ingenieria para subestacion compacta esmeralda 115-13.8 kv con control numerico
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UNIVERSIDAD SIMON BOLIVAR
COORDINACION DE INGENIERIA ELECTRICA
INGENIERIA PARA LA SUBESTACION COMPACTA
ESMERALDA EN 115/13.8 kV CON CONTROL NUMERICO
POR
JOSE VIRGILIO DE ANDRADE SUAREZ
INFORME FINAL DE PASANTIA PRESENTADO ANTE LA ILUSTRE UNIVERSIDAD SIMON BOLIVAR COMO
REQUISITO PARCIAL PARA OPTAR AL TITULO DE INGENIERO ELECTRICISTA
Sartenejas, Marzo de 2002
UNIVERSIDAD SIMON BOLIVAR
COORDINACION DE INGENIERIA ELECTRICA
INGENIERIA PARA LA SUBESTACION COMPACTA
ESMERALDA EN 115/13.8 kV CON CONTROL NUMERICO
POR
JOSE VIRGILIO DE ANDRADE SUAREZ
TUTOR ACADEMICO: PROF. MIGUEL MARTINEZ LOZANO
TUTOR INDUSTRIAL: ING. ALES URIZAR ESTEVEZ
INFORME FINAL DE PASANTIA PRESENTADO ANTE LA ILUSTRE UNIVERSIDAD SIMON BOLIVAR COMO
REQUISITO PARCIAL PARA OPTAR AL TITULO DE INGENIERO ELECTRICISTA
Sartenejas, Marzo de 2002
iv
INGENIERIA PARA LA SUBESTACION COMPACTA
ESMERALDA EN 115/13.8 kV CON CONTROL NUMERICO
POR
JOSE VIRGILIO DE ANDRADE SUAREZ
RESUMEN
La Subestación Esmeralda es una subestación compacta de 115 / 13.8 kV con control numérico
de distribución primaria, diseñada por el Departamento de Ingeniería de ABB UTMS para la
Electricidad de Valencia (ELEVAL).
Esta subestación está diseñada bajo el concepto ABB de subestaciones IAIS: subestaciones
compactas con control numérico aisladas en aire. Estas se caracterizan por el ahorro en espacio, y
en costos de equipamiento y fundaciones a través del uso de módulos de maniobra compactos,
por esquemas del tipo barra simple, y por sistemas digitales de comunicación, control y
protección; lo que otorga a las subestaciones IAIS una alta disponibilidad y flexibilidad.
En este trabajo se desarrolla la ingeniería conceptual, básica y de detalle de la Subestación
Esmeralda, con énfasis en el diagrama unifilar general y detallado, la selección de los equipos
para cada área de la subestación, el establecimiento de la disposición de equipos en el patio de la
subestación y en la casa de mando, la selección de los conectores de alta tensión, el sistema de
apantallamiento contra descargas atmosféricas, los esquemas de protección por bahía, la
selección de los transformadores de medición; los equipos digitales de control, protección y
medición; el sistema de automatización de la subestación, el sistema de comunicaciones, el
cálculo del tiempo máximo de despeje de fallas, la selección de los cables de media tensión, y el
diseño del sistema de puesta tierra.
Se presentan los planos de la Subestación Esmeralda, los cuales se elaboraron a través del
software AutoCAD 2000. También se muestra la salida y el código del programa que fue
necesario elaborar para lograr el diseño de la malla de puesta a tierra. Este programa consiste en
una hoja de cálculo interactiva con módulos en Visual Basic.
v
AGRADECIMIENTOS
A la empresa ABB, especialmente al Ing. Rafael Naranjo y al Ing. Ales Urizar, por no dudar
de mis capacidades y darme la oportunidad de comenzar el proyecto de las subestaciones de
Eleval como pasante, y de continuar con él ahora como empleado de ABB.
Al tutor académico, Prof. Miguel Martínez, por su ayuda con la parte teórica del proyecto, y
sus claras y directas respuestas antes las dudas que se me presentaron durante la pasantía y el
resto de la carrera.
Al tutor industrial, Ing. Ales Urizar, por su ayuda con la parte práctica del proyecto, por el
entrenamiento otorgado, por su apoyo, y por su confianza.
Al jurado, Prof. Elmer Sorrentino, por sus aportes y recomendaciones, las cuales permitieron
perfeccionar este libro.
Al resto del personal de ABB que haya colaborado de alguna manera con la realización de
esta pasantía, especialmente al Ing. José Payer, al Ing. Ronald Pineiro, al Ing. Walter Lion, al
Ing. Elisaul Piña, al Ing. Valentin Jeney, al Ing. Alexis Mujica, al Ing. Rafael Gamboa y a la
Sra. Concetta Annichiarico.
vi
INDICE GENERAL
PORTADA ...................................................................................................................................... i
PAGINA DE TITULO ................................................................................................................... ii
ACTA DE EVALUACION .......................................................................................................... iii
RESUMEN .................................................................................................................................... iv
AGRADECIMIENTOS................................................................................................................... v
INDICE GENERAL....................................................................................................................... vi
INDICE DE FIGURAS ................................................................................................................ viii
INDICE DE TABLAS.................................................................................................................... ix
LISTA DE SIMBOLOS Y ABREVIATURAS .............................................................................. x
CAPITULO I. INTRODUCCION................................................................................................... 1
CAPITULO II. DESCRIPCION DE LA EMPRESA ..................................................................... 4
2.1. Perfil Corporativo de ABB................................................................................................... 4
2.2. VEABB: Asea Brown Boveri Venezuela............................................................................. 6
2.3. Ubicación de la Pasantía Dentro de VEABB: Departamento UTMS .................................. 9
CAPITULO III. FUNDAMENTOS PARA EL DISEÑO DE UNA SUBESTACION
ELECTRICA COMPACTA CON CONTROL NUMERICO ...................................................... 10
3.1. Etapas del Diseño de una Subestación ............................................................................... 10
3.1.1. Ingeniería Conceptual.................................................................................................. 10
3.1.2. Ingeniería Básica ......................................................................................................... 10
3.1.3. Ingeniería de Detalle.................................................................................................... 11
3.2. Definiciones de las Instalaciones de Corriente Alterna de Alta Tensión ........................... 11
3.3. Equipamiento de una Subestación de Corriente Alterna .................................................... 14
3.4. Localización de las Subestaciones Eléctricas..................................................................... 23
3.5. Esquema Unifilar de la Subestación................................................................................... 24
3.5.1. Esquema Unifilar de Barra Simple.............................................................................. 26
3.5.2. Esquema Unifilar de Barra Simple Seccionada........................................................... 26
3.5.3. Esquema Unifilar de Barra Simple con Barra de Transferencia ................................. 26
3.5.4. Esquema Unifilar con Doble Juego de Barras o Barra Partida.................................... 27
3.5.5. Comparación entre Esquemas ..................................................................................... 27
vii
3.6. Concepto IAIS de ABB: Subestaciones Inteligentes Aisladas en Aire .............................. 28
3.7. Módulos de Maniobra Compactos Para Subestaciones IAIS ............................................. 30
3.8. Disponibilidad de Subestaciones Compactas Vs. Convencionales .................................... 37
3.8.1. Consideraciones, Datos y Estimaciones del Estudio................................................... 38
3.8.2. Resultados de los Cálculos .......................................................................................... 41
3.9. Otros Equipamientos y Sistemas Para Subestaciones IAIS ............................................... 42
3.9.1. Sistema DOIT.............................................................................................................. 42
3.9.2. Transformadores de Potencia con Funciones de Supervisión ..................................... 44
