS (ID). 79
7.2.4. MARGEN DE PROTECCIÓN. 81
7.3. CONEXIÓN DEL APARTARRAYOS 82
8. ANÁLISIS DEL DISEÑO DE PUESTA A TIERRA DE UNA SUBESTACIÓN COMPACTA.
83
8.1.
PROCEDIMIENTO PARA DISEÑAR UN SISTEMA DE PUESTA A TIERRA.
83
8.1.1. CRITERIOS PARA LA CONSTRUCCIÓN DE MALLAS
CONECTADAS A TIERRA. 84
8.2. PROCEDIMIENTO DE DISEÑO. 85
8.2.1. DISEÑO DE LA RED DE TIERRAS. 87
8.2.2. CÁLCULO DEL FACTOR DE DECREMENTO (Df). 88
8.2.3. FACTOR DE PROYECCIÓN (Cp). 88
9. CÁLCULO Y SELECCIÓN DE UNA SUBESTACION COMPACTA PARA
UN CARCAMO DE AGUAS RESIDUALES. 93
9.1.1. DATOS PROPORCIONADOS POR EL CLIENTE. 93
9.2.1. SELECCIÓN DEL TRANSFORMADOR. 95
9.1.2.1. CALCULO DE LOS PARÁMETROS DE OPERACIÓN DEL
TRANSFORMADOR. 95
9.2. PROTECCIÓN DEL TRANSFORMADOR. 96
9.2.1. ZONA DE DAÑO DEL TRANSFORMADOR Y CURVA DE OPERACIÓN DEL FUSIBLE.
98
9.3. COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO. (CFEL0000-96). 99
9.4. SELECCIÓN DE LOS APARTARRAYOS. 100
9.5. SELECCIÓN DE BARRAS. 101
9.6. SELECCIÓN DE AISLADORES. 104
9.7. SELECCIÓN DE CUCHILLAS. 104
9.8. SOFTWARE CyMGrd. 105
9.9. DISEÑO PROPUESTO PARA EL SISTEMA DE TIERRAS. 106
9.9.1. NIVELES DE UMBRAL DEL MÁXIMO POTENCIAL DE TIERRA O DE SUPERFICIE (GPR) PARA EL CUAL SE DISEÑO LA MALLA DE LA SUBESTACIÓN COMPACTA (CARCAMO TLATELOLCO).
107
9.9.2.
NIVELES DE UMBRAL DEL POTENCIAL DE TOQUE O DE CONTACTO TOLERABLE PARA EL CUAL SE DISEÑO LA MALLA DE LA SUBESTACIÓN COMPACTA (CÁRCAMO TLATELOLCO).
109
9.9.3. RESULTADOS DE LA SIMULACIÓN DE LA MALLA DE PUESTA A TIERRA DE LA SUBESTACIÓN COMPACTA (CÁRCAMO TLATELOLCO).
111
9.9.4 RESULTADOS DE LA SIMULACIÓN DE CORTO CIRCUITO CON EL SOFTWARE ASP (CÁRCAMO TLATELOLCO).
113
9.10. DIAGRAMA UNIFILAR. 115
9.9.4. RESULTADOS DE LA SIMULACIÓN DE CORTO CIRCUITO CON EL SOFTWARE ASP (CÁRCAMO TLATELOLCO).
9.10. DIAGRAMA UNIFILAR (CÁRCAMO DE BOMBEO TLATELOLCO). 115
CONCLUSIÓN 116
BIBLIOGRAFIA. 117
TERMINOLOGIA. 119
FIGURAS.
FIGURA 1. DIAGRAMA UNIFILAR DE LAS PARTES QUE COMPONEN UNA SUBESTACIÓN ELÉCTRICA COMPACTA.
6
FIGURA 2. TRANSFORMADOR TIPO SUBESTACIÓN. 15
FIGURA 3. CONECTOR RECTO PARA UNIR DOS BARRAS. 24
FIGURA 4. CONECTOR TIPO “T” PARA DERIVAR DE BARRA A CABLE.
24
FIGURA 5. CONECTOR TIPO “CODO” PARA BARRAS DE ALUMINIO. 24 FIGURA 6. JUNTA DE EXPANSIÓN TIPO “FE” DE BARRA A TERMINAL
DE CONEXIÓN. 25
FIGURA 7. JUNTA DE EXPANSIÓN TIPO “J” TRENCILLA PLANA. 25 FIGURA 8. CURVAS DE DEPENDENCIA A=F(Q) PARA CONDUCTORES
DE COBRE Y ALUMINIO. 32
FIGURA 9. CURVAS DE TIEMPO FICTICIO EN FUNCIÓN DE LA
RELACIÓN Β=ICCASIMETRICOS / ICCSIMETRICOS 33 FIGURA 10. COLOCACIÓN DE UNA BARRA POR FASES. A) DE
CANTO, B) DE PLANO. 35
FIGURA 11. CURVAS PARA DETERMINAR EL COEFICIENTE DE
FORMA DE LAS BARRAS. 37
FIGURA 12. COLOCACIÓN DE BARRAS. 1. BARRAS, 2. AISLADORES, 3. SEPARADORES.
38
FIGURA 13. CURVA CARACTERÍSTICA CORRIENTE --- TIEMPO DE
OPERACIÓN DE UN FUSIBLE TIPO EXPULSIÓN. 41 FIGURA 14. FUSIBLE TIPO ESLABÓN DE UNA MISMA --- CORRIENTE
NOMINAL Y DIFERENTE VELOCIDAD DE REPUESTA.
42
FIGURA 15. REPRESENTACIÓN GRÁFICA DEL CONCEPTO
FIGURA 17. CUCHILLA UNIPOLAR. 46 FIGURA 18. CUCHILLA TRIPOLAR. 46
FIGURA 19. INTERRUPTOR EN GRAN VOLUMEN DE ACEITE. 48
FIGURA 20. INTERRUPTOR EN GRAN VOLUMEN DE ACEITE CON CÁMARA DE EXTINCIÓN.
48
FIGURA 21. INTERRUPTOR EN PEQUEÑO VOLUMEN DE ACEITE. 49
FIGURA 22. INTERRUPTOR EN PEQUEÑO VOLUMEN DE ACEITE EN
VACIO. 49
FIGURA 23. INTERRUPTOR DE HEXAFLUORURO DE AZUFRE DE
TANQUE MUERTO. 50
FIGURA 24. TRANSFORMADOR DE CORRIENTE. 51
FIGURA 25. CONEXIÓN DE TC EN ESTRELLA. 56
FIGURA 26. CONEXIÓN DE TC EN DELTA 30° ADELANTADO. 57
FIGURA 27. TRANSFORMADOR DE CORRIENTE TIPO DEVANADO. 58
FIGURA 28. TRANSFORMADOR DE CORRIENTE TIPO BOQUILLA. 59
FIGURA 29. CONEXIÓN EN ESTRELLA DE LOS TC. 62
FIGURA 30. REPRESENTACIÓN DEL FLUJO PRIMARIO EN EL TC. 62
FIGURA 31. ARREGLO DOBLE BARRA Y UBICACIÓN DE TP´S. 63
FIGURA 32. CONEXIÓN DE UN TP EN UN SISTEMA TRIFÁSICO. 64
FIGURA 33. DIAGRAMA DE UN TP CON 3 DEVANADOS. 65
FIGURA 34. DIAGRAMA DE LOS DEVANADOS SECUNDARIOS DE UN TP (1ER DEVANADO).
