DISENO E INSTALACION DE UNA SUBESTACION UNITARIA DE 34.5kV,

1 | P á g i n a

“DISEÑO E INSTALACIÓN DE UNA SUBESTACIÓN UNITARIA DE 34.5kV.”

T E S I S

QUE PARA OBTENER EL TITULO

DE INGENIERO ELECTRICISTA

P R E S E N T A:

Á L V A R O V I E Y R A C O L Í N

A L E X I S

MANUEL

_{D E O L M O S R A M Í R E Z}

ASESORES

Ing. Daniel Antonio Mata Jimenez.

Ing. Israel Camacho Rodriguez.

México, D. F. 06 de Febrero de 2013

INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL

2 | P á g i n a

INDICE

DISEÑO E INSTALACIÓN DE UNA SUBESTACIÓN UNITARIA DE 34.5kV

PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA JUSTIFICACIÓN OBJETIVOS INTRODUCCIÓN 4 5 5 6 CONTENIDO I. GENERALIDADES 8

1.1.- SISTEMA ELÉCTRICO DE POTENCIA (SEP) 8 1.1.1 Generación

1.1.2 Línea de Transmisión 1.1.3 Subestaciones eléctricas

1.1.4 Distribución

8 9 10 11 1.1.4.1 Clasificación de los sistemas eléctricos de

distribución

1.1.4.2 Principales componentes de los sistemas de distribución

1.1.4.3 Alimentadores primarios de distribución 1.1.4.4 Transformadores de distribución

1.1.4.5 Elementos secundarios de los sistemas de distribución 11 13 13 14 18

1.1.5 Demanda 18

1.2 INDICES DE CALIDAD DE ENERGÍA 19 1.3 CONCEPTOS GENERALES DE SUBESTACIONES ELÉCTRICAS 20 1.3.1 Subestación eléctrica definición

1.3.2 Clasificación de las subestaciones eléctricas. 1.3.2.1 Subestación en las plantas generadoras o

centrales eléctricas

1.3.2.2 Subestaciones receptoras primarias 1.3.2.3 Subestaciones receptoras secundarias 1.3.3 Esquemas básicos de subestaciones

20 21 21 21 22 24 II. ELEMENTOS DE UNA SUBESTACIÓN UNITARIA DE 34.5 kV

26

2.1 Principales elementos de la subestación eléctrica 2.1.1 El Transformador de potencia 2.1.2 Interruptores

2.1.3 Seccionadores

2.1.3.1 Tipos de seccionador

2.1.4 Transformador de potencial y transformador de corriente (TP y TC)

2.1.4.1 Transformador de potencia (TP) 2.1.4.2 Transformadores de corriente (TC) 2.1.5 Sistemas de control y medición

2.2.- Configuración de barras

2.2.1 Configuración de barras con barra principal Y barra de transferencia.

2.2.2 Configuración de barras de interruptor y medio.

26 27 27 29 29 29 29 30 31 32 35

III.- DISEÑO DE LA SUBESTACIÓN UNITARIA DE 34.5KV

39

3.1.- ESPECIFICACIÓN TABLEROS BLINDADOS (METAL CLAD) PARA 34.5 kV

3 | P á g i n a

3.1.1 Campo de aplicación 3.1.2 Normas que aplican 3.1.3 Alcance

39 39 39

3.2.- CONDICIONES DE SERVICIO 26

3.2.1 Temperatura ambiente 3.2.2 Altitud de operación 3.2.3 Diseño por sismo 3.2.4 Tipo de servicio

40 40 40 40

3.3.- CORRIENTE MOMENTÁNEA 41

3.4.- LÍMITE DE ELEVACIÓN DE TEMPERATURA 41 3.5.- TENSIÓN NOMINAL (TABLERO Y EQUIPO AUXILIAR) 41 3.5.1 Tensión Nominal (Tablero y equipo auxiliar) 41

3.6.NIVELES DE AISLAMIENTO Y VALORES DE PRUEBAS DIELÉCTRICAS 41 3.7. NIVELES DE AISLAMIENTO A LA ALTITUD ESPECIFICADA 41

3.8. SECCIONES TIPO DEL TABLERO 42

3.8.1 Sección de interruptor Generador-Transformador 3.8,2 Sección de interruptor para línea de distribución 3.8.3 Sección de interruptor de Transformador de auxi- liares.

3.8.4 Sección con Interruptor (Reserva)

3.8.5 Cubículo para Transformadores de potencial de ba- rras.

3.8.6 Partes o elementos comunes a todo tipo de sección 3.8.7 Sección de interruptor de enlace.

42 42 43 43 43 43 43

3.9. RELEVADORES DE PROTECCIÓN 43

3.10. EQUIPO DE MEDICIÓN 43

3.11. CARACTERÍSTICAS DE FABRICACIÓN 50

3.12. PRUEBAS DE RUTINA 67

3.12. CUCHILLAS DE PUESTA A TIERRA

IV.- INSTALACIÓN DE LA SUBESTACIÓN UNITARIA DE 34.5KV

33

4.1.1 INSTALACIÓN Y OPERACIÓN 71 4.2. CONDICIONES OPERATIVAS

4.2.1 Motor de carga del mecanismo de acumulación de

Energía por resorte. 4.2.2 Desenganches/bloqueo magnético/sensores

74

74

4.3. DIMENSIONES 82

4.4. ESTRUCTURA Y FUNCIONAMIENTO

4.4.1 Estructura de los polos del interruptor 4.4.2 Estructura de los mecanismos de maniobra 4.4.3 Variantes en el equipo del mecanismo de maniobra

90 90 90 91 V.- CONCLUSIONES 101

VI.- ANEXOS 102

4 | P á g i n a

INDICE DE FIGURAS

1.0 Sistema de suministro eléctrico

1.1 Subestación unitaria en plantas generadoras 1.2 Subestación tipo interperie

1.3 Subestación tipo interior 1.4 Subestación tipo blindado

2.1 Transformador de potencia sumergido en aceite 2.2 Interruptor de potencia

2.3 Esquema con barra principal y barra de transferencia 2.4 Esquema de barra partida con interruptor de transferencia

2.5 Esquema de barras de interruptor y medio

4.1 a Interruptor de vacío tipo VD4 X, con polos encapsulados, vista del mecánismo. 4.1 b Interruptor de vacío tipo VD4 X, con polos encapsulados, vista de los polos 4.2 a Interruptor de vacío tipo VD4 X, vista del mecanismo

4.2 b Interruptor de vació tipo VD4 X, vista de los polos. Variante de diseño para conexión a barras: Sistema ZX2

4.3 A,B,C y D Diagrama cantidad permitida de ciclos maniobra n de las ampollas de vacío como función de la corriente de apertura.

4.4 Dimensiones del gabinete 4.5 Terminal para barra conductora

4.6 Terminal delantero para barra conductora Sensor de presión para el compartimiento del interruptor

4.7 Plano dimensional del interruptor VD4 X, 12kV…24kV, 1250 A 4.8 Plano dimensional

4.9 Plano dimensional del interruptor tipo VD4 X, 12 kV…40,5kV,…1250 A 4.10 Plano dimensional

4.11 Plano dimensional del interruptor tipo VD4 X, 12kV…49,5kV,…2500 A 4.12 Sección del interruptor de vacío tipo VD4 X.

4.13 Interruptor diagrama esquemático

4.14 Sección parcial de la ampolla de vacío, diagrama esquemático simplificado. 4.15 Interruptor de vacío tipo VD4 X

4.16 Mecánismo de maniobra de acumulación de energía por resortes con equipamiento auxiliar.

4.17 Mecánismo de maniobra de acumulación de energía por resortes con equipamiento auxiliar.

4.18 Mecánismo de maniobra de acumulación de energía por resortes con equipamiento auxiliar.

4.19 Operación manual de emergencia del interruptor

4.20 Diagrama de equipamiento para interruptores motorizados.

5 | P á g i n a

PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

En el presente trabajo se plantea desarrollar el diseño e instalación de una subestación unitaria eléctrica de 34.5.kV para una central de combustión interna, esto es con la finalidad de poder distribuir la potencia eléctrica generada de la central.