3.9.3. Equipos de Control-Mando y Protección .................................................................... 46
3.10. ABB Industrial It .............................................................................................................. 47
CAPITULO IV. INGENIERIA PARA LA SUBESTACION ESMERALDA DE ELEVAL ...... 49
4.1. Esquema de Actividades..................................................................................................... 49
4.2. Ingeniería Conceptual y Básica .......................................................................................... 50
4.3. Ingeniería de Detalle........................................................................................................... 56
4.3.1. Lista y Características de los Equipos de la Subestación Esmeralda .......................... 56
4.3.2. Detalles de los Módulos COMPASS y el Sistema de Barras Nabla ........................... 57
4.3.3. Dimensionamiento y Detalles de los Equipos Primarios ............................................ 63
4.3.4. Disposición de Equipos. Vistas de la Subestación Esmeralda .................................... 65
4.3.5. Conectores de Alta Tensión......................................................................................... 70
4.3.6. Apantallamiento Contra Descargas Atmosféricas....................................................... 72
4.3.7. Automatización de la Subestación Compacta Esmeralda............................................ 77
4.3.8. Sistema de Telecomunicación de las Subestaciones de ELEVAL.............................. 88
4.3.9. Diagrama Unifilar Detallado ....................................................................................... 90
4.3.10. Cálculo del Tiempo de Duración del Cortocircuito................................................... 99
4.3.11. Selección de los Cables de Media Tensión ............................................................. 100
4.3.12. Diseño de la Malla de Puesta a Tierra de la Subestación Esmeralda ...................... 107
CAPITULO V. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ................................................ 115
CAPITULO VI. REFERENCIAS ............................................................................................... 117
CAPITULO VII. ANEXOS......................................................................................................... 121
7.1. Lista de Planos.................................................................................................................. 121
7.2. Programa “Cálculo de la Malla de Puesta a Tierra” Basado en la Norma IEEE 80......... 122
viii
INDICE DE FIGURAS
Figura 1. Organigrama General VEABB ................................................................................... 8
Figura 2. Organigrama del Departamento UTMS ..................................................................... 9
Figura 3. Clasificación de los Sistemas Eléctricos Según su Nivel de Tensión ...................... 12
Figura 4. Funciones de las Subestaciones Eléctricas .............................................................. 13
Figura 5. Conexión Entre los Equipos y el Tablero de Control y Protección .......................... 15
Figura 6. Transformador de Potencia Marca TRAFO de 30 MVA .......................................... 20
Figura 7. Dos Tipos de Torres Metálicas de Líneas de Transmisión ....................................... 21
Figura 8. Cable de Aceite Fluido de Tipo Unipolar para Alta Tensión ................................... 22
Figura 9. Nivel Isoceráunico a Nivel Mundial ......................................................................... 24
Figura 10. Esquemas Unifilares Posibles de la Subestación ...................................................... 25
Figura 11. Comparación entre una Subestación Convencional y una IAIS ............................... 29
Figura 12. Dos Subestaciones de 145 kV (Convencional vs. IAIS) .......................................... 30
Figura 13. Disminución de las Tasas de Fallas Mecánicas y de Mantenimiento ....................... 31
Figura 14. Inclusión de Varias Funciones en un Unico Equipo: El Módulo Compacto ............ 32
Figura 15. Varias Bahías de una Subestación IAIS con Módulos Compactos ........................... 32
Figura 16. Módulo de Maniobra Compacto. Posiciones de la Unidad Extraíble ........................ 33
Figura 17. Algunos Módulos Compactos ABB .......................................................................... 34
Figura 18. Accionamiento y Unidad PISA ................................................................................ 35
Figura 19. Sensor de Corriente DOIT Montado Sobre un Interruptor Automático ................... 43
Figura 20. Esquema del Principio de Tratamiento de Señales del DOIT ................................... 43
Figura 21. Unidad de control para vigilar el funcionamiento de transformadores de potencia .. 45
Figura 22. Interconexión de Subestaciones de ELEVAL ........................................................... 50
Figura 23. Diagrama Unifilar General de la Subestación Esmeralda ........................................ 55
Figura 24. Componentes del Módulo COMPASS ..................................................................... 59
Figura 25. Condiciones del Módulo COMPASS........................................................................ 60
Figura 26. Vista en Perspectiva del Sistema de Barras Nabla de la S/E Esmeralda ................. 61
Figura 27. Disposición de 5 COMPASS y Barra Nabla ............................................................ 62
Figura 28. Zona de Protección con Sólo los Dos Cables de Guarda Externos ........................... 76
Figura 29. Zonas de Protección en Base a dos Normas Distintas............................................... 76
ix
Figura 30. Dispositivos Numéricos de Control y Protección ................................................... 78
Figura 31. Configuración del Sistema de Automatización de la Subestación Esmeralda ......... 80
Figura 32. Ejemplo de Despliegue del Diagrama Unifilar con Coloreado de Barras ............... 84
Figura 33. Ejemplo de Despliegue del Diagrama Unifilar con Diálogo de Control ................. 85
Figura 34. Red de Telecomunicación Propuesta a ELEVAL .................................................... 90
Figura 35. Superficies Equipotenciales en Una Malla de Puesta a Tierra Rectangular .......... 108
INDICE DE TABLAS
Tabla I. Estadísticas de Mantenimiento de Equipos de Maniobra........................................ 39
Tabla II. Estadísticas de Fallas de Equipos de Maniobra....................................................... 40
Tabla III. Resultados de los cálculos de indisponibilidad ...................................................... 42
Tabla IV. Niveles de Cortocircuito de la Subestación Esmeralda .......................................... 54
Tabla V. Lista de Equipos de la Subestación Esmeralda ...................................................... 56
Tabla VI. Características de los Equipos Primarios de la Subestación Esmeralda ................. 57
Tabla VII. Condiciones de Operación de los Cables de Control y Medición .......................... 96
Tabla VIII. Parámetros y Potencia Aparente Cable de Medición de Corriente de 60 m ........... 98
Tabla IX. Condiciones de Operación del Cable de 15 kV..................................................... 101
Tabla X. Corrientes Admisibles Para Diferentes Calibres de un Cable de 15 kV ............... 102
Tabla XI. Factores de Corrección de las Corrientes Admisibles ........................................... 103
Tabla XII. Corrientes Nominales Mínimas de los Cables de 15 kV ....................................... 103
Tabla XIII. Parámetros Eléctricos de Cables de 15 kV 100 % EPR-PVC ............................... 103
Tabla XIV. Características de los Cables de 15 kV Seleccionados por Capacidad de Carga .. 104
Tabla XV. Caídas de Tensión en los Alimentadores de Media Tensión................................. 105
Tabla XVI. Datos de la Malla de Tierra de la Subestación Esmeralda .................................... 111
Tabla XVII. Calibre y Longitud Requerida del Conductor de la Malla de Tierra .................... 113
Tabla XVIII. Parámetros del Sistema de Puesta a Tierra de la Subestación Esmeralda ............. 114
x
LISTA DE SIMBOLOS Y ABREVIATURAS
A Amperios.