65
FIGURA 35. DIAGRAMA DE LOS DEVANADOS SECUNDARIOS DE UN TP (2DO DEVANADO).
66
FIGURA 36. DIAGRAMA DE LOS DEVANADOS SECUNDARIOS DE UN TP (2ER DEVANADO).
66
FIGURA 37. SUBESTACIÓN COMPACTA NEMA 3R. 94
FIGURA 38. COORDINACIÓN DE PROTECCIONES CON EL SOFTWARE CYMTCC.
COMPACTA (TLATELOLCO) CON EL SOFTWARE CYMGRD.
FIGURA 40. NIVEL DE UMBRAL DE GPR MÁXIMOS EN LA MALLA DE LA FIGURA 39.
107
FIGURA 41. UMBRAL DEL MÁXIMO POTENCIAL DE TIERRA EN LA SUBESTACIÓN COMPACTA (CÁRCAMO
TLATELOLCO) DE LA FIGURA 39.
108
FIGURA 42. UMBRAL DEL MÁXIMO POTENCIAL DE TIERRA EN LA SUBESTACIÓN COMPACTA (CÁRCAMO
TLATELOLCO) VISTA EN 3D DE LA FIGURA 39.
109
FIGURA 43. NIVEL DE UMBRAL DEL POTENCIAL DE TOQUE O CONTACTO MÁXIMO TOLERABLE PARA UNA PERSONA QUE AL MENOS TENGA UN PESO CORPORAL DE 70 KG. DE LA FIGURA 39.
110
FIGURA 44. UMBRAL DEL POTENCIAL DE TOQUE O CONTACTO MÁXIMO TOLERABLE PARA UNA PERSONA QUE AL MENOS TENGA UN PESO CORP ORAL DE 70 KG. DE LA FIGURA 39.
110
FIGURA 45. UMBRAL DEL POTENCIAL DE TOQUE O CONTACTO MÁXIMO TOLERABLE PARA UNA PERSONA QUE AL MENOS TENGA UN PESO CORPORAL DE 70 KG. VISTA EN 3D DE LA FIGURA 39.
111
FIGURA 46. GRAFICA DE POTENCIALES DE CONTACTO EN LA MALLA VS CONTACTO MÁXIMO ADMISIBLE, GPR EN LA MALLA VS ELEVACIÓN DE POTENCIAL DE TIERRA, POTENCIAL DE PASO EN LA MALLA VS PASO MÁXIMO ADMISIBLE.
112
TABLAS.
TABLA 1.TAMAÑO NOMINAL MÍNIMO DE LOS CONDUCTORES DE TIERRA PARA CANALIZACIONES Y EQUIPOS.
12
TABLA 2. DIMENSIONES DE SOLERA DE COBRE ELECTROLÍTICO. (CANTOS REDONDEADOS MM²).
13
TABLA 3. CAPACIDAD DE SOBRECARGA. 17
TABLA 4. CLASIFICACIÓN DE TRANSFORMADORES PARA EL
TABLA 5. PARÁMETROS PARA EL CÁLCULO DE LOS PUNTOS DE LA
CURVA ANSI. 19
TABLA 6. CORRIENTE DE AJUSTE MÁXIMO PARA EL DISPARO MÍNIMO POR SOBRECARGA DE INTERRUPTORES Y FUSIBLES EN FUNCIÓN DEL VALOR DE LA IMPEDANCIA DEL TRANSFORMADOR (ZT) Y DE SUS VOLTAJES PRIMARIO Y SECUNDARIO.
20
TABLA 7. MÚLTIPLOS DE LA CORRIENTE DE MAGNETIZACIÓN (IM).
21
TABLA 8. CAPACIDAD DE CONDUCCIÓN DE CORRIENTES DE
BARRAS. 23
TABLA 9. PROPIEDADES FÍSICAS DE LOS CABLES DE COBRE.
COBRE RECOCIDO CON CONDUCTIVIDAD DE 100 %. 26 TABLA 10. PROPIEDADES DE LOS TUBOS DE COBRE ESTÁNDAR.
TUBOS DE COBRE AL 98% DE CONDUCTIVIDAD. 27 TABLA 11. PROPIEDADES DE LAS SOLERAS ELECTROLÍTICAS. 28
TABLA 12. CORRIENTES EN BARRAS RECTANGULARES Y
DISTANCIAS MÍNIMA ENTRE FASES Y TIERRA. 29 TABLA 13. CAPACIDADES COMERCIALES DE INTERRUPTORES. 50
TABLA 14. RELACIONES DE TRANSFORMACIÓN NORMALIZADAS
PARA T. C. 55
TABLA 15. CARGAS NOMINALES DE PRECISIÓN PARA TP. 67
TABLA 16. CLARO MÍNIMO A PARTES VIVAS. 71
TABLA 17. NIVELES DE AISLAMIENTO NORMALIZADOS PARA
EQUIPO DE LA CATEGORÍA “A”. 72
TABLA 18. FACTOR K3. 73
TABLA 19. DISTANCIAS MÍNIMAS DE FASE A TIERRA Y DE FASE A FASE EN AIRE EN CONDICIONES ESTÁNDAR 1) APLICABLES HASTA 1000 M.S.N.M.
74
TABLA 20. DISTANCIAS ENTRE CENTROS DE FASES. 76
TABLA 21. CLASIFICACIÓN DE LOS SISTEMAS SEGÚN EL ATERRIZAMIENTO DEL NEUTRO.
78
TABLA 22. FACTOR PARA LA DETERMINACIÓN DE LA CORRIENTE DE DESCARGA.
80
TABLA 23. CARACTERÍSTICAS DE PROTECCIÓN DE APARTARRAYOS TIPO ESTACIÓN.
81
TABLA 24. RESISTIVIDAD TÍPICA PARA MATERIALES USADOS EN SUPERFICIES DE SUBESTACIONES (DE ACUERDO A LA IEEE STD 80 -2000).
84
TABLA 25. NOMENCLATURA USADA EN LAS FORMULAS PARA
[image:12.612.164.505.49.680.2]SIGLAS Y ABREVIATURAS.
A. Amperes
ACRS. Cable aluminio reforzado de acero ANSI. American National Standars Institute °C. Grados centígrados
CFE. Comisión Federal de Electricidad cm. Centímetros
DGN. Dirección General de Normas FE. Factores de enfriamiento
FET. Factor de enfriamiento del transformador F.P. Factor de potencia
IEEE. Institute of Electrical and Electronics Engineers IDM Corriente de disparo mínimo
IN. Corriente nominal
INT. Corriente nominal del transformador
IM. Corriente de magnetización
IPERM. Corriente de magnetización
kA. kiloamperes
kgf. kilogramos fuerza
kgm. kilogramos metro
kV. kilovolts
kVA. kilovolts amperes
kVAR. kilovolts amperes reactivos kW. kilowatts
lb.ft. Libras pies mm. Milímetros
mm2 Milímetros cuadrados
m.s.n.m. Metros sobre el nivel del mar MVA. Megavolts amperes
N.B.A.I. Nivel básico de aislamiento N.B.A.M. Nivel Básico por maniobra NOM. Norma Oficial Mexicana NEC. National Electric Code Pulg. Pulgadas
P.U. Por unidad
S.E. Subestación eléctrica
S.E.U. Subestación eléctrica unitaria TCF. Tensión crítica de flameo TC’s Transformador de corriente TP’s Transformador de potencial V. Voltaje
Vn. Voltaje nominal Z. Impedancia
OBJETIVO
Mostrar la metodología para seleccionar de los elementos de una Subestación Compacta, para un proyecto de área eléctrica de un cárcamo de bombeo de aguas residuales, de acuerdo a la Normatividad Vigente.