Por ello es importante conocer los elementos que componen a una subestación y los dispositivos que se requieren y de los equipos que depende la subestación para poder operar de manera segura y eficaz.

6 | P á g i n a

OBJETIVO

Efectuar el diseño e instalación de una Subestación Unitaria de 34.5 kV para

una Central de Combustión interna ubicada en Baja California Sur, con la

finalidad de recibir y distribuir la potencia eléctrica generada de la Central,

llevando a cabo la normatividad necesaria para su operación.

JUSTIFICACIÓN

El desarrollo de este tema está dirigido a la obtención de información y

desarrollo de una subestación eléctrica, la operación de la misma y

descripción, los operadores de control, al momento de ejecutar maniobras

7 | P á g i n a

Introducción

Se sabe que una de las fuentes principales para impulsar el desarrollo de las industrias, comercios de una ciudad, y del bienestar de los usuarios, para poder disfrutar las comodidades en el hogar son muy importantes, una de ellas es la energía eléctrica, que proviene desde los centros de generación, pasan a su vez, a las subestaciones instaladas estratégicamente para de ahí por medio de circuitos eléctricos distribuirse hacia los puntos de consumo.

Debido al crecimiento de las redes eléctricas y el desarrollo tecnológico, se ha acrecentado la necesidad de subestaciones que forman parte de un sistema de distribución, por medio de las cuales fluye la energía eléctrica hacia las ciudades, industrias y centros de consumo.

8 | P á g i n a

CAPITULO

I

9 | P á g i n a 1.0 Generalidades

De todas las formas de energía conocidas en la actualidad, la que más se emplea para la economía de cualquier nación, es la energía eléctrica.

La posibilidad de explotar distintos tipos de fuentes de energía como corrientes de ríos, combustóleo, gas, Uranio, carbón, la fuerza de los mares y vientos, géiser, etc. de sitios alejados de los centros de consumo, hace posible que la energía eléctrica se transmita a grandes distancias, lo que resulta relativamente económico, ya que es necesaria en la gran mayoría de procesos de producción de la sociedad actual.

Las bases de la energía eléctrica fueron cimentadas a medidos del siglo XIX, cuando el científico inglés, Michael Faraday, en el año de 1831, descubrió el fenómeno de la inducción electromagnética. Las posteriores investigaciones de la interacción de los conductores de corriente eléctrica con el campo electromagnético posibilitaron la creación de generadores eléctricos, que transforman la energía mecánica del movimiento giratorio en energía eléctrica, lo que formo la base de un Sistema Eléctrico de Potencia (SEP).

1.1 Sistema Eléctrico de Potencia (SEP)

Un Sistema Eléctrico de Potencia (SEP), es 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 Sistema Eléctrico de Potencia (SEP) está formado por tres partes principales: generación, transmisión y distribución; siendo:

1.1 - La Generación, es donde se produce la energía eléctrica, por medio de las centrales generadoras, las que representan el centro de producción, y dependiendo de la fuente primaria de energía, se pueden clasificar en:

* CENTRALES HIDROELÉCTRICAS

* CENTRALES TERMOELÉCTRICAS

* CENTRALES GEOTERMOELÉCTRICAS

* CENTRALES NUCLEOELÉCTRICAS

* CENTRALES DE CICLO COMBINADO

* CENTRALES DE TURBO-GAS

* CENTRALES EÓLICAS

* CENTRALES SOLARES

10 | P á g i n a

características del terreno se adaptan para su mejor funcionamiento, rendimiento y rentabilidad.

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.

Las características de las centrales eléctricas se relacionan con la subestación y la línea de transmisión en función de la potencia, la distancia a que se transmite y al área por servir.

1.1.2 Líneas de 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 (SEP).

11 | P á g i n a

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

Una de las formas de clasificar las líneas de transmisión, es de acuerdo a su longitud, siendo:

a) Línea corta de menos de 80 Km.

b) Línea media de entre 80 y 240 Km.

c) Línea larga de 240 Km. y más

1.1.3 - Subestaciones eléctricas. 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.

Las subestaciones eléctricas por su tipo de servicio se clasifican en:

* SUBESTACIONES ELEVADORAS

* SUBESTACIONES REDUCTORAS

* SUBESTACIONES COMPENSADORAS

* SUBESTACIONES DE MANIOBRA O SWITCHEO

* SUBESTACIÓN PRINCIPAL DEL SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN

* SUBESTACIÓN DE DISTRIBUCIÓN

* SUBESTACIONES RECTIFICADORAS

* SUBESTACIONES INVERSORAS

Sin duda la denominación de una subestación como transmisión o distribución es independiente de las tensiones involucradas, y está determinada por el fin a que se destinó.

Por otra parte las subestaciones de distribución deben construirse en función del crecimiento de la carga, es decir, deben estar ubicadas en los centros de carga de áreas urbanizadas para, de esta forma, asegurar la calidad y continuidad del servicio al usuario.

Los niveles de tensión para su aplicación e interpretación se consideran conforme lo indican las tarifas para la venta de energía eléctrica en su sección de aspectos generales, siendo:

a) Baja tensión es el servicio que se suministra en niveles de tensión menores o iguales a 1 kV.

12 | P á g i n a

c) Alta tensión a nivel subtransmisión es el servicio que se suministra en niveles de tensión mayor a 35 kV, pero menores a 220 kV.

d) Alta tensión a nivel transmisión es el servicio que se suministra en niveles de tensión iguales o mayores a 220 kV.

Actualmente en nuestro país, la industria eléctrica está incrementando día con día su actividad, ya que tiene que satisfacer la demanda de su gran población. Es por esto, que el Sector Eléctrico tiene que desarrollar nuevas técnicas y métodos para su utilización en el suministro de energía eléctrica; ya que al haber más actividad, es inminente la urgencia de una mejor optimización de los sistemas eléctricos.

1.1.4 Distribución

¿Qué es lo que en realidad significa el término sistemas de distribución? Tal vez no esté perfectamente definido internacionalmente; sin embargo, comúnmente se acepta que es el conjunto de instalaciones desde 120 Volts hasta tensiones de 34.5 kV 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 el nivel de baja tensión por lo general hay confusiones con las instalaciones internas o cableados de predios comerciales o grandes industrias y en tensiones mayores de los 34.5 kV como es el caso de cables de subtransmisión de 85 kV que se traslapan con tensiones mayores, especialmente en países industrializados en que la población urbana es alta, y se consideran estas tensiones como de distribución.

Los sistemas de distribución, ya sea que pertenezcan a empresas privadas o estatales, deben proyectarse de modo que puedan ser ampliados progresivamente, con escasos cambios en las construcciones existentes tomando en cuenta ciertos principios económicos, con el fin de asegurar un servicio adecuado y continuo para la carga presente y futura al mínimo costo de operación.

1.1.4.1 Clasificación de los sistemas eléctricos de distribución.

En función de su construcción estos se pueden clasificar en:

- Sistemas aéreos. - Sistemas subterráneos. - Sistemas mixtos.