ABB Asea Brown Boveri.
Ah Amper-horas.
AT Alta tensión.
Automation Automatización.
AWG (American Wire Gauge) Sistema de Calibres Americanos.
Baudios Bits por segundo.
BIL Nivel básico de aislamiento ante impulso atmosférico.
Bits Unidad de información digital (sólo dos valores: 0 ó 1).
BSL Nivel básico de aislamiento ante impulso de maniobra.
BT Baja tensión.
Burden Carga de un transformador de medición de corriente o tensión.
Bus Canal físico de comunicaciones.
ca Corriente alterna.
CAD (Computer Aided Design) Diseño asistido por computadora.
CADAFE Compañía Anónima de Administración y Fomento Eléctrico.
cc Corriente continua.
CM Casa de Mando.
cm Centímetro.
Compact Switchgear Módulo de maniobra compacto en una subestación.
COMPASS (Compact Prefabricated Air Insulated Substation) Subestación Compacta
Prefabricada Aislada en Aire.
Convertidor A/D Convertidor analógico – digital.
DCS (Distributed Control System) Sistema de control distribuido.
DOIT (Digital Optical Instrument Transformers) Transformadores de medición
ópticos digitales.
DTT Disparo Directo Transferido.
eLearning Aprendizaje por medio de la WEB.
ELEVAL Electricidad de Valencia.
xi
Fp Factor de potencia.
GPS (Global Positioning System) Sistema de Posicionamiento Global.
h Horas.
Hardware Equipo electrónico que ejecuta operaciones de un sistema automatizado.
Hz Hertz o ciclos por segundo (cps).
I Corriente eléctrica.
IAIS (Intelligent Air Insulated Substations) Subestaciones Inteligentes Aisladas
en Aire.
IC Intervalo de coordinación.
Icc Corriente de cortocircuito.
IHM Interfase Hombre - Máquina.
In Corriente nominal.
Industrial It (Industrial Information Technology) Tecnología de Información Industrial.
kW Kilovatios.
kWh Kilovatios hora.
LAN Red de área local.
LED (Light Emitting Diode) Diodo emisor de luz.
Local Manager Representante local.
m Metro.
MCM Mil Circular Mil.
Modular Substations Subestaciones Modulares.
Mouse Dispositivo de señalización de la computadora (ratón).
MT Media Tensión.
MTTR (Medium Time To Repair) Tiempo medio de reparación.
MVA Megavoltio amperios.
NCC Nivel de cortocircuito.
ONAF (Oil Natural Air Forced) Enfriamiento de transformadores de potencia tipo
Aceite Natural - Aire Forzado.
ONAN (Oil Natural Air Natural) Enfriamiento de transformadores de potencia
tipo Aceite Natural - Aire Natural.
One Team Un sólo equipo.
xii
OPGW (Optical Ground Wire) Cables de guarda con fibra óptica.
P Potencia.
PC (Personal Computer) Computadora Personal.
PISA (Process Interface Sensor and Actuator) Sensor y Actuador de Interfase de
Proceso.
Plug and Produce Conectar y producir.
Power Systems Sistemas de Potencia.
pulg Pulgadas (inches).
PVC Cloruro de Polivinilo.
RAM (Random Access Memory) Memoria de acceso aleatorio.
ROM (Read Only Memory) Memoria de solo lectura.
S.A. Servicios Auxiliares.
S/E Subestación.
SA (Substation Automation) Sistema de Automatización de Subestaciones.
Sales Ventas.
SCADA (Supervision Control And Data Acquisition) Sistema de control,
supervisión y adquisición de datos.
SDH Jerarquía Digital Sincrónica.
Software Programa de una computadora o procesador electrónico que dirige las
funciones del hardware asociado al procesador.
Starcoupler Acoplador en estrella.
Switchgears Aparatos de maniobra en una subestación.
Utilities Empresas de servicio.
V Tensión.
VA Voltio amperios.
W Vatios.
WEB Red de información accesible a través de Internet.
Zoom In / Out Ampliación / Reducción de la imagen.
ΔV% Porcentaje de caída de tensión.
Ω Ohmnios (unidad de resistencia eléctrica).
1
1. CAPITULO I. INTRODUCCION
La Electricidad de Valencia (ELEVAL) ha requerido dos subestaciones como parte del Plan de
Expansión de Transmisión de ELEVAL que se está ejecutando en estos momentos. Estas son las
subestaciones Esmeralda y Manantial, que se interconectarán al resto de las subestaciones de
ELEVAL formando un anillo: Planta Castillito, S/E Castillito y Planta del Este.
La ingeniería, procura, construcción y puesta en servicio de ambas subestaciones, es llevada a
cabo por ABB Venezuela, bajo la modalidad de proyecto llave en mano, siguiendo las
especificaciones básicas de ELEVAL. En este trabajo se presenta solamente la ingeniería para la
Subestación Esmeralda.
La Subestación Esmeralda se ubicará en la ciudad de Valencia, en la Urbanización Lomas de la
Esmeralda. Esta subestación será alimentada a través de una línea de doble terna de 115 kV que
une las Subestaciones Planta del Este y Planta Castillito. El nivel de tensión secundaria será 13.8
kV, el cual es el nivel de tensión de las redes de distribución en Valencia. Se instalarán 2
transformadores de potencia de 115 / 13.8 kV, con potencia nominal de 30 MVA cada uno, lo
que da una capacidad instalada en la subestación de 60 MVA.
Actualmente, el sector eléctrico está pasando por una fase de reestructuración caracterizada por la
menor intervención estatal, una fuerte presión sobre los costos, una apertura progresiva de los
mercados, y un modo distinto de enfocar la selección de los equipos. Se está pasando de
especificar detalladamente los distintos componentes a especificarlos de forma general con sus
exigencias funcionales, medioambientales, de disponibilidad y mantenimiento. Respondiendo a
esta tendencia, ABB ha desarrollado el concepto de las Subestaciones Inteligentes Aisladas en
Aire (IAIS). Las subestaciones IAIS se distinguen por su poca necesidad de espacio y de
mantenimiento, así como por su alta disponibilidad y seguridad.
La automatización de las subestaciones IAIS se basa en sistemas integrados de control y
protección numéricos (digitales) con comunicación a través de buses de alta velocidad. Los
equipos primarios de maniobra del tipo compacto son la clave en el ahorro de espacio que se
2
logra con subestaciones IAIS. A estos equipos se les llama módulos compactos. Este es un nuevo
tipo de producto para alta tensión con aislación en aire, que ha sido desarrollado con la intención
de reducir el espacio requerido por los equipos de maniobra y de incrementar la disponibilidad
reduciendo el mantenimiento en las subestaciones.
En base a lo anterior, ABB propone a ELEVAL el diseño de la Subestación Esmeralda bajo el
concepto IAIS, utilizando sistemas de control numéricos (sistemas digitales), un sistema de
comunicación entre subestaciones a través de cables con fibra óptica (OPGW), y módulos
compactos del tipo COMPASS; con el objetivo de reducir el espacio de terreno a ser ocupado por
la subestación, disminuir la cantidad de equipos de maniobra necesarios, reducir las operaciones
de mantenimiento, reducir los costos, aumentar la versatilidad de la operación, e incrementar la
disponibilidad de la nueva subestación. Es por esto que la Subestación Esmeralda es clasificada
como una subestación compacta con control numérico.