JUSTIFICACIÓN.
Esta metodología parte de las necesidades de la potencia y niveles de voltaje requeridos para suministrar energía eficiente y adecuada para el sistema del cárcamo de bombeo, es así que se determinan la capacidad y protecciones del transformador. Una vez seleccionado el transformador se determinan especificaciones de las barras colectoras (cobre o aluminio) y sus aisladores, en base a la ampacidad y a los esfuerzos mecánicos provocados por la corriente de cortocircuito. Dentro de las consideraciones de diseño tomadas en cuenta esta presente la coordinación de aislamiento, para lo cual se determinan las distancias mínimas que deben de existir entre fases y entre fase y tierra. La metodología de diseño incluye la selección de apartarrayos y selección de cuchillas de desconexión sin carga. En todos los casos se aplican criterios normalizados para establecer las especificaciones técnicas comunes por clientes, en el diseño se incorporan otros aspectos tales como el lugar de la instalación, las dimensiones y el lugar donde será ubicada la subestación, el espacio suficiente para realizar mantenimiento de la misma, el numero de secciones de la subestación, si es de tipo exterior o interior y si se requiere sección para equipo de medición. Además se demostrara el uso de herramientas de informática como son los software de ingeniería eléctrica, la facilidad y la rapidez para obtener resultados para una mejor optimización y selección de equipos eléctricos.
INTRODUCCION.
En los últimos años la generación, transformación y distribución de la energía no ha sufrido grandes cambios, por lo que no dejarán de existir subestaciones eléctricas como las conocidas actualmente, quizás principalmente con algunas variantes constructivas en el equipo derivadas del desarrollo tecnológico y de la apertura comercial que se está presentando a nivel mundial. En el corto y mediano plazo la transmisión y distribución de la energía eléctrica probablemente no sufran cambios sustanciales, por lo que se puede decir que, en principio los aspectos relacionados con el diseño de subestaciones eléctricas serán más o menos convencionales, excepto que habrá que considerar la incorporación de algunas herramientas que ayuden a optimizar el trabajo de diseño, siendo la computadora digital una de las más importantes.
En los sistemas de distribución existen las llamadas subestaciones eléctricas compactas tienen como objetivo transformar, controlar y regular la energía eléctrica. Este tipo de subestaciones eléctricas, se usan en industrias menores, edificios de apartamentos y comercios principalmente. Presentan ciertas ventajas tales como: El reducido espacio que ocupan, proporcionan el máximo de seguridad al estar cubiertas las partes energizadas y pueden ser removidas según sea necesario. Otro punto importante, es que también más usuarios requieren de continuidad en el suministro de energía eléctrica y una manera de lograrlo es el de tener el suministro en mediana tensión (13.8, 23 y 34.5 kV), ya que en estos voltajes se tiene una mayor continuidad. El término Subestación Compacta se refiere a que dentro de la instalación eléctrica no hay otras etapas de transformación de voltaje, esto quiere decir, que únicamente existe una etapa de transformación, en este caso en los voltajes mencionados anteriormente a voltajes de 480/220/127V.
Un mal diseño, planeación, construcción y operación de una subestación compacta, puede causar problemas severos tanto al sistema eléctrico, como el usuario es por eso que se debe de tener buenos fundamentos para el diseño de dichas subestaciones a si como seleccionar correctamente los elementos que la componen.
La intención de este trabajo de tesis es tener los conocimientos adecuados que nos permita conocer ciertas características que conforman la subestación eléctrica compacta así como las consideraciones para el diseño y es importante tener los conocimientos bien establecidos de cada elemento para obtener un diseño adecuado; este proyecto especifica las características, funcionamiento y la manera de calcular cada elemento de la subestación eléctrica compacta como es el transformador, barras, equipos de protección, apartarrayos, sistema de puesta a tierra (malla), coordinación de protecciones para el transformador; así como la coordinación de aislamiento y las diferentes opciones de selección de elementos que componen dicha subestación que suministrara energía al sistema de bombeo de aguas residuales. Además del uso de software de diseño enfocados a la ingeniería eléctrica como son: Calculo de corto circuito (ASP), Coordinacion de protecciones (CYMTCC), Diseño de sistemas de puesta a tierra (CYMGrd).
1. GENERALIDADES SOBRE SUBESTACIONES ELÉCTRICAS.
En varias ocasiones se observa que la energía eléctrica, que es necesario suministrar a una instalación eléctrica ya sea industrial o comercial, puede ser voltajes de alimentación que son muy altos para cargas que las constituyen, por este motivo es necesario convertir o transformar los valores de alimentación a niveles adecuados utilizables directamente por las cargas dentro de sus rangos de alimentación.
Para esta transformación de energía eléctrica de un nivel de voltaje a otro más adecuado se usa un conjunto de equipos que no solo transforman sino también controlan y regulan la energía eléctrica y que recibe el nombre de subestación eléctrica.
Así entonces, la subestación eléctrica es un conjunto de aparatos y circuitos que tiene la función de modificar los parámetros de la energía eléctrica, como son la tensión y la corriente, y de proveer un medio de interconexión entre las diferentes líneas de un sistema.
Los elementos que constituyen una subestación eléctrica se deben especificar y seleccionar considerando las mayores exigencias a que son sometidos durante su operación, siendo las más importantes las debidas a sobretensiones y sobrecorrientes.
Para el caso específico de instalaciones industriales dentro de la clasificación general de las subestaciones eléctricas son las denominadas compactas y abiertas.
Las llamadas subestaciones eléctricas unitarias compactas, se usan en industrias menores, edificios de apartamentos y comercios principalmente. Presentan ciertas ventajas tales como: el reducido espacio que ocupan, proporcionan el máximo de seguridad al estar cubiertas las partes energizadas y pueden ser removidas según sea necesario. Otro punto importante, es que también más usuarios requieren de continuidad en el suministro de energía eléctrica y una manera de lograrlo es el tener el suministro en mediana tensión (13.8, 23 y 34.5 kV), ya que en estos voltajes se tiene una mayor continuidad. El termino Subestación Unitaria se refieres a que dentro de la instalación eléctrica no hay otras etapas de transformación de voltaje, esto quiere decir, que únicamente existe una etapa de transformación, en este caso en los voltajes mencionados anteriormente a voltajes de 127/220/440 V.
El diseñar una subestación eléctrica requiere procesar una gran cantidad de datos, que van desde diseñar toda la instalación eléctrica ó nada más la subestación, además de que se deben de seleccionar los dispositivos que existen comercialmente.
1.1. CLASIFICACIÓN DE LAS SUBESTACIONES ELÉCTRICAS
Dentro de los sistemas eléctricos existe una clasificación de las subestaciones eléctricas y ésta se puede hacer por la función que realiza, otro tipo de clasificación que se hace es por el tipo de instalación que tiene la subestación.
Clasificación por la función que realiza
Subestaciones en las plantas generadoras o centrales.
Estas modifican los parámetros de la potencia suministrados por los generadores para permitir la transmisión en alta tensión en las líneas de transmisión, los generadores proporcionan una potencia entre 5 y 25 kV y la elevan a 69, 85, 115, 230, 400 kV.
Subestaciones receptoras primarias.
Estas son alimentadas por las líneas de transmisión y reducen la tensión a valores para la alimentación de los sistemas de subtransmisión o las redes de distribución estos valores son de 115, 85, 69, 34.5, 23 y 13.2 kV.