13 | P á g i n a

1.- Zonas urbanas con:

a) carga residencial b) carga comercial c) carga industrial

2- Zonas rurales con:

a) carga doméstica

b) carga de pequeñas industrias (bombas de agua, molinos, etc.)

Los sistemas aéreos están constituidos por transformadores, cuchillas, apartarrayos, cortacircuitos fusibles, cables desnudos, etc.: los que se instalan en postes o estructuras de distintos materiales.

La configuración mas sencilla para los sistemas aéreos es del tipo arbolar, la cual consiste en conductores desnudos de calibre grueso en el principio de la línea y de menor calibre en las derivaciones a servicios o al final de la línea.

- Sistemas subterráneos, estos sistemas se construyen en zonas urbanas con alta densidad de carga y fuertes tendencias de crecimiento, debido a la confiabilidad de servicio y la limpieza que estas instalaciones proporcionan al paisaje. Naturalmente, este aumento en la confiabilidad y en la estética involucra un incremento en el costo de las instalaciones y en la especialización del personal encargado de construir y operar este tipo de sistema.

Los sistemas subterráneos están constituidos por transformadores tipo interior o sumergibles, cajas de conexión, interruptores de seccionamiento, interruptores de seccionamiento y protección, cables aislados, etc.: los que se instalan en locales en interior de edificios o en bóvedas, registros y pozos construidos en banquetas.

Los principales factores que se deben analizar al diseñar un sistema subterráneo son :

* Densidad de carga * Costo de la instalación * Grado de confiabilidad * Facilidad de operación * Seguridad

14 | P á g i n a

Este tipo de sistema tiene la ventaja de eliminar una gran cantidad de conductores, favoreciendo la estética del conjunto, disminuyendo notablemente el número de fallas en el sistema de distribución y por ende aumentando la confiabilidad del mismo.

1.1.4.2 Principales componentes de los sistemas de distribución.

Los principales elementos componentes de un sistema de distribución son :

a) Alimentadores primarios de distribución. b) Transformadores de distribución.

c) Alimentadores secundarios. d) Acometidas.

e) Equipo de medición.

1.1.4.3 Alimentadores primarios de distribución:

Son los encargados de llevar la energía eléctrica desde las subestaciones de potencia hasta los transformadores de distribución. Los conductores van soportados en poste cuando se trata de instalaciones aéreas y en ductos cuando se trata de instalaciones subterráneas.

Los componentes de un alimentador primario son:

* Troncal. * Ramal.

* Troncal, es el tramo de mayor capacidad del alimentador que transmite la energía eléctrica desde la subestación de potencia a los ramales. En los sistemas de distribución estos conductores son de calibres gruesos 336, 556 y hasta 795 MCM, ACSR (calibre de aluminio con alma de acero), dependiendo del valor de la densidad de carga.

* Ramal, es la parte del alimentador primario energizado a través de un troncal, en el cual van conectados los transformadores de distribución y servicios particulares suministrados en media tensión. Normalmente son de calibre menor al troncal.

Los alimentadores primarios normalmente se estructuran en forma radial, en un sistema de este tipo la forma geométrica del alimentador semeja la de un árbol, donde por el grueso del tronco, el mayor flujo de la energía eléctrica se transmite por toda una troncal, derivándose a la carga a lo largo de los ramales.

Los alimentadores primarios por el número de fases e hilos se pueden clasificar en:

15 | P á g i n a

- Monofásicos un hilo.

- Los alimentadores primarios trifásicos con tres hilos requieren una menor inversión inicial, en lo que a material del alimentador se refiere, sin embargo debido a que estos sistemas de distribución tienen un coeficiente de aterrizamiento mayor que uno trifásico cuatro hilos, permiten que los equipos que se instalen en estos sistemas de distribución tengan niveles de aislamiento mayores con costos mayores. Una característica adicional de estos sistemas es que los transformadores de distribución conectados a estos alimentadores son de neutro flotante en el lado primario.

Por lo que se refiere a detección de fallas de fase a tierra en estos sistemas de distribución es más difícil detectar estas corrientes, en comparación con los sistemas trifásicos cuatro hilos ya que al ser mayor la impedancia de secuencia cero de los alimentadores, las corrientes de falla son menores. Estos alimentadores se utilizan en zonas urbanas.

- Los alimentadores primarios trifásicos con cuatro hilos requieren una mayor inversión inicial, ya que se agrega el costo del cuarto hilo (neutro) al de los tres hilos de fase, sin embargo debido a que estos sistemas de distribución tienen un coeficiente de aterrizamiento menor de la unidad, los equipos que se conecten a estos alimentadores requieren de un menor nivel de aislamiento con menor costo de inversión. Estos sistemas se caracterizan por que a ellos se conectan transformadores con el neutro aterrizado a tierra en el devanado primario y transformadores monofásicos cuya tensión primaria es la de fase neutro.

En estos sistemas de distribución es más fácil detectar las corrientes de falla de fase a tierra ya que estos pueden regresar por el hilo neutro. Estos alimentadores se utilizan en zonas urbanas.

- Los alimentadores primarios monofásicos de dos hilos se originan de sistemas de distribución trifásicos, de hecho son derivaciones de alimentadores trifásicos tres hilos que sirven para alimentar transformadores monofásicos que reciben la tensión entre fases en el devanado primario. Este sistema de distribución es usado en zonas rurales o en zonas de baja densidad.

- Los alimentadores primarios monofásicos de un hilo son derivaciones de

sistemas trifásicos que permiten alimentar transformadores

16 | P á g i n a 1.1.4.4 Transformadores de distribución:

Los transformadores de distribución son los equipos encargados de cambiar la tensión primaria a un valor menor de tal manera que el usuario pueda utilizarla sin necesidad de equipos e instalaciones costosas y peligrosas. En si el transformador de distribución es la liga entre los alimentadores primarios y los alimentadores secundarios.

La capacidad del transformador se selecciona en función de la magnitud de la carga, debiéndose tener especial cuidado en considerar los factores que influyen en ella, tales como el factor de demanda y el factor de coincidencia.

El número de fases del transformador es función del número de fases de la alimentación primaria y del número de fases de los elementos que componen la carga. En muchas ocasiones la política de selección del número de fases de los transformadores de distribución que decida emplear una compañía, señala el número de fases que deben tener los motores que se conecten en el lado secundario de los transformadores, dictando así una política de desarrollo de fabricación de motores en una cierta zona de un país o en un país entero.

La magnitud del porciento de impedancia de un transformador afecta la regulación de la tensión y el valor de las corrientes de corto circuito que fluyen por los devanados ante fallas en los alimentadores secundarios. A menores valores de impedancia mayores valores de regulación y de corriente de corto circuito; es por ello que el valor del porciento de impedancia se debe seleccionar tratando de encontrar un punto económico de estos dos factores, debiéndose tomar en cuenta que la calidad de tensión que se entrega a los usuarios se puede variar con los cambiadores de derivación de que normalmente se provee a un transformador.

La conexión del transformador trifásico es uno de los puntos de mayor interés cuando se trata de seleccionar un transformador para un sistema de distribución de energía eléctrica. Las opciones que se le presentan al ingeniero que diseñara dicho sistema, son en forma general entre seleccionar transformadores con neutro flotante o con neutro aterrizado. El transformador con neutro flotante es una necesidad cuando el sistema primario es trifásico tres hilos y el de neutro aterrizado cuando se trata de un sistema trifásico cuatro hilos. Al utilizar transformadores conectados en delta en el lado primario se disminuye el riesgo de introducir corrientes armónicas (magnitud sinusoidal de frecuencia múltiplo de la frecuencia fundamental de la corriente o de la tensión) de orden impar (especialmente en tercer orden) a los alimentadores primarios y se incrementa el riesgo de tener sobretensiones por fenómenos de ferrorresonancia (efecto producido en el núcleo cuando la fuerza electromotriz tiene una frecuencia muy próxima a las oscilaciones libres que se producen en el mismo) en el transformador. Estas sobretensiones se vuelven especialmente críticas en sistemas subterráneos de distribución.