Es primera vez que en Venezuela se diseña e instala una subestación del tipo compacta aislada en
aire. De allí la importancia de este proyecto, ya que con él se va a efectuar la estandarización de
la ingeniería para las subestaciones compactas venezolanas de ABB. A nivel mundial, ABB tiene
varias referencias exitosas de subestaciones compactas aisladas en aire. Por ejemplo, usando
módulos COMPASS, se han instalado varias subestaciones compactas en Italia (que es donde se
ubica la división ABB ADDA donde se diseñan y fabrican estos módulos): S/E de Interconexión
Nacional a 145 kV en Fiera di Primiero, S/E Ferroviaria a 145 kV en Varna, S/E Riva a 170 kV
para una central de generación con viento en Monte Falcone, y S/E Enichem a 145 kV para una
planta petroquímica en Ravenna.
En cuanto a la automatización de subestaciones con sistemas de control y protección numéricos,
se trata de una tecnología ya difundida a nivel mundial y relativamente nueva en Venezuela, pero
que ya se ha aplicado con éxito en algunas subestaciones de CADAFE y de EDELCA; por
ejemplo: S/E José y S/E Palital a 400/115 kV en el estado Anzoátegui, y S/E Furrial a
400/230/115 kV en el estado Monagas.
3
Es necesario indicar que la ingeniería de diseño presentada en este informe, es un logro del
trabajo en equipo desarrollado en los Departamentos de Ingeniería de ABB UTMS y ABB
Automation. El pasante, trabajando para UTMS, realizó los planos electromecánicos y eléctricos
de la subestación en el software Autocad 2000, después de haber realizado los cálculos necesarios
según las indicaciones de las normas correspondientes y del tutor industrial. Los planos de detalle
de los equipos de la subestación, fueron suministrados por el fabricante correspondiente, y el
plano de topografía fue elaborado por ELEVAL. La selección de los equipos primarios y
secundarios no fue realizada por el pasante, pero este se encargó de verificar que la selección
estuviera de acuerdo al resto de parámetros de la subestación.
El pasante elaboró: el diagrama unifilar general y detallado, el establecimiento de la disposición
de equipos en el patio de la subestación y en la casa de mando, la selección de los conectores de
alta tensión, el sistema de apantallamiento contra descargas atmosféricas, los esquemas de
protección por bahía (siguiendo la norma de CADAFE), el cálculo del tiempo máximo de despeje
de fallas, la selección de los cables de media tensión, la selección de los conductores de control,
la verificación de los transformadores de medición, y el diseño del sistema de puesta tierra. Para
lograr el diseño de la malla de puesta a tierra, el pasante estudió la norma IEEE 80-2000 y realizó
un programa en base a esta. Este programa consiste en una hoja de cálculo interactiva con
módulos en Visual Basic. Sus tablas y código se muestran en los anexos de este informe. En los
anexos también se muestran los planos elaborados.
El departamento ABB Automation se encargó de realizar algunas modificaciones a los esquemas
de protección por bahía, y de seleccionar en su totalidad los dispositivos digitales de control,
protección y medición. Este departamento también se encargó de diseñar el sistema de
automatización y el sistema de telecomunicación de la subestación.
En este informe, se presenta la ingeniería de diseño de la Subestación Esmeralda que fue posible
llevar a cabo durante el período de pasantía. Se presentan los conceptos modernos y
convencionales en los que se basó el diseño, las etapas de la ingeniería que se llevó a cabo, y los
resultados obtenidos cumpliendo con las normas de ingeniería y con los requerimientos de
ELEVAL.
4
2. CAPITULO II. DESCRIPCION DE LA EMPRESA
ABB es fabricante de componentes e integrador experimentado de sistemas eléctricos, contando
con más de 50 años de experiencia en el suministro de subestaciones “llave en mano” (ABB se
encarga de todo o la mayor parte de las especificaciones y diseño de la obra). ABB ha conseguido
varios desarrollos innovadores en equipos de alta tensión, control y protección, contadores y
análisis de sistemas eléctricos. Está considerada como la empresa pionera en tecnología de alta
tensión y diseño de subestaciones, ofreciendo productos y sistemas de valor comprobado, y
utilizando tecnología y diseño de vanguardia. En muchos casos la cooperación con sus clientes ha
conducido a la consecución de nuevas soluciones, asegurando que las inversiones de los clientes
sean duraderas y fructíferas.
2.1. Perfil Corporativo de ABB
ABB (Asea Brown Boveri), es una corporación multinacional de tecnología e ingeniería cuya
casa matriz se encuentra en Zurich, Suiza. Opera en más de 140 países empleando a
aproximadamente 210.000 personas en 1.000 compañías a nivel mundial. Estas compañías están
divididas en 33 áreas de negociación, que a su vez se organizan en seis segmentos de
negociaciones industriales y uno de servicios financieros. [1]
ABB es una organización unificada que agrupa diferentes culturas y unidades de negocios. A
través de su presencia global y el conocimiento de los mercados locales, ABB proporciona los
más altos estándares de calidad en productos y servicios a sus clientes, en las áreas de transmisión
y distribución de energía eléctrica, automatización, petróleo, gas y petroquímica, productos
industriales e instalaciones, y servicios financieros. [1]
La misión de ABB es la de ayudar a sus clientes a satisfacer las necesidades humanas a través de
la aplicación creativa de tecnología, ingeniería y servicios financieros. En particular, ABB se
esfuerza para permitir a sus clientes aprovechar la energía más eficientemente y mejorar su
rendimiento en forma segura, limpia, alcanzable y sostenible. Incrementar el contenido del
5
conocimiento y del servicio en todas las actividades de negocio de ABB; es la clave para agregar
valor, ahora y hacia el futuro. [1]
La experiencia ampliamente comprobada de ABB, su acceso a la más avanzada tecnología de
todas partes del mundo, y su sólida presencia local, permite dar soporte integral en todas las fases
de la vida de una instalación: ingeniería, construcción, suministro, puesta en marcha,
entrenamiento, operación, mantenimiento y optimización de procesos. [1]
2.1.1. Nuevos Conceptos y Estrategias en ABB
Simplificando las estructuras y líneas de reporte gerencial, se están derribando las barreras
internas y liberando la energía que la empresa necesita para ganar más clientes, para servir mejor
y enfocarse en crear una sola marca, ABB global, representada por un solo equipo de trabajo a
nivel mundial. En esto consiste el nuevo concepto One Team (un solo equipo). [2]
ABB ha creado el concepto de Industrial IT, el cual persigue establecer como estándar de
mercado, una arquitectura común para todos los productos y servicios que sus clientes requieran,
permitiendo que todo lo suplido sea realmente plug and produce (conectar y producir). [2]
Se han designado líderes de Unidades de Negocios y se ha creado una estructura de Gerentes de
Cuentas. Los clientes y las oportunidades de negocio son la prioridad número uno. El enfoque
anterior en categorías de productos individuales y por países, les exigió a los clientes que trataran
con demasiados canales de ABB. Todo eso quedó atrás. [2]
La nueva estrategia de crecimiento está basada en cuatro elementos clave:
La nueva organización centrada en el cliente.