Subestaciones receptoras secundarias.
Estas son alimentadas por las redes de subtransmisión y suministrada la energía eléctrica a las redes de distribución a tensiones comprendidas entre 34.5 a 4.16 kV.
Subestaciones compactas.
Estas son alimentadas por las redes de distribución a tensiones comprendidas entre 34.5 a 13.8 kV y en un rango de potencia de 112.5 a 10000 kVA.
Clasificación por el tipo de instalación.
Subestaciones tipo intemperie.
Son aquellas que son construidas a la intemperie y que requieren un diseño que pueden soportar las inclemencias del tiempo.
Subestaciones tipo interior.
1.2. PARTES TÍPICAS EN UNA SUBESTACIÓN ELÉCTRICA COMPACTA.
Es importante conocer los elementos principales que constituyen una subestación eléctrica, así como la función que desempeñan. Las partes típicas que componen una subestación eléctrica se muestra en el siguiente diagrama unifilar. Cabe mencionar que dependiendo de las necesidades del usuario el arreglo de la subestación se puede agregar o quitar algunos componentes.
ACOMETIDA TRIFASICA SUBTERRANEA 23 KV, 3F M
3x1000 A.D. 1000 AM. (65 KA)
SUBESTACIÓN COMPACTA, 500 KVA, MCA.; AMBAR NEMA 3R INTERRUPTOR GENERAL
GABINETE AUTOSOPORTADO NEMA 3R SQUARE D
60 AMP.
23 KV/440-220 VCA 500 KVA 60 HZ Z= 6.0%
ENFRIAMIENTO TIPO "OA"
8T-PVCE-75 mm Ø BPAT
BPAT
TRANSFORMADOR
III II
I IV
V
[image:18.612.99.533.187.443.2]VI
Figura 1. Diagrama unifilar de las partes que componen una subestación eléctrica compacta.
Descripción de las Secciones
I. Acometida.
Se le denomina a la alimentación de la tensión que proporciona la compañía suministradora de energía eléctrica.
II. Apartarrayos y cuchilla fusible.
Tienen como objetivo de proteger a la subestación. Como se sabe el fusible es el último dispositivo en operar en caso de que todas las demás protecciones fallen durante alguna falla que se presente en el sistema.
III. Equipo de medición.
Este equipo consiste de voltímetros, amperímetros, wáttmetros y vármetros, en algunos casos se instalan instrumentos registradores y analizadores de redes. Todo este equipo lo proporciona e instala la compañía suministradora (CFE).
IV. Cuchillas Desconectadoras.
Éstas se utilizan para conectar y desconectar diversas partes de una instalación eléctrica ya sea para llevar a cabo maniobras o para darle mantenimiento a la subestación, esto permite brindar seguridad al personal cuando labora dentro de la subestación, éstas deben de operarse en vacío ya que carecen de una característica de capacidad interruptiva especifica.
V. Transformador.
Este es el elemento primordial y su función principal es de reducir la tensión de alimentación de la compañía suministradora a una tensión de utilización de las cargas.
VI. Interruptor principal del secundario.
Este se encuentra en el tablero de baja tensión, el cual protege a los circuitos derivados.
Otros dispositivos.
VII. Aisladores de soporte.
Se emplean como elementos de montaje y sujeción de barras y conductores, esto son de dos tipos:
De soporte y de suspensión.
VIII. Barras alimentadoras.
Estas sirven para alimentar los diferentes elementos de la subestación.
IX. Conexión a tierra.
Es utilizada para conectar al sistema de tierras los apartarrayos, banco de capacitores, reactores y el transformador con conexión en Delta/Estrella aterrizado en caso de alguna falla, y en caso de que existiesen gabinetes aterrizarlos.
X. Alimentadores.
2. SUBESTACIONES ELÉCTRICAS COMPACTAS.
Una Subestación compacta es alimentada por las redes de distribución a tensiones comprendidas entre 13.8 y 34.5 kV y que reducen la tensión en un rango de 0.480 a 0.22 kV, dependiendo de las características del sistema ya que pueden haber una o más etapas de transformación..
Al igual que las grandes subestaciones eléctricas, existen subestaciones compactas de hexafluoruro de azufre y que hacen que se reduzca aún mas el espacio requerido para su instalación, aquí se debe de considerar dos aspectos fundamentalmente que es el espacio disponible para su ubicación y el costo que pueda tener, estos dos factores son los que determinarán si vale la pena instalar este tipo de subestación.
Para el diseño de la subestación compacta se requiere conocer el valor de la corriente de cortocircuito, la tensión de la acometida, los kVA instalados, los kVA demandados, el tipo de carga y la zona de ubicación en la que se encontrará la subestación.
En este proyecto terminal se pretende trabajar con un rango de tensión de la acometida que van desde 4.16 a 34.5 kV, para una capacidad de 112.5 a 5000 kVA.
Con los datos anteriores se pretende diseñar la subestación compacta y para diseñar correctamente se deben de dimensionar adecuadamente los componentes contenidos en las secciones II, IV, V, VI, VII, VIII, X, XI, XII y XIII. Estas secciones se detallaran más adelante, para la correcta selección de los elementos que la integran, para garantizar seguridad durante su operación bajo condiciones normales y de falla.
Cabe señalar que el dimensionamiento de la subestación consiste en determinar, entre otros aspectos, las distancias que deben de existir entre las diferentes partes de la subestación, talas como: distancias a tierra, entre fases, de aislamientos, entre secciones y de los gabinetes.
Los gabinetes son de laminas de acero rolada en frío calibre No. 12 (2.78 mm) de espesor y pintadas de color gris.
Otro punto importante a considerar en el diseño de las subestaciones eléctricas compactas es la determinación de los esfuerzos mecánicos y térmicos que se presentan durante una falla, ya que las barras y los aisladores deben de soportar los efectos derivados de ellos, mientras operan los sistemas de protección. También es importante hacer una buena coordinación de aislamiento para evitar daños a las máquinas y aparatos eléctricos por efectos de sobretensiones, ya sean de tipo atmosférico ó por maniobras de interruptores.
2.1 CONSIDERACIONES PARA EL DISEÑO DE LA SUBESTACIÓN COMPACTA.
En un sistema eléctrico existen tres aspectos relacionados con su operación y se debe ser considerado en el diseño del mismo.
1. La que se conoce como la operación normal del sistema que significa que no existen fallas por corto circuito o circuitos abiertos.
2. La prevención de fallas que significan que dentro de los límites económicos permisibles se debe diseñar con un alto índice de confiabilidad, o sea, un bajo índice de fallas lo cual es deseable en la mayoría de los casos.
3. Partiendo de las bases no es posible evitar que ocurran fallas, por lo que es necesario adoptar medidas tendientes a reducir los efectos de las mismas.
Por esta razón es importante conocer la magnitud de la corriente de cortocircuito para poder seleccionar los materiales y equipos adecuados que puedan soportar los esfuerzos mecánicos y térmicos durante el tiempo que se libera la falla.
2.1.1 ESTUDIO DE CORTOCIRCUITO.
Desde el punto de vista de una subestación es conveniente saber en que nivel es parte para la realización de estos estudios ya que cualquier caso de subestación eléctrica es parte integrante del sistema eléctrico.
Aplicaciones del estudio de cortocircuito
En general se puede mencionar que un estudio de cortocircuito sirve para:
Determinar las características interruptivas de los elementos de desconexión de la corriente de cortocircuito, como son: interruptores, fusibles, restauradores y fusibles de potencia.