17 | P á g i n a

disminuye grandemente la posibilidad de que se presenten sobretensiones por fenómenos de ferrorresonancia.

Respecto a la conexión T-T de los transformadores trifásicos, que aún cuando no se trata de un transformador trifásico en sí, se aplica en sistemas primarios trifásicos, para substituir a los trifásicos convencionales. Este tipo de transformador consta de dos devanados primarios y dos secundarios. Tanto primario como el secundario se forman conectando un devanado principal con una derivación central a un devanado secundario (con menor número de vueltas) de tal manera que se forme una T.

Estos transformadores normalmente tienen menos peso al tener solo dos devanados, tienen menos pérdidas, menos porciento de impedancia y deben tener menor costo también. Sin embargo su punto crítico lo presentan al tener bajos valores de porciento de impedancia ya que mecánicamente deben ser más fuertes para resistir los esfuerzos producidos por las corrientes de corto circuito. La implantación de estos transformadores en un sistema de distribución debe hacerse después de aplicar pruebas de corto circuito en laboratorio y supervisar zonas piloto electrificadas con estos equipos.

Por lo que se refiere a las conexiones en el lado secundario de los transformadores trifásicos, normalmente son estrella con neutro aterrizado y cuatro hilos de salida. Esto permite tener dos niveles de tensión para alimentar cargas de fuerza y alumbrado, detectar las corrientes de falla de fase a tierra, equilibrar las tensiones al neutro ante cargas desbalanceadas y como una medida de seguridad al interconectarse con el tanque del transformador. Las conexiones con neutro aislado en los devanados de baja tensión de los transformadores trifásicos no es muy favorecida por las sobretensiones que se presentan al tener dos fallas en dos fases diferentes en el circuito de baja tensión.

Alimentadores secundarios:

Los alimentadores secundarios distribuyen la energía desde los

transformadores de distribución hasta las acometidas a los usuarios.

En la mayoría de los casos estos alimentadores secundarios son circuitos radiales, salvo en los casos de las estructuras subterráneas malladas (comúnmente conocidas como redes automáticas) en las que el flujo de energía no siempre sigue la misma dirección. Los alimentadores secundarios de distribución, por el número de hilos, se pueden clasificar en:

1- Monofásico dos hilos. 2- Monofásico tres hilos. 3- Trifásico cuatro hilos.

18 | P á g i n a

1- Sistema monofásico dos hilos, este sistema se alimenta de un transformador monofásico, con un secundario de solo dos hilos.

2- Sistema monofásico tres hilos, este sistema se alimenta de un transformador monofásico con un devanado secundario del que salen tres hilos, con el hilo neutro derivándose del centro del devanado.

3- Sistema trifásico cuatro hilos, este sistema se alimenta de un transformador trifásico con un devanado secundario del que salen cuatro hilos, con el hilo neutro derivándose del punto de conexión de los devanados.

Acometidas:

Las acometidas son las partes que ligan al sistema de distribución de la empresa suministradora con las instalaciones del usuario.

Las acometidas se pueden proporcionar a la tensión primaria (media tensión) o la tensión secundaria (baja tensión), esto depende de la magnitud de la carga que el usuario requiera ante la empresa suministradora.

Medición:

La medición puede ser en media tensión o en baja tensión dependiendo del tipo de acometida de servicio que requiera el usuario.

1.1.4.5 Elementos secundarios de los sistemas de distribución.

Entre los elementos secundarios de una red de distribución se tienen:

1- Cuchillas. 2- Reactores. 3- Interruptores. 4- Capacitadores. 5- Fusibles. 6- Restauradores. 7- Seccionadores. 1.5 Demanda.

19 | P á g i n a

determinar por la constante térmica de los aparatos o por la duración de la carga.

La carga puede ser instantánea, como cargas de soldadoras o corrientes de arranque de motores. Sin embargo los aparatos pueden tener una constante térmica en un tiempo determinado, de tal manera que los intervalos de demanda pueden ser de 15, 30, 60 o más minutos, dependiendo del equipo de que se trate, se puede afirmar entonces que al definir una demanda es requisito indispensable indicar el intervalo de demanda ya que sin esto el valor que se establezca no tendrá ningún sentido práctico.

Por ejemplo, si se requiere establecer el valor de demanda en amperes para la selección o ajuste de fusibles o interruptores se deben utilizar valores instantáneos de corriente de demanda, sin embargo, esta situación no se presenta en la mayoría de los equipos eléctricos, ya que su diseño en cuanto a capacidad de carga se basa en la elevación de temperatura que pueden alcanzar dentro de los márgenes de seguridad, y este cambio de temperatura no es instantáneo ni depende simplemente de la carga que se aplique sino también del tiempo.

Si la carga consiste principalmente de un motor de inducción el valor instantáneo de la corriente de arranque será cinco veces la corriente normal de plena carga y probablemente muchas veces mayor que la corriente que por lo regular tome el transformador que lo alimente: sin embargo, se sabe que durará un intervalo muy pequeño, usualmente menor que un segundo.

Dado que la capacidad de carga de un transformador se basa en la elevación de temperatura con carga continua, y esta última está determinada por energía calorífica que se puede medir en watt-hora o kilowatt-hora, los valores altos de corriente de corta duración no producirán elevaciones de temperatura considerables y consecuentemente será antieconómico determinar la capacidad del transformador que se requiere debido a estas altas corrientes de corta duración.

1.2 Índices de Calidad de energía

20 | P á g i n a

Tabla 1. Indicadores y los valores históricos de calidad de CFE.

Una vez teniendo en cuenta los conceptos anteriores ahora hablaremos a de talle del objetivo de este trabajo que son las Subestaciones unitarias.

1.3 Conceptos generales de subestaciones eléctricas

1.- Diseño conceptual. 2.- Diseño de detalle.

Durante la fase de planeación, los estudios que se han realizado deben probar que el diseño es óptimo y que son prácticos para construir y operar.

El diseño de subestaciones eléctricas, la ingeniería básica o diseño conceptual deben estar familiarizados con los estudios de corotocircuito del sistema, la protección, los estudios de flujos de carga, los estudios de estabilidad dinámica y de estado estacionario. También para el diseño de las subestaciones de tipo industrial, se deben tener conocimineots elementales de loas necesidades de distintos tipos de cargas y procesos, tales com los que se tienen en las industrias: papelera, metalúrgica, cementera, petrolera, petroquímica, electroquímica, etc. En este tipo de industrias o procesos significa que se debe tener conocimiento de los requerimientos de cargas especiales.

1.3.1 Subestación eléctrica definición

21 | P á g i n a

equipos, así como la requerida para la iluminación, es por esto que las subestaciones eléctricas son necesarias para lograr una mayoe productividad.

Una subestación es un conjunto de máquinas, aparatos y circuitos, que tienen la función de modificar los parámetros de la potencia eléctrica, permitiendo el control del flujo de energía, brindando seguridad para el sistema eléctrico, para los mismos equipos y para el personal de operación y mantenimiento.