La expansión de la oferta de Industrial IT.
La expansión en nuevas áreas de crecimiento.
Gerenciar para dar valor sustentable.
6
Group Processes es una nueva división cuyo objetivo es aumentar la eficiencia interna y la
productividad llevando la organización hacia procesos comerciales e infraestructuras informáticas
comunes, procedimientos simplificados y adopción de herramientas de clase mundial. Esto dará
una ventaja estratégica competitiva, y liberará personal de las áreas de negocios que se enfocará
en la creación de valor y de prestar un mejor servicio a sus clientes. Servirá e interactuará con
todas las demás divisiones de ABB. [2]
La diversidad de sistemas y prácticas de trabajo, así como la naturaleza descentralizada de la
organización, ha resultado en costos de servicios más altos que el promedio, lo que ha limitado
los recursos para el aprendizaje y la aplicación de mejores prácticas entre las compañías del
grupo. Al reunir todos estos procesos bajo un solo grupo, se podrá proporcionar un mejor
servicio, estandarizar los procesos comunes para facilitar la nueva estructura, beneficiarse de las
economías de escala y estrategias de suministro, e introducir nuevas tecnologías para apoyar la
gerencia del conocimiento eLearning (aprendizaje por medio de la WEB). [2]
2.2. VEABB: Asea Brown Boveri Venezuela
ABB está presente en Venezuela desde el año 1.956 y desde entonces ha contribuido de manera
importante a la creación de infraestructura tecnológica de nuestro país. Hoy en día, VEABB
puede suministrar la totalidad de los productos, sistemas y servicios que requiere la compleja
industria eléctrica y petroquímica venezolana, y marca la pauta en el liderazgo de la transmisión,
distribución e industrialización de la energía eléctrica en Venezuela. Sus ventas anuales superan
los 100 millones de dólares. [1]
Cuenta con el apoyo técnico y profesional de 491 trabajadores fijos a nivel nacional e igual
número de trabajadores temporales en obras en ejecución tanto en Venezuela como en
Centroamérica, el Caribe y demás países del Pacto Andino. [1]
Su oficina principal está ubicada en Caracas y posee oficinas regionales en Barquisimeto, Ciudad
Ojeda, Cagua, Barcelona, Maturín, Puerto Ordaz, Punto Fijo y Valencia. Posee además cuatro
plantas:
7
Planta de Fabricación de Estructuras Metálicas para Torres de Transmisión, ubicada en San
Francisco de Yare, Edo. Miranda.
Planta de Fabricación de Tableros de Control, Protección y Celdas de Media y Baja Tensión,
ubicada en Cagua, Edo. Aragua.
Planta de Reparación de Transformadores de Potencia, ubicada en Ciudad Ojeda, Edo. Zulia.
Planta de Recuperación de Válvulas de Presión para Pozos Petroleros, ubicada en Ciudad
Ojeda, Edo. Zulia.
Además, VEABB tiene participación en TRADESA, fábrica de transformadores de distribución,
ubicada en Palo Negro, Edo. Aragua; y en TAVIRA, empresa dedicada a la venta de medidores
de agua.
ABB Venezuela centra sus actividades en el suministro de productos y sistemas relacionados con
la generación, transmisión y distribución de energía eléctrica, ejecutando así contratos de obra de
gran envergadura tipo “llave en mano” para la industria de la electrificación, en las áreas de
líneas de transmisión y subestaciones. En el sector industrial, suministra productos y sistemas de
electrificación, accionamiento, automatización y control ambiental. [1]
ABB cuenta con la experiencia de más de 100 personas dedicadas exclusivamente a garantizarle
al cliente la mejor y más eficiente asesoría técnica en el diseño, puesta en marcha y/o gestión de
las actividades relacionadas con la atención y el mantenimiento de: máquinas rotativas, sistemas
eléctricos, sistemas de automatización y control, instrumentación, subestaciones eléctricas, líneas
de transmisión, y el mantenimiento integral de instalaciones industriales. [1]
En la figura 1 se muestra el organigrama general de ABB Venezuela.
8
Figura 1. Organigrama General VEABB [1]
2.2.1. División de Empresas de Servicio: Utilities (UT)
La división Utilities (servicios) provee una variedad de productos y sistemas empleados en casi
todas las industrias. Esta división distribuye productos de instrumentación y control como
sensores y válvulas, productos de protección numérica, sistemas SCADA (Supervision, Control
And Data Acquisition: supervisión, control y adquisición de datos). Además, distribuye sistemas
de propulsión marítima; productos para minería, procesamiento de metales y minerales; sistemas
de manufactura, control y maquinarias para la industria farmacéutica, petroquímica, de alimentos
y del papel; y sistemas y equipos eléctricos de última tecnología en subestaciones inteligentes y
compactas. [1]
La división Utilities en VEABB está conformada por cuatro subdivisiones, cada una de las cuales
posee su propia dirección independiente de las demás; sin embargo, todas las divisiones son
dirigidas por el Representante del Grupo ABB local: Local Division Manager. A continuación se
presenta la forma en como está estructurada esta división, y las áreas que abarca. [1]
9
UTUA: Utilities Automation: Servicios de Protección, Control y Comunicaciones.
UTSA: Utilities Sales: Servicios de Mercadeo y Ventas.
UTMS: Utilities Modular Substations: Servicios de Subestaciones Modulares.
UTPS: Utilities Power Systems: Servicios de Sistemas de Potencia.
2.3. Ubicación de la Pasantía Dentro de VEABB: Departamento UTMS
El trabajo concerniente a esta pasantía, fue realizado en el área de Ingeniería del Departamento de
Servicios de Subestaciones Modulares UTMS, el cual se encarga del negocio del equipamiento
de alta tensión y el diseño de subestaciones, y cuyo organigrama se muestra en la figura 2.
Figura 2. Organigrama del Departamento UTMS [1]
10
3. CAPITULO III. FUNDAMENTOS PARA EL DISEÑO DE UNA
SUBESTACION ELECTRICA COMPACTA CON CONTROL NUMERICO
3.1. Etapas del Diseño de una Subestación
El proceso del diseño de una subestación se puede dividir en tres etapas que van desde la
concepción del proyecto hasta la especificación en detalle de todos los elementos que van a
formar parte de la subestación. Estas etapas son:
Ingeniería conceptual.
Ingeniería básica.
Ingeniería de detalle. [3]
3.1.1. Ingeniería Conceptual
En esta etapa del diseño se estudian parámetros tales como:
Ubicación geográfica.
Impacto ambiental.
Esquema y características principales de la subestación.
Factibilidad técnica.
En ella se elabora un plano del diagrama unifilar referencial, el cual permitirá cuantificar el
número de salidas y equipos de la subestación. [3]
3.1.2. Ingeniería Básica
En esta etapa se establece el alcance de la siguiente etapa (ingeniería de detalle), se prepara la
documentación necesaria para el diseño final de la subestación, se realizan cálculos de diseño
aproximados o estimaciones, y se estudian diferentes opciones de diseño y especificaciones de
equipos.
11
3.1.3. Ingeniería de Detalle
En esta etapa se realizan los cálculos y especificaciones finales de todos los elementos que
forman parte de la subestación, tomando como base las especificaciones técnicas realizadas en las
dos etapas anteriores. Entre los parámetros que se desarrollan en esta etapa se pueden mencionar:
Cálculo de niveles de cortocircuito y parámetros del sistema.