Realizar el estudio para la selección y coordinación de los dispositivos de protección contra corrientes de cortocircuito.
Hacer los estudios térmicos y dinámicos debido a los efectos de corriente de cortocircuito en algunos elementos de las instalaciones como son sistemas de barras, tableros, cables, buses de fase aislada, etc.
Relacionar los efectos del corto circuito con otros estudios de sistemas como por ejemplo los estudios de estabilidad.
En función de lo anterior se observa que es importante para cualquier instalación eléctrica hacer el estudio de corto circuito por lo que es necesario saber en principio que elementos interviene y en que forma así como el nivel de detalle requerido en cada caso.
2.1.2 PUESTA A TIERRA.
La puesta a tierra se define como una forma de conexión entre partes conductoras del equipo y una referencia fija de potencial cero (normalmente la tierra física ó suelo). Esta medida siempre es aconsejable en función de proveer un mecanismo de protección tanto a los equipos como al personal que labora con ellos. La eficiencia de esta puesta a tierra dependerá fundamentalmente de dos aspectos:
Método de aterrizamiento utilizado.
Las características de la referencia de potencial cero (red de tierra).
Los sistemas y circuitos conductores son puestos a tierra para limitar las sobretensiones debidas a descarga atmosféricas, a fenómenos transitorios en el propio circuito o a contactos accidentales con líneas de mayor tensión así como para estabilizar la tensión a tierra en condiciones normales de operación. Los sistemas y circuitos conductores se ponen a tierra de manera sólida para facilitar la acción de los dispositivos de sobrecorriente en caso de falla a tierra. Adicionalmente el sistema de conexión a tierra es un requisito del NEC (National Electrc Code), para proteger adecuadamente al personal que tiene acceso al sistema bajo análisis.
La puesta a tierra de los materiales conductores que encierran a los conductores y equipos ó que forman parte de éstos se hace para limitar la tensión a tierra de tales partes conductoras y para facilitar la acción de los dispositivos de protección contra sobrecorriente, en caso de falla a tierra.
Los sistemas de conexión a tierra aseguran una mayor vida del aislante de motores, transformadores y otros componentes mediante la supresión de sobrecorrientes transitorias y continuas.
Las prácticas expuestas aquí son principalmente aplicables a sistemas industriales de potencia que distribuyen y utilizan energía en mediano o bajo voltaje. Sin embargo, tiene que considerarse adicionalmente restricciones de normas aplicables (como el NEC), necesidades particulares de servicio y la experiencia del grupo de ingeniería. Donde el sistema industrial de potencia incluye sus propios equipos de generación, pueden aplicarse los mismos conceptos que los empleados en los centros de generación de la red de potencia. Los métodos de aterrizamiento generalmente tendrían semejanzas bajo las mismas condiciones de servicio. Sin embargo, el caso industrial, las consideraciones a tomar referentes a la forma de aterrizamiento pueden ser influenciadas por:
1) Ubicación con respecto al gran sistema interconectado. 2) Características individuales del generador.
3) Requisitos de suministro de energía de los procesos industriales.
2.1.2.1. ATERRIZAMIENTO DE LOS GABINETES.
En el diseño de las subestaciones eléctrica unitarias se debe de considerar el aterrizamiento de los gabinetes, debido a que los gabinetes representa el medio de seguridad entre la subestación y las personas y que para evitar que existan diferencias de potenciales y poner en peligro la integridad de las personas.
Para lograr establecer el criterio del aterrizamiento de las barras se basa en la norma oficial mexicana y en catálogos de fabricante tabla 2, el objetivo es determinar mediante la capacidad o ajuste del dispositivo de protección el área transversal del conductor y con el área transversal del conductor buscar las soleras de cobre electrolítico existentes en el mercado que tendrá la misma capacidad de soportar la corriente de falla.
La norma oficial mexicana NOM-001-SEDE-2005, en el artículo 250-95, establece el tamaño nominal del conductor de puesta a tierra del conductor y que textualmente lo siguiente:
Tamaño nominal de los conductores de puesta a tierra de equipo. El tamaño nominal de los conductores de puesta a tierra de equipo, de cobre o aluminio, no debe ser inferior a lo especificado en la Tabla 1. Cuando haya conductores en paralelo en varias canalizaciones o cables, como se permite en la sección 310-4, el conductor de puesta a tierra de equipo, cuando exista, debe estar instalado en paralelo. Cada conductor de puesta a tierra de equipo instalado en paralelo debe tener un tamaño nominal seleccionado sobre la base de la corriente eléctrica nominal del dispositivo de protección contra sobrecorriente que proteja los conductores del circuito en la canalización o cable, según la Tabla 1.
Cuando se usen varios grupos de conductores de entrada a la acometida, como permite la Sección 230-40 Excepción 2, la sección transversal equivalente del mayor conductor de entrada a la acometida se debe calcular por la mayor suma de las secciones transversales de los conductores de cada grupo. Cuando no haya conductores de entrada a la acometida, la sección transversal del conductor al electrodo de puesta a tierra se debe calcular por la sección transversal equivalente del mayor conductor de entrada a la acometida de acuerdo con la corriente eléctrica de carga calculada.
Tabla 1.Tamaño nominal mínimo de los conductores de tierra para canalizaciones y equipos.
Capacidad o ajuste máximo del dispositivo automático
de protección contra sobrecorriente en el circuito
antes de los equipos, canalizaciones, etc.
(A)
Tamaño nominal mm2 (AWG o kcmil)
Cable de cobre Cable de aluminio
15 20 30 40 60 100 200 300 400 500 600 800 1000 1200 1600 2000 2500 3000 4000 5000 6000 2,082 (14) 3,307 (12) 5,26 (10) 5,26 (10) 5,26 (10) 8,367 (8) 13,3 (6) 21,15 (4) 33,62 (2) 33,62 (2) 42,41 (1) 53,48 (1/0) 67,43 (2/0) 85,01 (3/0) 107,2 (4/0) 126,7 (250) 177,3 (350) 202,7 (400) 253,4 (500) 354,7 (700) 405,37 (800) --- --- --- --- --- 13,3 (6) 21,15 (4) 33,62 (2) 42,41 (1) 53,48 (1/0) 67,43 (2/0) 85,01 (3/0) 107,2 (4/0) 126,7 (250) 177,3 (350) 202,7 (400) 304 (600) 304 (600) 405,37 (800) 608 (1200) 608 (1200) Véase limitaciones a la instalación en 250-92(a)
Nota: Para cumplir lo establecido en 250-51, los conductores de tierra de los equipos podrían ser de mayor tamaño que lo especificado en este Tabla.
Fuente: Norma oficial Mexicana NOM-001-SEDE-2005, de instalaciones eléctricas (Utilización)
Tabla 2. Dimensiones de solera de cobre electrolítico. (Cantos redondeados mm²).
3. EL TRANSFORMADOR.
El transformador es el elemento más importante de la subestación eléctrica, ya que tiene la función primordial de reducir el voltaje de alimentación de la compañía suministradora a la tensión de utilización de la carga.
Desde el punto de vista de su construcción, que normalmente está relacionado con su potencia (capacidad), Los transformadores pueden ser:
¾ De tipo interior o intemperie.
¾ De montaje en poste o piso.