Otra definición nos dice que es un conjunto de elementos o dispositivos los cuales intervienen en el proceso de generación- consumo de energía eléctrica de una manera que nos permiten cambiar las características de energía eléctrica (voltaje, corriente, frecuencia, etc.9, tipo (c.a. o c.c.) o bien conservarle dentro de ciertas características.

Se da el nombre de subestación eléctrica al conjunto de elementos que sirven para alimentar el servicio eléctrico de alta tensión a un local con una demanda grande de energía para obtener luz, fuerza, calefacción, y otros servicios.

El uso de las subestaciones eléctricas es de vital importancia en la industria, ya que nos permiten el control del flujo de la energía necesaria para llevar a cabo los procesos.

1.3.2 Clasificación de las subestaciones eléctricas.

Las subestaciones se pueden clasificar según su función:

• Subestaciones elevadora en las plantas generadoras o centrales

eléctricas.

• Subestaciones receptoras (reductoras) primarias.

• Subestaciones receptoras (reductoras) secundarias.

1.3.2.1 Subestaciones en las plantas generadoras o centrales eléctricas.

22 | P á g i n a

Figura. 1.1 Subestación unitaria en plantas generadoras.

1.3.2.2 Subestaciones receptoras primarias.

Se alimentan directamente de las líneas de transmisión, y reducen la tensión a valores menores para la alimentación de los sistemas de subtransmisión o redes de distribución, de manera que, dependiendo de la tensión de transmisión pueden tener en su secundario tensiones de 115, 69 y eventualmente 34.5, 13.2, 6.9 ó 4.16 kV.

1.3.2.3 Subestaciones receptoras secundarias.

Generalmente están alimentadas por las redes de subtransmisión, y suministran la energía eléctrica a las redes de distribución a tensiones entre 34.5 y 6.9 kV.

Las subestaciones, también se pueden clasificar por el tipo de instalación:

• Subestaciones tipo interperie.

• Subestaciones de tipo interior.

• Subestaciones tipo blindado.

Subestaciones tipo interperie.

23 | P á g i n a

Fig. 1.2 Subestación Tipo intemperie.

Subestaciones tipo interior.

Este tipo de subestaciones los aparatos y máquinas están diseñados para operar en interiores, son pocos los tios de subestaciones tipo interior. Operan con potencias relativamente bajas y generalmente son usados en las industrias o comercios.

Fig. 1.3 Subestación Tipo interior.

Subestaciones tipo blindado.

24 | P á g i n a

utilizan en fábricas, hospitales, auditorios, edificios y centros comerciales que requieran poco espacio para su instalación, generalmente se utilizan en tensiones de distribución. Normalmente están aisladas con un gas que está a la presión atmosférica conocido como Hexafloruro de azufre (SF6).

Las subestaciones Eléctricas aisladas en gas usan este fluido para el aislamiento eléctrico de sus distintos componentes –maniobra, medición, barras, etc. – de alta tensión.

Cuando se trata de alta tensión su denominación común es GIS (Gas- Insulated Switchgear).

En media tensión se denominan MV-GIS (Medium Voltage-Gas Insulated Switchgear).

Las subestaciones GIS tienen sus partes bajo tensión aisladas en gas hexafloruro de azufre (SF6), en lugar de aislar en aire como en las subestaciones AIS. Cada equipo de alta tensión, incluyendo las barras principales o colectoras, está encapsulado independientemente en un compartimiento metálico provisto de un ambiente de gas SF6 a presión mayor que la atmesférica. Se forman así módulos individuales por equipo, que luego se interconectan mecánica y eléctricamente entre sí para formar distintas configuraciones.

Estas configuraciones tienen enclavamientos riguros que impiden el acceso accidental a las partes energizadas. Esta disposición es bastante compacta, y minimiza los riesgos de fallas y de accidentes, pero requiere características especiales de aislamiento, lo que la hace mucho mas cara que la tipo intemperie, se usa por ello sólo donde las restricciones de espacio o de ambiente la hacen indispensable.

Por su alta complejidad de construcción, sólo los grandes proveedores las distribuyen.

25 | P á g i n a 1.3.3 Esquemas básicos de subestaciones

Formas de operación y estudios.

Para la planeación y proyecto de una subestación se debe tener en cuenta la políticas de operación establecida para el sistema eléctrico de que se trate.

Lo que implica tener en cuenta las siguientes consideraciones:

• Si se va a conectar nueva generación a un sistema existente.

• Si va a proveer una nueva o una capacidad adicional entre dos sistemas diferentes ó niveles de voltaje.

• Si va a alimentar a grandes cargas concentradas.

Esquemas típicos

Los principales componentes de una subestación eléctrica tipo interperie son:

• Transformadores de potencia ( o bien autotransformadores).

• Interruptores.

• Cuchillas desconectadoras.

• Transformadores de potencial y dispositivos de potencial.

• Transformadores de corriente.

• Pararrayos.

• Trampas de onda y equipo de comunicación.

• Aisladores y herrajes.

• Sistemas de barras y estructuras de soporte.

• Red de tierras.

• Trincheras, ductos y drenajes.

• Caseta de control en donde se localizan los tableros de control, protección y señalización.

• Alumbrado normal y de emergencia en la Subestación.

• Sistema de alimentación con corriente continua para

protección y auxiliares.

• Equipo de tratamiento de aceite (para los transformadores de potencia y de instrumento, eventualmente también para interruptores que usan aceite).

• Sistema de aire comprimido (cuando es necesario para

26 | P á g i n a

CAPITULO

II

ELEMENTOS DE UNA

27 | P á g i n a 2.1 Principales elementos de la subestación eléctrica.

En una subestación eléctrica se encuentran muchos dispositivos, los cuales cumplen funciones distintas. A continuación se mencionarán los equipos más importantes de la subestación.

2.1.1 El Transformador de potencia

Es el elemento más importante de la subestación ya que es el encargado de elevar o disminuir los niveles de tensión. En la siguiente figura se muestra un transformador de potencia.

Figura 2.1 Transformador de potencia sumergido en aceite.

Estas máquinas presentan un pequeño porcentaje de pérdidas, por lo que la potencia que entra a la máquina es mayor a la que sale de ella.

Los transformdores usados en las subestaciones son los sumergidos en aceite mineral; los transformadores secos no son utilizados como transformadores de potencia ya que generalmente se fabrican para tensiones que no son utilizados como transformadores de potencia ya que generalmente se fabrican para tensiones que no exceden los 15 kV.

Los tranformadores de potencia son fabricados con capacidades por encima de los 500 kV. Las relaciones de transformación típicas de los transformadores de potencia son de 230 kV/ 34.5 kV, 138 kV/ 34.5 kV, etc.

2.1.2 Interruptores

Son de suma importancia en la subestación ya que deben operar parala desconexión de carga, para la interrupción de corrientes de falla, para cierre con corriente de falla, etc.

28 | P á g i n a

dispositivos, conectores a tierra, placa de datos, el gabinete que es donde están los dispositivos mecánicos como el compresor, resortes, bobinas de disparo y los equipos de control, protección y medición.

En la siguiente figura se muestra un interruptor de potencia.

Figura 2.2 Interruptor de potencia

Su maniobra puede ser local o remota. Por si no se puede operar, sobre el actúan, por medio de un conjunto de entradas y salidas, las unidades de control y protección.

Ya que operan bajo carga necesitan una cámara de extinción de arco eléctrico; los medios de extinción de arco más utilizados son el aceite y el SF6 (Hexafluoruro de Azufre) soplado a alta presión.