Selección y especificación de equipos, tableros y materiales.
Selección, ubicación y ruta de conductores y cables.
Detalles de las dimensiones, características, ubicación, disposición y cableado de todos los
equipos.
Selección y coordinación de las protecciones.
Selección y programación de los dispositivos de control y comunicación.
Procedimientos para el chequeo, monitoreo y mantenimiento de las instalaciones y equipos.
Otros.
3.2. Definiciones de las Instalaciones de Corriente Alterna de Alta Tensión
Sistema eléctrico: Es el conjunto de máquinas, aparatos, barras y líneas que constituyen un
circuito que tiene determinada tensión nominal. [4]
Tensión nominal de un sistema: Es el valor de la tensión con la cual el sistema es denominado, y
al cual se refieren sus características, de acuerdo con lo que indican las normas sobre tensiones
nominales. En los sistemas trifásicos se considera como tensión nominal a la compuesta o de
línea-línea. [4]
Tensión máxima de un sistema: Es la tensión más elevada (expresada en valor eficaz para los
sistemas en corriente alterna) que puede presentarse en cualquier momento y en cualquier punto
del sistema en condiciones regulares de servicio. En esta definición no se incluye a las
variaciones temporáneas de la tensión (sobretensiones o subtensiones) debidas a fallas,
desconexiones bruscas de la carga, descargas atmosféricas, etc. [4]
12
Clasificación de los sistemas eléctricos: Pueden clasificarse por su nivel de tensión, según se
indica en la figura 3. Los límites de la clasificación no son estrictos, dependen de criterios y de
normas.
Baja tensión, sistemas de hasta 1.000 V.
Media tensión, sistemas de hasta 36 kV, algunos consideran valores más altos (72.5 kV), el
límite está en la diferente tecnología entre esta clase y la superior.
Alta tensión, sistemas de hasta 245 300 kV.
Muy alta tensión, por encima de los 300 362 kV. [4]
Figura 3. Clasificación de los Sistemas Eléctricos Según su Nivel de Tensión [4]
Instalación eléctrica: Es un conjunto orgánico de construcciones y de instalaciones destinadas a
alguna de las siguientes funciones: producción, conversión, transformación, regulación,
repartición, transporte, distribución, o utilización de la energía eléctrica. [4]
Una instalación eléctrica, o parte de ella, se considera que es interior si está contenida en locales
que la protegen de los agentes atmosféricos. En los restantes casos se considera exterior. [4]
13
Planta eléctrica: Es el conjunto de locales y/o áreas encerradas en un único cerco, que incluye
instalaciones eléctricas destinadas a la producción, conversión, transformación, regulación, o
repartición de la energía eléctrica, etc. [4]
Cuando una planta está incorporada a obras civiles, se entiende por planta eléctrica sólo a los
locales que incluyen instalaciones eléctricas. [4]
Subestación eléctrica: Es un conjunto de dispositivos eléctricos que forman parte de un sistema
eléctrico de potencia, y que en conjunto tienen la función de transformar tensiones y derivar
circuitos de potencia. [5]
Las subestaciones pueden servir para transformar tensiones, para seccionar circuitos, o para
ambas finalidades. Hay subestaciones que tienen transformación, por lo que se tienen dos o más
sistemas de tensiones distintas. Hay subestaciones que tienen un solo sistema, de una sola tensión
nominal, y su función es interconexión. Ver figura 4. [4]
Figura 4. Funciones de las Subestaciones Eléctricas [4]
De acuerdo con la tensión del sistema que manejan, las subestaciones se pueden agrupar en:
Subestaciones de transmisión: Por arriba de 230 kV.
Subestaciones de subtransmisión: Entre 230 kV y 115 kV.
Subestaciones de distribución primaria: Entre 115 kV y 23 kV.
Subestaciones de distribución secundaria: Por debajo de 23 kV. [5]
14
Sección de instalación: Es una parte que incluye equipos o aparatos orgánicamente agrupados y
conectados, caracterizados por una determinada tensión nominal, incluyendo sus estructuras
portantes. [4]
Bahía: Sección de instalación de una subestación. También se le conoce como campo. Entre las
bahías de una subestación se encuentran las de: línea, transformador, acoplamiento y medición.
Tablero de control y comando: Es el conjunto orgánico de dispositivos y aparatos (incluidas sus
estructuras portantes), alimentados por sistemas de baja tensión destinados a medición, comando,
señalización, control, y protección de las máquinas, aparatos, y circuitos de una planta eléctrica,
subestación eléctrica o centro de consumo. [4]
3.3. Equipamiento de una Subestación de Corriente Alterna
Una subestación está compuesta por instalaciones, construcciones y equipos. A una subestación
llegan y salen líneas de transmisión, las cuales se sujetan a través de aisladores a estructuras de la
subestación llamadas pórticos. Estas líneas transportan la energía eléctrica desde los centros de
generación hasta la subestación para que esta cumpla con su función de transformación y/o
interconexión a los demás sistemas eléctricos de la región.
La corriente que llega a la subestación pasa de las líneas de llegada a las barras de la subestación,
las cuales se encargan de distribuir la potencia de llegada a las diferentes bahías. Las barras
pueden estar formadas por conductores flexibles (barras tendidas) o por barras rígidas (barras
soportadas). Los conductores se tensan entre aisladores, o son sostenidos por ellos. Las barras
rígidas son sostenidas por aisladores y estructuras soporte.
Los equipos de maniobra de la subestación (switchgears), están sostenidos por bases o soportes
estructurales, y poseen terminales o cabezas a tensión que están sostenidos por aisladores.
15
Los conductores se deben unir entre sí y a los equipos, mediante los herrajes y conectores
adecuados. Los conectores variarán en la forma y aleación, dependiendo del calibre del
conductor, de la forma y de la aleación de los terminales a unir.
En el suelo de la subestación se instalan los canales de los cables de control, medición y
protección, que van desde los distintos equipos de las bahías hasta el tablero de control y
protección, para ser comandado por éste (ver figura 5). Esta instalación presenta el inconveniente
de que el ambiente en que se encuentran los cables es de elevada interferencia electromagnética:
las corrientes y tensiones elevadas en los equipos encima de ellos variando a 60 Hz causan
intensos campos magnéticos y eléctricos que inducen ruido en la señal transportada por los
cables, el cual debe ser filtrado por los equipos electrónicos dentro del tablero antes de interpretar
la señal.
Figura 5. Conexión Entre los Equipos de una Subestación y el Tablero de Control y Protección [4]
En el subsuelo se encuentra tendida una red de tierra que tiende a mantener el suelo de la
subestación con características equipotenciales, para evitar peligros a las personas y controlar
interferencias electromagnéticas.
Además se tienen obras civiles, fundaciones, drenajes, caminos y pistas. Una obra civil de
importancia es la casa de mando. En ella se concentran las funciones de medición, protección,
telecomando y comunicaciones de la subestación, ya que contiene los tableros de control y
protección, y es el lugar de trabajo del operador u operadores de la subestación.