¾ Y clasificados de acuerdo a su tipo de enfriamiento:
¾ Tipo seco (enfriamiento por aire). A
¾ Enfriamiento por aceite o aire. OA
¾ Enfriamiento por aceite y aire con circulación de aire forzado. OA/FA
¾ Enfriamiento por aceite y aire con circulación de aceite forzado. OA/FOA
Potencia o capacidad del transformador. Se determina a partir de la potencia instalada y los factores de demanda y utilización. Esta potencia se expresa normalmente en kVA y debe entregar por un tiempo especificado en condiciones de frecuencia y voltaje de diseño sin exceder los límites de temperatura que establece la norma y para que el caso de los transformadores en aceite, está temperatura en los devanados no debe exceder de 65°C sobre una temperatura ambiente promedio de 30°C y máxima de 40°C. Cuando la temperatura ambiente promedio máxima excede los valores indicados, pero sin ser mayor a la promedio de 30°C y opera a 1000 m.s.n.m. para la cual se diseñan, como se sabe a altitudes superiores a las de diseño, el aire se enrarece y la capacidad de disipación de calor disminuye, y por lo tanto su capacidad en un valor aproximadamente de 0.45 por cada 100 m en exceso de los 1000 m. Se pueden operar también los transformadores a sus capacidades normales a alturas superiores a las de 1000 m.s.n.m. siempre que la temperatura ambiente promedio máxima no exceda de 3°C/1000 m por debajo de 30°C.
Impedancia. Es una de las características de placa de los transformadores, su valor se expresa en porciento y representa la caída de voltaje para el circuito equivalente del transformador. Este valor de impedancia permite:
1) Calcular el valor de la regulación.
2) Intervenir para el cálculo de las corrientes de cortocircuito.
3) Analizar las condiciones de operación en paralelo con otros transformadores.
Conexión primaria y secundaria. Por lo general la alimentación se realiza con conexión con el neutro aterrizado.
Frecuencia de operación. En México la frecuencia de operación es de 60 Hz.
Accesorios. Se deben especificar los accesorios especiales para el transformador según su capacidad, estos accesorios pueden ser entre otros: termómetro indicador de la temperatura interior, cambiador de derivaciones, tanque conservador, indicador de nivel de aceite, ganchos de sujeción, posición de las gargantas (para subestaciones compactas), etc.
¾ Voltajes primario y secundario (relación de transformación).
¾ Tipo de enfriamiento.
Figura 2. Transformador tipo subestación.
3.1 CÁLCULO DE LA CAPACIDAD DEL TRANSFORMADOR.
La capacidad del transformador se determina a partir de la potencia instalada y de los factores de demanda y diversidad. El procedimiento de cálculo es el siguiente:
INSTALADOS DEMANDADOS
kVA
kVA
versidad
Factordedi
=
Donde:
• kVA instalados: Potencia resultante de la sumatoria de todas las potencias de las
cargas conectadas.
• kVA demandado: Potencia máxima de utilización en un período de tiempo dado y se
calcula con la siguiente expresión.
demanda
de
Factor
kVA
kVA
DEMANDADOS=
INSTALADOS*
• Factor de demanda: Potencia máxima de utilización expresada en decimal.
diversidad
de
Factor
o
crecimient
de
Factor
kVA
dor
transforma
del
Capacidad
=
INSTALADOS*
Donde:
• Capacidad del transformador: Potencia del transformador expresado en kVA.
3.2 CÁLCULO DE LA CORRIENTE NOMINAL Y MÁXIMA.
Para determinar las corrientes del transformador, es necesario contar con los siguientes datos del transformador.
• Potencia en kVA’s.
• Voltajes primario y secundario en kV.
• Impedancia en P.U.
• Elevación de temperatura.
• Tipo de conexión.
3.2.1. CÁLCULO DE LA CORRIENTE NOMINAL DEL TRANSFORMADOR.
Las fórmulas para determinar las corrientes a plena carga del transformador son las siguientes:
PRIMARIO PRIMARIO
kV
kVA
Ipc
*
3
=
SECUNDARIO SECUNDARIA
kV
kVA
Ipc
*
3
=
Donde:
• Ipc: Corriente a plena carga del devanado primario del transformador.
• Ipc: Corriente a plena carga del devanado secundario del transformador.
• kV: Voltaje nominal del devanado primario del transformador.
• kV: Voltaje del devanado secundario del transformador.
• kVA: Potencia nominal del transformador.
3.2.2. DETERMINACIÓN DEL FACTOR DE SEGURIDAD O CAPACIDAD DE SOBRECARGA MÁXIMA DE UN TRANSFORMADOR.
Este factor se determina a partir de las características de enfriamiento y elevación de temperatura propias del transformador y nos indica el porcentaje máximo de sobrecorrientes que puede circular por él sin que se dañe.
Factor de seguridad = Factor de enfriamiento * Factor de temperatura
Donde:
• El factor de enfriamiento se obtiene de la tabla 3, ó de los datos del fabricante, de
acuerdo al tipo de transformador.
• El factor de temperatura se obtiene de la tabla 3, ó de los datos del fabricante, de
Tabla 3. Capacidad de sobrecarga.
Tipo de transformador.
Capacidad (kVA’s).
Enfriamiento. Temperatura. Tipo. Factor (FE). Elevación. Factor (FET).
Seco. <2,500 AA
FA
1.00 1.30
150°C. 1.00
Centro de carga.
<2,500 OA 1.00
55/65 °C 65°C
1.12 1.00
<500 FA 1.00
55/65 °C 65°C
1.12 1.00
>500 2,000
FA 1.15
55/65 °C
65°C 1.12
1.00
>2,000 2,500
FA 1.25 55/65 °C
65°C
1.12 1.00
Subestación primaria.
OA 1.00
55/65 °C 65°C
1.12 1.00
FA 1.33
55/65 °C 65°C
1.12 1.00
FOA 1.67
55/65 °C 65°C
Fuente:ANSI/IEEE STD 242-2001, Recommended practice for protection and coordination of industrial and commercial power systems.
3.2.3 CÁLCULO DE LA CORRIENTE MÁXIMA EN EL TRANSFORMADOR.
La corriente máxima es aquella que puede circular por el transformador sin causar sobrecalentamiento o daño y se obtiene de la siguiente expresión:
seguridad
de
Factor
I
I
MAX=
PCreferida*
Donde:
IMAX= Corriente máxima.
3.2.4 LÍMITES DE PROTECCIÓN DE TRANSFORMADORES.
3.2.4.1 CURVA DE DAÑO O CURVA ANSI.
Esta curva representa la máxima capacidad del transformador para soportar los esfuerzos dinámicos y térmicos ocasionados por la corriente de cortocircuito sin sufrir daño. Para calcular la curva ANSI los transformadores se clasifican en cuatro categorías de acuerdo a la tabla 4.
Tabla 4. Clasificación de transformadores para el cálculo de la curva de daño.
Categoria. Potencia nominal en placa (kVA).
Monofásico Trifásico.
I 5-500 15-500
II 501-1,667 501-5,000
III 1,668-10,000 5,001-30,000
IV Más de 10,000 Más de 30,000
Fuente:ANSI/IEEE STD 242-2001, Recommended practice for protection and coordination of industrial and commercial power systems.
Tabla 5. Parámetros para el cálculo de los puntos de la curva ANSI.
Punto. Categoría del transformador.
Tiempo (seg). Corriente (A).
1 I
II
III,IV
1,250 (ZT)²
2
2
IPC/ZT
IPC/ZT
IPC/(ZT+ZS)
2 II
III,IV
4.08
8
(0.71* IPC)/ZT
(0.5*IPC)/(ZT+ZS)
3 II
III,IV
2,551 (ZT)²
5,000 (ZT+Zs)²
(0.71* IPC)/ZT
(0.5*IPC)/(ZT+ZS)
4 I,II,III,IV. 50 5* IPC
Fuente: ANSI/IEEE STD 242-2001, Recommended practice for protection and coordination of industrial and commercial power systems.