29 | P á g i n a 2.1.3 Seccionadores

Son usados para maniobra sin carga en la subestación. Poseen una capacidad de interrupción del arco eléctrico casi nula, por lo que se podrían destruir de inmediato con una falla por arco eléctrico.

Su aplicación típica es ubicarlas a ambos lados de un interruptor para aislarlo, una vez que el interruptor esté abierto. Su accionamiento puede ser manual o motorizado.

2.1.3.1 Tipos de seccionador

 Seccionador de línea: Se usa para aislar la línea de transmisión de los interruptores para que de esta manera no haya presencia de tensión en la línea del cuál forma parte. Si el módulo es de transformador, en la notación antes mencionada se la cambia la letra L, por una T.

 Seccionador de barra: Se ubica entre la barra y el interruptor de barra. Aisla eléctricamente al interruptor de la barra, se le denota con el nombre x89L-2 para módulo de línea. Si el módulo es de transformador, en la notación antes mencionada se le cambia la letra L, por una T.

 Seccionador de puesta a tierra: Se encuentran únicamente en módulos de línea y generalmente forma parte del seccionador de línea. Su función es no permitir que la línea tenga presencia de tensión por inducción una vez que está aislada.

 Seccionador de derivación: Usado en el esquema de barra partida con interruptor de reserva. Cuando un módulo sale de operación, se utiliza un módulo de reserva para sustituirlo y así mantener la continuidad del servicio. Como este seccionador es común a todos los módulos de la subestación, la transferencia de disparos de las protecciones se hace através de este seccionador.

 Seccionador de medio diámetro: Utilizado en el esquema de doble barra

con interruptor y medio. Se ubican en ambos lados del interruptor de medio diámetro. Se denotan con los nombres de 89M-3 y 89M-2.

2.1.4 Transformador de potenical y transformador de corriente (TP y TC)

2.1.4.1 Transformadores de potencia (TP)

Reduce la tensión de la línea del orden de los kV a niveles bajos de tensión para alimentar equipos de control y medición, este nivel de tensión es generalmente 120V.

30 | P á g i n a

hace ideal para ser utilizado en el esquema de protección. El de tipo capacitivo es apto para teleprotección, debido a que permite filtrar y sintonizar determinadas frecuencias, este tipo de TP no es el adecuado para el esquema de protección debido a que no detecta rápidamente los cambios de tensión.

Los parámetros más importantes de los TP son:

 Tensión Primaria: Se usa el voltaje estándar inmediato superior al de la línea en que se conectará.

 Tensión secundaria: Generalmente es de 120 V.

 Carga: Es la cantidad de dispositivos conectados al TP para ser alimentados en baja tensión.

 Precisión:

Tabla 2.1 Precisiones para transformadores de potencial.

Precisión (%)

Utilización

0,1 Aparatos de medición y calibración de laboratorio

0,2 a 0,3 Mediciones de laboratorio, vatímetros y alimentación de wathorímetros de sistemas de potencia y distribución.

0,5 a 0,6 Alimentación de wathorímetros de facturación en circuitos de

distribución e industriales.

1,2 Alimentación de bobinas de potencial de los aparatos de medición, indicadores o registradores.

3 a 5 Alimentación a las bobinas de relevadores de tensión,

frecuenciometros y sincronoscopios.

2.1.4.2 Transformadores de corriente (TC)

31 | P á g i n a

Hay varios tipos:

 TC para medición: La precisión para estos efectos debe estar garantizada desde el 10% de la corriente nominal hasta un 120% del valor de la misma, esto debido a que se deben saturar para valores altos de corriente para proteger a los equipos.

 TC para protección: Deben tener precisión de hasta 20 veces la corriente nominal, esto debido a que debe operar bajo falla ( No debe saturarse en valores altos de corriente)

 TC para protección y medición: El diseño es una combinación de los TC para protección y medición, los núcleos son de alta precisión en cuanto a los niveles de saturación.

Algunas caracterísitcas importantes son:

 Corriente primaria: Las corrientes del circuito primario están normalizadas con ANSI C 57. Se usa la corriente normalizada superior a la corriente circulante en este circuito.

 Carga en el secundario: Suma de la impedancia total en el secundario que será la suma de los dispositivos y alimentadores.

 Precisión:

Tabla 2.2 Precisiones para transformadores de corriente

Precisión (%)

Utilización

0,1 Aparatos de medición y calibración de laboratorio

0,2 a 0,3 Mediciones de laboratorio, alimentaciones para los wathorímetros

de alimentadores de potencia.

0,5 a 0,6 Alimentación de wathorímetros de facturación en circuitos de distribución e industriales.

1,2 Alimentación de bobinas de corriente de los aparatos de

medición, indicadores o registradores y a los relevadores de las protecciones diferencial de impedancia y de distancia.

3 a 5 Alimentación a las protecciones de sobrecorriente

2.1.5 Sistemas de control y medición

son utilizados para maniobras en el sistema de la subestación.

Hay dos tipos de control básicamente:

32 | P á g i n a  Control remoto: El control de la subestación se delega, en el caso de

esta central de combustión interna.

El sistema de control se divide de la siguiente manera:

1. Equipos que serán controlados, por ejemplo los interruptores, las cuchillas con interbloqueos para evitar una maniobra bajo carga, cambiadores automáticos de derivación de transformadores bajo carga.

Otra clasificación de los circuitos y mecanismos de control son las protecciones, en donde se comprende los TC y TP, los relevadores de protección y auxiliares y equipos de comunicación.

Cabe mencionar dentro de todas estas clasificaciones, a los equipos de medición como los amperímetros, voltímetros, vatimetros, varímetros, sincronoscopios, además de todos los equipos de alarma, el equipo de registro de eventos secuenciales como disturbios dentro de la subestación o fuera de ella o secuencia de los interruptores o relevadores, el oscilopertubógrafo que registra información valiosa de los disturbios del sistema y los valores de tensión y corriente en cada momento además de dar información del tiempo de disparo de las protecciones, etc.

2.2 Configuración de barras

Hay muchas configuraciones de barras que se han diseñado para mejorar la operación de los sistemas así como para aumentar la facilidad de mantenimiento, se mencionará con énfasis la configuración de interruptor y medio, la de barra de transferencia sólo será mencionada para efectos de comparación.

2.2.1 Configuración de barras con barra principal y barra de transferencia

Es un esquema que se usa para colocar la subestación cerca de plantas generadoras donde el flujo de potencia es considerable, por lo que la hace ser un esquema usado en subestaciones críticas. Las subestaciones críticas son las que deben liberar las fallas en tiempos muy pequeños, ya que de los contrario se puede perder sincronismo en el sistema.

Este esquema consiste de 2 barras totalmente independientes. La barra principal está energizada siempre y todos los circuitos se alimentan de ella, la barra de transferencia es el punto importante de esta configuración por que por medio de ella se puede sustituir cualquier interruptor del sistema para su mantenimiento, usando un interruptor de transferencia.

33 | P á g i n a

adjuntas a dicho interruptor. Con esto el circuito donde se hace la maniobra no pierde el servicio y el interruptor que salió de operación queda correctamente aislado.

El esquema típico de una subestación de este tipo se muestra a continuación:

34 | P á g i n a

Figura 2.4 Esquema de barra partida con interruptor de transferencia

Cada circuito necesita su propia bahía por lo que una subestación de este tipo abarca mucho terreno. Si no hay suficiente espacio entre bahías las operaciones de mantenimiento se complican bastante.

Entre las principales ventajas de esta configuración esta en donde se pueden sacar interruptores a mantenimiento sin perder la protección de la línea ni el servicio, su costo es razonable, se puede expandir fácilmente.