16
Si el sistema de protección y control es digital o numérico, los equipos electrónicos asociados
incluyen microprocesadores y chips que generalmente necesitan de un ambiente controlado en
cuanto a humedad y temperatura se refiere. Estos equipos digitales se encuentran instalados en
los tableros de control y protección, por lo que la casa de mando incluye un sistema de aire
acondicionado y/o calefacción que depende de las características climáticas de la región donde se
localice la subestación. En cuanto al control de la humedad, un tablero con equipamiento digital
incluye una resistencia de calentamiento para la deshumificación.
Los equipos de una subestación se puede clasificar según su función en:
Instalaciones y equipos principales: Están directamente relacionados con las magnitudes
eléctricas de la subestación. Son los interruptores, seccionadores, transformadores de
potencia, transformadores de medición, descargadores, trampas de onda. [4]
Instalaciones y equipos de control y auxiliares: Están conformados por los controladores,
señalizaciones, protecciones, servicios auxiliares y servicios esenciales. [4]
Las características eléctricas principales de la subestación y de sus equipos están relacionadas con
los niveles de tensión, potencia a transmitir y/o distribuir y los niveles de cortocircuito.
Los equipos de potencia son adquiridos y se instalan en la subestación, pero no son en general
construidos especialmente para la subestación en cuestión. Mas bien se construyen bajo normas
que imponen las características de interés del equipo y fijan los ensayos que las comprueban.
Interruptor: Es un aparato de maniobra mecánico, capaz de establecer, conducir e interrumpir
corrientes en condiciones normales del circuito; y también de establecer, conducir por un tiempo
determinado, e interrumpir corrientes en determinadas condiciones anormales como las de
cortocircuito. [4]
Este es el aparato que ha sufrido mayores evoluciones en su principio de funcionamiento. El
medio de interrupción puede ser aire comprimido, aceite, gas SF6 o vacío. [4]
17
Seccionador: Es un aparato mecánico de conexión que asegura, en posición abierta, una distancia
de seccionamiento que satisface condiciones especificadas según la norma asociada. Un
seccionador es capaz de abrir y de cerrar un circuito cuando se establece o interrumpe una
corriente de valor despreciable, o bien no se produce ningún cambio importante de la tensión
entre los bornes de cada uno de los polos del seccionador. Es también capaz de conducir
corrientes en las condiciones normales del circuito, y de soportar corrientes por un tiempo
especificado en condiciones anormales como las de cortocircuito. [4]
Se clasifican por el plano en que se mueven las cuchillas, vertical u horizontal; por la distancia de
seccionamiento, también vertical u horizontal: por el número de columnas de aisladores que
tienen por polo, dos o tres columnas; por la posición relativa de los polos, diagonal, paralelos o
en fila india. [4]
Seccionador de puesta a tierra: Tiene la función de conectar a tierra parte de un circuito. El
seccionador de tierra generalmente está asociado a un seccionador principal. Normalmente este
seccionador cortocircuita un aislador de soporte del seccionador principal al que se encuentra
asociado.
Transformadores de medición: Están destinados a alimentar instrumentos de medida, indicadores,
registradores, integradores, protecciones, o aparatos análogos. Según la magnitud en juego se
clasifican en transformadores de tensión y de corriente. Actualmente estas funciones se realizan
con aparatos de tipo electromagnético, pero la tecnología ya ha comenzado a difundir
transformadores de medición cuya señal de salida es luminosa y se transmite a los instrumentos
mediante fibra óptica.
Transformador de tensión: Es un transformador en cuyo secundario, en condiciones normales de
uso, se tiene una tensión cuyo módulo es prácticamente proporcional a la tensión primaria, y que
difiere en fase en un ángulo próximo a cero. [4]
Transformador de corriente: Presenta una corriente secundaria cuyo módulo es prácticamente
proporcional a la corriente primaria y que difiere en fase en un ángulo próximo a cero. [4]
18
Los hay de distintas formas constructivas: para alta tensión, con núcleo en la parte inferior, o con
núcleo en la cabeza; para media tensión, del tipo pasabarra o pasacable, o bobinados. [4]
Descargador: Conocido comercialmente como pararrayos, es un aparato destinado a proteger el
material eléctrico contra sobretensiones transitorias elevadas, y a limitar la duración y
frecuentemente la amplitud de la corriente subsiguiente. Modernamente se han impuesto los
descargadores de óxido de zinc.
Capacitor de Acoplamiento: Tiene la función de acoplar los sistemas de telecomunicaciones en
alta frecuencia a las líneas aéreas de alta tensión. De esta manera, las líneas aéreas actúan como
soporte de comunicaciones. [4]
Los transformadores de tensión capacitivos pueden cumplir las funciones de transformador de
tensión y de capacitor de acoplamiento para las altas frecuencias que sostienen la comunicación.
[4]
Trampa de onda: Es un dispositivo destinado a ser instalado en serie en una línea de alta tensión.
Su impedancia debe ser despreciable a la frecuencia de la red, de manera de no perturbar la
transmisión de energía, pero debe ser selectivamente elevada en cualquier banda de frecuencia
utilizable para la transmisión por onda portadora. El equipo consiste en un dispositivo
descargador de protección, un inductor principal y un dispositivo de sintonización.
Aisladores: Son dispositivos que sirven para mantener un conductor fijo, separado y aislado de
partes que en general no están bajo tensión (partes puestas a tierra). [4]
Los aisladores que sirven para que un conductor atraviese una pared se denominan pasamuros. Se
denominan pasatapas cuando atraviesan la cuba de un transformador o la celda metálica de una
instalación blindada. Se pueden denominar genéricamente como aisladores pasantes. La
definición de estos incluye los medios de fijación al tabique o pared a atravesar. [4]
19
Transformadores de potencia: En las subestaciones de transformación la parte más importante
está ciertamente representada por los transformadores, tanto por la función que ellos desarrollan
como por su costo respecto a las otras partes de la instalación. [4]
Los transformadores pueden dividirse en dos grupos:
Transformador con aislamiento seco.
Transformador con aislamiento en aceite. [4]
Los transformadores secos tienen la parte activa en contacto directo con un medio aislante
gaseoso (generalmente aire) o con un medio aislante sólido (resinas, materias plásticas, etc.). La
potencia y tensión de las maquinas de este tipo es todavía limitada. [4]
Los transformadores en aceite tienen en cambio las partes activas inmersas en aceite mineral y
para estas máquinas no existen prácticamente límites en la potencia y las tensiones. Se construyen
máquinas de varios centenares de MVA y para tensiones superiores a los 500 kV. La figura 6
muestra la foto del transformador de potencia marca TRAFO de 30 MVA que será usado en la
Subestación Esmeralda.
La refrigeración con aire forzado ONAF (aceite natural, aire forzado), permite trabajar al
transformador en aceite a una potencia mayor que la permitida por la refrigeración con aire
natural ONAN (aceite natural, aire natural).
La potencia del transformador debe fijarse a través de una etapa de planificación energética que
considere la demanda actual de la región donde se encuentra la subestación, más el incremento en
crecimiento durante los siguientes diez años, obtenido por extrapolación, previendo espacio para
las futuras ampliaciones.
20
Figura 6. Transformador de Potencia Marca TRAFO de 30 MVA que Será Usado en la Subestación Esmeralda
Líneas de transmisión de alta y media tensión: La función de las líneas eléctricas es transmitir
energía entre dos puntos en forma técnica y económicamente conveniente, por lo que se busca
optimizar las siguientes características:
Resistencia eléctrica, ligada a las pérdidas.