Donde:
ZT: Impedancia del transformador en por unidad (p.u.) referida a la potencia nominal del
transformador en OA.
Zs: Impedancia de la fuente en p.u. referidos a los kVA del transformador en OA.
IPC: Corriente a plena carga del transformador en amperes en base a su potencia en OA.
3.2.4.2. LÍMITE NEC.
El NEC establece los límites permisibles para el ajuste máximo de corriente de disparo
mínimo (IDM) al cual debe de actuar la protección de sobrecorriente de los devanados
primario y secundario de los transformadores. Estos limites se presentan en la tabla 6 en
porcentaje de la corriente nominal del transformador (INT). Se supone que la protección debe
ajustarse de tal manera que opere por debajo de tales límites como sea posible, para que la duración de la falla sea límite y se alargue la vida del transformador es decir:
LimiteNEC DM
NT
I
I
Tabla 6. Corriente de ajuste máximo para el disparo mínimo por sobrecarga de interruptores y fusibles en función del valor de la impedancia del transformador (ZT) y
de sus voltajes primario y secundario.
Máximo ajuste para el dispositivo de protección contra sobrecorriente
Primario Secundario
Más de 600 V Más de 600 V 600 V o menos
Impedancia del transformador
Ajuste del interruptor automático
Capacidad del fusible
Ajuste del interruptor automático
Capacidad del fusible
Ajuste del interruptor automático o capacidad del
fusible
No-más del 6% Más del 6% y
no más del 10%
600%
400%
300%
300%
300%
250%
250%
225%
125%
125%
Fuente: IEEE STD 141-1993, Recommended practice for electric power distribution for industrial plants.
3.2.4.3. CAPACIDAD DE SOBRECARGA.
Los transformadores en general tienen una gran capacidad de sobrecarga que depende de varios factores como son: el tipo de enfriamiento, la temperatura de diseño, la temperatura media anual, la gráfica de carga, la temperatura de punto más caliente, etc. La sobrecarga se puede determinar por la norma NOM-J-409, para todos los enfriamientos y diversas condiciones de operación. La selección de los transformadores en todos los casos debe realizarse considerando su capacidad de sobrecarga.
La tabla 3 proporciona los factores de enfriamiento (FE) y de elevación de temperatura (FET), los cuales al multiplicarse por la corriente a plena carga dan la corriente de sobrecarga permitida por el transformador o subestación.
3.2.4.4. PUNTO DE MAGNETIZACIÓN (INRUSH).
El punto de magnetización es variable porque depende del magnetismo residual en el transformador y del punto en la onda de voltaje al instante en que ocurre la energización. La corriente de magnetización se expresa como múltiplo de la corriente del transformador y varía en función de la potencia de éste como indica la tabla 7.
Tabla 7. Múltiplos de la corriente de magnetización (IM).
Potencia del transformador (kVA). IM
Múltiplos (INT).
kVA 1,500 8
1,500 < kVA < 3,750 10
3,750 kVA. 12
Fuente:ANSI/IEEE STD 242-2001, Recommended practice for protection and coordination of industrial and commercial power systems.
Donde:
IM= Múltiplos de INT.
4. BARRAS.
Se llaman barras colectoras al conjunto de conductores eléctricos que se utilizan como conexión común de los diferentes circuitos de que costa una subestación.
Los circuitos que se conectan o derivan de las barras pueden ser generadores, líneas de transmisión, bancos de transformadores, bancos de tierras, etc.
En una subestación se puede tener uno o varios juegos de barras que agrupen diferentes circuitos en uno o varios niveles de voltaje, dependiendo el propio diseño de la subestación.
Las barras colectoras están formadas principalmente de los siguientes elementos:
a) Conductores eléctricos.
b) Aisladores: que sirven de elemento aislante eléctrico y de soporte mecánico del conductor.
c) Conectores y herrajes: sirven para unir los diferentes tramos de conductores y para sujetar el conductor.
El elemento principal de que se componen las barras colectoras es el conductor eléctrico que llamaremos barra. Cada juego de barras consta de tantos conductores como fase o polos que componen el circuito, ya sea que tenga corriente alterna o directa.
4.1. TIPO DE BARRAS.
Los tipos normalmente usados son los siguientes:
a) CABLES. El cable es un conductor formado por un haz de alambres trenzados en forma helicoidal. Es el tipo de barras más comúnmente usado. También se han usado conductores de un solo alambre en subestaciones de pequeña capacidad. Los materiales mas usados para cables son de cobre y el aluminio reforzados con acero (ACSR). Este último tiene alta resistencia mecánica, buena conductividad eléctrica y bajo peso.
b) TUBOS. Las barras colectoras tubulares se usan principalmente para llevar grandes cantidades de corriente, especialmente en subestaciones de bajo perfil como las instaladas en zonas urbanas.
El uso de tubo en subestaciones compactas resultan más económico que el uso de otro tipo de barras. En subestaciones con tensiones muy altas, reduce el área necesaria para su instalación además de que requiere estructuras más ligeras. Los materiales más usados para tubos son el cobre y el aluminio.
La selección del tamaño y peso de los tubos se hacen con base en la capacidad de conducción de corriente y de su deflexión. Generalmente el factor determinante en el diseño de barras tubulares es la deflexión. En la mayoría de los casos se usan diámetros mayores que los necesarios para la conducción de corriente, con lo que se obtiene un aumento en la longitud de los claros y, por lo tanto, una reducción en el numero de soportes, y así se disminuyen además las pérdidas por efecto corona.
c) SOLERAS ELECTROLÍTICAS. La barra más comúnmente utilizadas para conducir grandes magnitudes de corriente (especialmente en interiores) es la solera electrolítica de cobre o de aluminio.
La posición vertical de las soleras es la forma más eficiente para conducción de corrientes, tanto alterna como directa, debido a su mejor ventilación, ya sea que se usen por separado o en grupos, espaciándolas para dejar circular el aire y mejorar la ventilación.
Cuando se agrupan varias soleras en forma laminar, la eficiencia de conducción de corriente por unidad de sección transversal es menor que cuando se usa una sola solera.
4.2. CAPACIDAD DE CONDUCCIÓN DE CORRIENTE RELATIVA
Tabla 8. Capacidad de conducción de corrientes de barras.
Material. Conductividad (%). Capacidad de corriente relativa.
Cobre. 100 1.00
Aleaciones de cobre. 95
90
85
80
70
0.98
0.96
0.94
0.91
0.86
Aluminio. 61 0.78
Aleaciones de aluminio. 55
50
0.74
0.71
Fuente: Raúl, José Martín (1987). Diseño de subestaciones eléctrica, México, Mc Grall-Hill, Pág. 133.
4.3. ACCESORIOS DE LAS BARRAS COLECTORAS.
Son todos aquellos elementos que nos sirven para unir elementos conductores, fijarlos a los aisladores y absorber los esfuerzos mecánicos de diferentes tipos que existen en las instalaciones de barras conductoras.
Los accesorios más usados en la instalación de las barras son:
Figura 3. Conector recto para unir dos barras.
Figura 4. Conector tipo “T” para derivar de barra a cable.
Cuando se usan conexiones soldadas se tienen las siguientes ventajas:
1.- Son más económicas que las atornilladas a medida que crecen las subestaciones en tamaño.
2.- Las soldadas son más confiables.