Las maniobras son complicadas, una falla en la barra principal causaría la pérdida total de la subestación. Lo que se hace para disminuir ese riesgo es dividir la barra principal en dos secciones por medio de un interruptor, esto lo que provoca es que se pierda sólo la mitad de la subestación. Se forman 2 zonas de protección de barras.

35 | P á g i n a 2.2.2 Configuración de barras de interruptor y medio

Al igual que el esquema anterior se usa para subestaciones críticas.

Este esquema se puede usar para subestaciones de 230 kV y para subestaciones de 138 kV.

Es una configuración con dos barras principales energizadas e independientes. Las barras están conectadas por un circuito de 3 interruptores y entre cada par de interruptores una salida como se muestra en la siguiente figura:

Figura 2.5 Esquema de barras de interruptor y medio

A este circuito con 3 interruptores y 2 salidas se le conoce como diámetro.

En este arreglo se tiene 1.5 interruptores por circuito, de aquí su nombre.

Se puede sacar a mantenimiento cualquier interruptor sin que se pierda el servicio de un circuito, sólo una a la vez. Si una u otra barra falla, no habrá pérdida de servicio en los circuitos ya que cada circuito se puede alimentar por cualquiera de las 2 barras.

Si hay falla en el interruptor de medio diámetro se pierden los dos circuitos concectados a él.

36 | P á g i n a

configuración de anillo que luego será ampliada a una de interruptor y medio para así tener la flexibilidad requerida con los circuitos adicionales.

Debe haber un adecuado espaciamiento entre los módulos de línea para no tener problemas de mantenimiento y por seguridad.

Entre sus principales ventajas está la gran flexibilidad de operación, alta confiabilidad, se puede sacar a mantenimiento una u otra barra sin perde el servicio, se puede sacar de operación cualquier interruptor sin perder el suministro de energía, la falla en una barra no provoca la pérdida del suministro, siempre y cuando no falle la otra barra, la operación de este esquema es con las 2 barras energizadas y con todos los interruptores cerrados.

37 | P á g i n a

CAPITULO

III

DISEÑO DE UNA

38 | P á g i n a 3.1 Especificación Tableros blindados (Metal Clad) para 34.5kV.

3.1.1 Campo de aplicación

Se tiene por objeto establecer las carácterísticas técnicas, de aseguramiento de calidad que deben cumplir los tableros metálicos blindados (Metal Clad) de distribución para tensiones nominales de 34.5 kV y sus auxiliares, para servicio interior, autocontenidos, frecuencia de 60 Hz y que serán utilizados en la subestación elevadora como equipo primario

.

3.1.2 Normas que aplican

ANSI C37.09 Standard Test Procedure for AC High-Voltaje Circuit Breakers Rated on a Symetrical Basis, Supplement C39.09E, Supplement C37.09G.

ANSI C37.20.1 Metal Enclosed Low-Voltage Power Circuit Breaker Swithgear (R 1992).

ANSI C37.20.2 Metal-Clad ans Station Ttype Cubicle Switchgear.

ANSI C57.13 Standard Requeriment for Instrument Transformers.

IEC 60044-1-1996 Instrument Transformers Part 1: Current Transformers.

IEC 60044-2-1997 Instrument Transformers Part 2: Inductive Voltage.

3.1.3 Alcance

• Subestación compacta (tablero blindado para tensión nominal de 34.5 kV).

• Equipo de medición de energía eléctrica (medición local).

• Interruptores en SF6 o vacio para tableros blindados (Metal Clad) de 34.5 kV.

• Transformadores de corriente y potencial.

• Equipos de protección multifunción para los diferentes alimentadores.

• Alimentos de fuerza y control para todas las secciones.

• Cuchillas de puesta a tierra.

• Aisladores soporte columna.

• Pruebas de campo.

39 | P á g i n a

generadores y demás equipos asociados. La coordinación de este esquema debe ser selectiva, tal que permita el libramiento de las fallas que se presenten en los buses de 34.5 kV, el arreglo de es independiente a las protecciones primarias de los equipos multifunción de cada uno de los circuitos derivados.

3.2 Condiciones de Servicio

3.2.1 Temperatura Ambiente

El tablero metálico blindado y el equipo deben diseñarse para operar en un rango de temperatura ambiente máxima de verano de 45º C y mínima de invierno de menos 5ºC, de acuerdo a los siguientes datos:

3.2.2 Altitud de operación

El tablero metálico blindado se diseñara para operar a una altitud de 1000 msnm.

3.2.3 Diseño por sismo

El tablero metálico blindado debe diseñarse para soportar la aceleración del Sitio de 0.96 g. Siendo g la aceleración de la gravedad (9,8 m/ seg 2 )

3.2.4 Tipo de servicio

Los tableros metálicos blindados son para servicio interior y deben ser a prueba de alta contaminación salina o ara climas de alta humedad y alta temperatura, con las siguientes características:

Número de Fases 3

Frecuencia Nominal 60 Hz

Conexión a tierra del sistema : Con neutro sólidamente conectado a tierra. Corrientes Nominales 630 A

Estas corrientes están dadas por el valor eficaz (rmc) de la corriente, que las barras son capaces de conducir a la frecuencia nominal sin exceder un incremento de temperatura de 65ºC sobre una temperatura ambiente de 40ºC, considerando que las uniones son con cuperficies plateadas.

La corriente nominal de las barras en dereivación que se conectan a interruptores debe ser igual o superior a la corriente nominal de interruptor a las que están asociadas.

3.3 Corriente Momentánea

40 | P á g i n a 3.4 Límite de Elevación de Temperatura 65ºC

Sobre una temperatura ambiente de 40ºC para las barras, conexiones, derivaciones y otras partes conductoras del tablero.

Los límites de elevación de temperatura para otros equipos deben ser los indicados en las normas correspondientes a dichos equipos.

3.5 Tensión Nominal (Tablero y equipo auxiliar)

Tabla 1 Tensiones nominales y valores de pruebas eléctrica.

Tensiones Valores de Pruebas

Tensión nominal rmc (k V)

Tensión máxima de diseño (kV)

Tensión de Aguante a 60 Hz (1 min) (kV)

Al impulso con onda completa (kV)

34.5 38 70 200

3.5.1 Tensión Máxima de Diseño

La tensión máxima para el tablero y su equipo auxiliar debe corresponder a la tensión máxima del sistema y se indica en la tabla anterior.

3.6 Niveles de Aislamiento y valores de Pruebas Dieléctricas

Impulso de Onda completa

El nivel de aislamiento al impulso con onda completa esta dado por la tensión de prueba y que corresponde a los indicado en la tabla 1 y debe corresponder a la tensión nominal.

Tensión de aguante de 60 Hz

El nivel de aislamiento a tensión de 60 Hz está dado por el valor de prueba a tensión de aguante y que corresponde a os indicado en la tabla 1.

3.7 Niveles de Aislamiento a la Altitud Especificada

Los niveles de aislamiento tanto como para impulso como para tensión de aguante que se indica en la tabla 1, deben garantizarse a la altitud especificada para cada lote. Los valores de prueba deben corregirse para verificar el cumplimiento de este requisito.

Tensiones de Alimentación de Auxiliares

41 | P á g i n a • 125 VCD, 2 hilos para control, señalización y protección.

• 220 VCA 3 fases, 4 hilos para fuerzas, calefacción alumbrado.

3.8 Secciones tipo del tablero

De acuerdo con el diagrma unifilar E-01 y tabla 1

A continuación, se mencionan los principaes tipos de secciones que forman el tablero.

3.8.1 Sección de interruptor Generador-Transformador.

La sección de Interruptor Generador – Transformador debe cumplir con la Tabla 1 y diagrama unifilar E-01

3.8.2 Sección de interruptor para Línea de distribución.

La sección de Interruptor para Línea de Distribución debe cumplir con la Tabla 1 y el diagrama unifilar E-01

Relevador multifunción de sobrecorriente direccional que incluya los siguientes elementos:

Elementos direccionales de fase que proporcionan control direccional a los elementos de sobrecorriente de fase (67) o usarse como elementos independientes de control direccional hacia delante y hacia atrás.

• Elementos direccionales de falla a tierra que puedan proporcionar control direccional a los elementos de sobrecorriente de falla a tierra (67N) o usarse como elementos independientes de control direccional hacia delante y hacia atrás.

Elementos de alto y bajo voltaje (59/27) .

• Función de supervisión de bobinas de disparo

• Localizador de fallas (para líneas de más de 10 km.)

• Recierre automático (79)

Registrador de fallas con capacidad de ciclos de prefalla, falla y postfalla, oscilografía.

3.8.9 Sección de Interruptor de Transformador de auxiliares.

42 | P á g i n a 3.8.10 Sección con Interruptor (Reserva)

La sección de Interruptor (reserva) debe cumplir con lo indicado en la Tabla 1 y Diagrama Unifilar E-01.

3.8.11 Cubículo Para Transformadores De Potencial de Barras.

El cubículo para Transformadores de Potencial de Barras debe cumplir con lo indicado en la Tabla 1 y Diagrama Unifilar E-01

3.8.12 Partes o elementos comunes a todo tipo de sección

Cada sección que forma parte del tablero debe cumplir con lo descrito en la tabla 1 y diagrama unifilar E-01

3.8.13 Sección de interruptor de enlace

La sección de Interruptor de enlace debe cumplir con lo indicado en la tabla del 1 y diagrama unifilar E-01

3.9 Relevadores de Protección.

Deben ser de tipo estático, independientes, mono o multifunción, siempre y cuando para la protección a tierra su conexión sea a través de los transformadores de corriente de secuencia cero o de los neutros del transformador.

Tipo semiembutido a prueba de polvo y humedad con bastidor y componentes integrantes del relevador, los relés pueden ser totalmente extraíbles con puenteo automático de los TC’s o semiextraible el cual es extraíble en la parte electrónica del relevador, los transductores de corriente no lo son y quedan integrados en la caja, deben poder probarse con una computadora portátil a través del puerto serie RS-232 localizado en la parte frontal del relevador o con contactos de prueba para recibir clavija de prueba tipo inserción.

Los relevadores auxiliares deben ser del tipo no extraíble de su caja y no requerirán contactos de prueba.

3.10 Equipo de medición

Se deben considerar transformadores de corriente y potencial, para el equipo de medición de balance de energía.

Por cada transformador principal se deben incluir tres (3) transformadores de potencial inductivo y tres (3) transformadores de corriente, así como un (1) equipo de medición, tal como se describe a continuación:

43 | P á g i n a

fase a tierra, clase y potencia de exactitud 0,2B1.8; W,X,Y,Z; con 2 devanados secundarios de las mismas características los cuales deben de estar protegidos con fusibles tipo botella, cada uno con su caja y block de conexiones independiente con facilidad para instalar sellos de seguridad, servicio intemperie.

Tres (3) Transformadores de corriente para sistemas con tensión nominal de 34,5 kV, relación de transformación 200/5-5 A, clase y potencia de exactitud 0,2 B 0.1, 0.2, 0.5,1.0, 2.0, con dos devanados secundarios de las mismas características, cada uno con su caja y block de conexiones independientes con facilidad de instalar sellos de seguridad, servicio intemperie.

Un (1) Equipo de medición multifunción completo conectados en línea, con accesorios, software actualizado y protocolos de comunicación, cuyas características son:

1. Características Particulares requeridas para los Medidores Multifunción.

Medidor electrónico multifunción de 2,5 clase 10 ó 20 Amperes o de 5 clase 10 Amperes, 3 fases, 4 hilos, 3 elementos, 120 volts, conexión estrella, instalado en un gabinete exclusivo tipo nema 12, con dimensiones máximas de 900 mm de frente, 2300 mm de altura y 700 mm de profundidad, base tipo “Tablero” con memoria y calidad de energía, debiendo cumplir con lo siguiente:

• Clase de exactitud de 0,2% de acuerdo a la Especificación.

• Medición bidireccional.

• Programable por software para operar tanto en circuitos 3F-3H-2E Delta

como en circuitos 3F-4H-3E Estrella.

• Con interfase de puerto óptico tipo 2 en la parte frontal del medidor, para programar, interrogar y obtener todos los datos del medidor.

• Con interfase de puerto serie RS 232 y con puerto serie RS 485

Con el protocolo de comunicaciones DNP 3.0 vía el puerto serie RS 232 y RS 485, debiendo proporcionar el programa para configurar dicho protocolo.

• El medidor debe tener la capacidad de aceptar la sincronía de tiempo

por DNP 3.0 y de tal manera que cualquiera que sea el modo de sincronía, la estampa de tiempo sea la misma por DNP3.0, display y software propietario.

• El medidor debe incluir un modem interno para acceso remoto con

rango de 1200 BAUDS mínimo, con capacidad de realizar conexiones sucesivas e ininterrumpidas hasta con ocho medidores iguales.

• El medidor debe poseer la capacidad de atender las acciones de acceso de comunicación a través de sus puertos de forma simultánea, continua y sin interferencia, operando a su máxima velocidad de transferencia de datos.

44 | P á g i n a • Compatible con computadora personal portátil Con memoria no volátil

para almacenar los datos de programación, configuración y en su caso de tarifas horarias.

• Programables para que cada fin de mes y estación realicen un

restablecimiento de demanda, reteniendo en memoria las lecturas que se seleccionen (congelamiento de lecturas), para su acceso tanto en pantalla, como mediante el software propietario.

• El firmware debe residir en memoria flash, para actualizaciones

inmediatas requeridas.

• Constante de energía (ke) programable.

Capacidad para colocar el medidor en modo de prueba, ya sea por software o hardware indicando que está operando en este modo.

Pantalla para que mediante un dispositivo muestre en forma cíclica la información del modo normal, modo alterno y modo de prueba. De energías y demandas en valores primarios o secundarios, mostrándolos en Mega, Kilo o Unidades.

• Manuales de hardware y software, en disco compacto o papel.

• Como parte del equipo se debe proporcionar el software, para que a través de una computadora personal portátil, se tengan las opciones siguientes:

- Programar, interrogar y obtener todos los datos de la memoria masiva en Sitio por el puerto óptico.

- Programar, interrogar y obtener todos los datos de la memoria masiva en forma remota mediante línea telefónica a través del módem interno y puerto serie.

- Programación de los parámetros a grabar en memoria masiva, así como del tamaño del intervalo.

- Lectura directa de los datos almacenados en los equipos

- Explotación de los datos en unidades de ingeniería y/o pulsos grabados intervalo por intervalo.

- Programación de los parámetros con tarifas horarias, para valores de:

• 4 diferentes tarifas (precios), 4 diferentes días, 4 diferentes horarios, 4

estaciones y cambio de horario de verano.

• Demanda rolada en intervalos de 15 minutos y subintervalos de 5 minutos.

• Consumo de energía activa y reactiva para cada tarifa. • Valores totales por tarifa y total de totales.