3.- No hay que perder tiempo por trámites de compras.
b) Juntas de expansión: Están formadas por conductores flexibles que sirven para absorber las expansiones térmicas de las barras. Se deben instalar a la llegada de las barras al equipo pesado, para evitar esfuerzo en las boquillas de entrada en dicho equipo. El tipo de junta que se escoja dependerá del equipo y de la disposición de la instalación adoptada.
Figura 6. Junta de expansión tipo “FE” de barra a terminal de conexión.
Figura 7. Junta de expansión tipo “J” Trencilla plana.
c) Herrajes: Sirven para la fijación o soporte de las barras sobre los aisladores los herrajes usados en barras colectoras de tubo o solera son los siguientes tipos:
1.- Soporte de anclaje (clemas fijas).
En las siguientes tablas se muestran las propiedades físicas de los diferentes tipos de barras.
Tabla 9. Propiedades físicas de los cables de cobre. Cobre recocido con conductividad de 100 %.
Tipo recocido. Cap. De conducción de
corriente (A).
MCM AWG N. de alambres
Diámetro alambre
(mm).
Diámetro del cable
(mm).
Area
(mm²)
Peso kg/km
Resist. Max. 20°C.
Carga Max.
Interior.
30°C.
Exterior.
30°C.
26.25 6 7 1.554 4.115 13.30 118.30 1.296 360 --- ---
41.74 4 7 1.961 5.189 21.15 188.0 0.815 572 100 135
66.37 2 7 2.474 6.543 33.62 299.0 0.512 910 135 185
105.5 1/0 77 1.892 8.252 53.48 475.4 0.322 1391 184 248
133.1 2/0 7 2.126 9.266 67.43 599.5 0.255 1754 216 286
167.5 3/0 7 2.388 10.404 85.01 755.9 0.203 2212 250 335
211.6 4/0 7 2.680 11.684 107.20 953.2 0.161 2789 296 388
250 --- 12 3.665 15.240 126.64 1148.6 0.138 3295 331 434
500 --- 19 4.120 20.590 253.35 2297.5 0.069 6591 525 670
Tabla 10. Propiedades de los tubos de cobre estándar. Tubos de cobre al 98% de conductividad.
Diámetro nominal.
Diametro del
tubo.
(cm)-
Capacidad de
conducción de corriente 30°C.
Pulg. cm² Ext. Int. Grueso pared
(cm²)
Area
(cm²)
Peso
Kg/m
Resistencia
20°C
Microohms
por metro
Interior Intemperie
¾ 2.0 2.667 2.087 0.298 2.162 1.93 81.31 512 680
1 2.5 3.340 2.697 0.321 3.046 2.73 57.72 675 860
1 ¼ 3.2 4.216 3.474 0.370 4.478 3.98 39.26 875 1130
1 ½ 4.0 4.826 4.064 0.381 5.319 4.74 33.06 1025 1285
2 5.0 6.032 5.237 0.398 7.036 6.26 24.99 1300 1585
2 ½ 6.0 7.302 6.350 0.476 10.210 9.10 17.22 1700 2010
Tabla 11. Propiedades de las soleras electrolíticas.
Dimensiones. Peso
Kg/m.
Resistencia 20°C
Microohms por metro.
Espesor. Ancho.
Pulg. cm. Pulg. cm. MCM cm²
Soleras de cobre.
¼ 0.6 2
2 ½
3
4
5
5.0
6.0
8.0
10.0
12.5
636.6
795.8
955.0
1273
1592
3.225
4.031
4.837
6.450
8.062
2.88
3.60
4.33
5.77
7.21
54.18
43.32
36.11
27.06
21.64
Soleras de aluminio.
¼ 0.6 3
4
5
8
10.0
12.5
955
1237
1592
4.837
6.450
8.062
1.30
1.74
2.18
58.41
43.82
35.06
Tabla 12. Corrientes en barras rectangulares y distancias mínima entre fases y tierra.
Fuente: Manual de datos técnicos Selmec 1992 15ª edición, México, Pág. 22.
4.4. FACTORES PRIMARIOS EN EL DISEÑO DE LAS BARRAS COLECTORAS.
4.4.1. CARGAS ESTÁTICAS.
Se definen como cargas estáticas todas las que actúan sobre las barras, en forma constante y que son consideradas en el diseño en forma vertical.
- Peso del conductor. Es debido a su mismo peso y a los accesorios.
4.4.2 CARGAS DINÁMICAS.
Son todas las cargas sobre las barras en forma variable; se consideran en el diseño en forma horizontal o axial.
• Esfuerzos mecánicos. Estos pueden causar la ruptura de los aisladores y es debido a ala operación de interruptores.
• Esfuerzos electromagnéticos. Estos pueden deformar las barras y causar la ruptura de los aisladores y es causado por la corriente de cortocircuito.
4.5. FACTORES SECUNDARIOS EN EL DISEÑO DE LAS BARRAS COLECTORAS.
Existen varios factores inherentes a la forma y condiciones de las barras mismas, que no dependen de las condiciones externas y que son importantes para determinar la capacidad de la corriente que pueda llevar un grupo de barras colectoras. Entre estos factores se encuentran los siguientes:
1) Efecto corona. 2) Radio interferencia 3) Efecto superficial 4) Efecto de proximidad 5) Emisividad térmica 6) Vibración
7) Corrosión
4.6 MÉTODO DE CÁLCULO.
Las barras colectoras se seleccionan de acuerdo a los parámetros del régimen nominal y se comprueban en estabilidad térmica y dinámica.
En la selección de las barras por condiciones nominales es necesario escoger una sección
normalizada cuya corriente de permitida (Iccsimetrica) sea igual o mayor que la corriente de
carga nominal (IN).
N A CCSIMETRIC
I
I
>
Los valores de corriente permitida se dan en las normas y en los catálogos de fabricantes.
Para las barras pintadas, colocadas de canto, los valores de corriente se dan para temperatura ambiente de 25°C y una temperatura de calentamiento de 70°C. Cuando las barras se colocan de plano, las condiciones de enfriamiento se empeoran por lo que las corrientes permitidas se reducen en 5% para las barras de hasta 60 mm de ancho y 8% para barras de anchura superior a 60 mm.
Cuando las corrientes son grandes se pueden utilizar 2 ó 3 barras por fases o secciones especiales.
4.6.1. COMPROBACIÓN DE BARRAS EN ESTABILIDAD TÉRMICA.
Esta comprobación se reduce a determinar la temperatura final ( θf ) de las barras al final del
cortocircuito. Esta temperatura deberá ser menor o igual que la temperatura máxima permitida por calentamiento. Para las barras de cobre la temperatura máxima permitida por calentamiento. Para las barras de cobre la temperatura máxima permitida es de 300°C y para las barras de aluminio es de 200°C.
La cantidad de calor generado por las corrientes de cortocircuito en barras y conductores se caracteriza por la siguiente igualdad.
i f f CC
A
A
t
S
I
=
−
⎟
⎠
⎞
⎜
⎝
⎛
*
2
Donde:
- Icc: Corriente permanente de cortocircuito. simetrica
- tf: Tiempo ficticio.
- S: Sección transversal de la barra.
- Af: Cantidad que caracteriza el estado térmico de barras y conductores en régimen normal
bajo temperatura
- Ai: Cantidad que caracteriza el estado térmico e barras y conductores en régimen normal
bajo temperatura.
Las curvas de A= f(θ) se muestran en la figura 8.Conociendo los valores de Iccsimetrica, tf, S
y sabiendo la temperatura inicial (θi) de los conductores en el régimen de prefalla, se