Resistencia mecánica, ligada a la seguridad.
Costo limitado, ligado a la economía. [4]
Esencialmente la línea está formada por conductores, los cuales son mantenidos a distancia del
suelo y entre sí, mediante los soportes y aisladores de las torres de transmisión.
En el diseño de las torres se trata de buscar soluciones que reduzcan tanto el costo de primera
instalación, como el de reconstrucción después de eventos destructivos.
Las torres pueden ser metálicas (figura 7) o de hormigón, y pueden ser aptas para soportar una,
dos o más ternas. [4]
21
Figura 7. Dos Tipos de Torres Metálicas de Líneas de Transmisión [4]
Las características de las líneas que son de mayor importancia son su longitud y su tensión. Los
parámetros eléctricos de importancia que influyen en el comportamiento de la red son la
resistencia, reactancia inductiva y capacitancia de derivación. [4]
A veces las líneas tienen cables de guarda. Estos cables apantallan los conductores,
protegiéndolos contra descargas atmosféricas directas (rayos). Se pueden extender de las torres a
los pórticos de la subestación, y de allí a otras estructuras de soporte para el cable de guarda,
situadas de manera que protejan todas las barras y equipos energizados de la subestación contra
descargas atmosféricas.
En conjunto con las torres metálicas, los cables de guarda sirven como camino alterno de drenaje
de las corrientes de cortocircuito en una subestación, las cuales también drenan por la malla de
tierra.
Recientemente han comenzado a difundirse cables de guarda con fibra óptica (OPGW, Optical
Ground Wire), que se utilizan como vector de transmisión de información entre las subestaciones
que une la línea. Los hilos de fibra óptica por donde circulan los datos en forma de haces
luminosos, y las capas protectoras de la fibra óptica dentro de un OPGW, se encuentran
22
completamente cubiertos por la guaya de acero galvanizado que sirve de guarda contra las
descargas atmosféricas.
Cables: Por cable eléctrico se entiende un conductor uniformemente aislado (o un conjunto de
más conductores uniformemente aislados y reunidos) generalmente provistos con un
revestimiento de protección. Se deben considerar bajo esta denominación distintos productos que
van de los cables destinados a las redes de transmisión y de distribución a los cables de pequeñas
dimensiones. La figura 8 muestra un cable de aceite fluido de tipo unipolar para alta tensión. [4]
Figura 8. Cable de Aceite Fluido de Tipo Unipolar para Alta Tensión [4]
Tableros de media tensión: También conocidos como celdas de media tensión, reúnen y
distribuyen en forma racional los aparatos de maniobra, interrupción, control y medición de
media tensión; mas todas las conexiones de potencia (barras) y auxiliares (cableado) necesarias.
Un tablero debe ser robusto, apto para soportar todas las solicitaciones mecánicas, térmicas y
eléctricas que se presentan en el servicio; debe facilitar la ejecución de las operaciones de
servicio y mantenimiento; y debe ofrecer la máxima protección de las personas contra partes en
tensión o en movimiento. Además, debe ser de construcción flexible, modular y normalizada,
para permitir ampliaciones y/o modificaciones que pudieran ser requeridas durante su vida útil.
23
Las conexiones de potencia de media tensión de las celdas, vienen de los bornes de media tensión
del transformador de potencia y van a los bornes de media tensión del transformador de servicios
auxiliares.
Transformador de servicios auxiliares: Es un transformador pequeño que transforma la media
tensión a baja tensión, para alimentar los servicios auxiliares de la subestación. La potencia
nominal de este transformador depende de las características de la carga conectada. Usualmente
va de 45 kVA a 630 kVA.
Servicios Auxiliares (S.A.): Se entiende por servicios auxiliares o sistema secundario, al conjunto
de instalaciones de baja tensión de corriente alterna y de corriente continua, que se utilizan para
energizar los sistemas de control, protección, señalización, comunicación, alarmas, alumbrado y
contra incendio de una subestación.
Se deben dimensionar los transformadores de servicios auxiliares, las baterías, los rectificadores,
el cableado, y escoger los adecuados equipos de control, comunicación y protección, y ajustar las
protecciones y controladores de manera de asegurar una operación confiable en el sistema
primario (equipamiento de alta tensión).
3.4. Localización de las Subestaciones Eléctricas
El punto de partida para la localización de una subestación se deriva de un estudio de planeación,
a partir del cual se localiza, con la mayor aproximación, el centro de carga de la región que se
necesita alimentar. Luego se localiza un terreno lo más próximo posible al centro de carga, al
cual puedan llegar sin dificultad las entradas de línea de la subestación. [5]
Localizado el terreno, se debe realizar un estudio climatológico de la región: temperaturas
máximas y mínimas, velocidad máxima del viento, altura sobre el nivel del mar, nivel
isoceráunico (número de días tormentosos por año, ver figura 9), nivel sísmico, nivel
pluviométrico, grado de contaminación, etc. [5]
24
Figura 9. Nivel Isoceráunico a Nivel Mundial [21]
La capacidad de una subestación se fija considerando la demanda actual de la zona en kVA, más
el incremento en crecimiento durante los siguientes diez años, obtenido por extrapolación,
previendo el espacio para las futuras ampliaciones. [5]
Si la alimentación de una subestación se toma de una línea cercana, la tensión de la subestación
queda obligada por la tensión de esa línea. [5]
3.5. Esquema Unifilar de la Subestación
Después de haber localizado geográficamente la subestación, tener la capacidad y tensión de
operación, se procede a seleccionar el tipo de diagrama unifilar de la subestación. Esta elección
depende de las características de cada sistema eléctrico y de la función que realiza dicha
subestación en el sistema.
Los criterios que se utilizan para seleccionar el diagrama unifilar más adecuado y económico de
una instalación, son los siguientes:
Continuidad del servicio: disponibilidad.
Versatilidad de operación: flexibilidad.
25
Facilidad de mantenimiento.
Cantidad y costo del equipo eléctrico.
En la figura 10 se presentan los esquemas unifilares adecuados a una subestación de distribución
primaria de transformación.
La razón de la duplicidad en los circuitos de entrada de línea y transformadores de potencia en la
subestación de distribución primaria de transformación, es para eliminar las interrupciones de
servicio debido a las fallas de subtransmisión o en los transformadores de potencia, y así
aumentar la disponibilidad de la subestación en cualquiera de los esquemas. [6]
Figura 10. Esquemas Unifilares Posibles de la Subestación [8]
Barra Simple Barra Simple Seccionada
Barra Simple con Barra de Transferencia Doble Barra
26
3.5.1. Esquema Unifilar de Barra Simple
Es el diagrama más sencillo. En condiciones normales de operación, todas las líneas y bancos
de transformadores están conectados al único juego de barras.
En caso de operar la protección diferencial de barras, se desconectan todos los interruptores,
quedando la subestación completamente desenergizada.
El mantenimiento de los interruptores se dificulta porque hay que dejar fuera parte de la
subestación.
Es el arreglo que utiliza menor cantidad de equipo y por lo tanto es el más económico. [5]
3.5.2. Esquema Unifilar de Barra Simple Seccionada
Si en la barra del esquema anterior se instala un seccionador de acople, en caso de una falla en
uno de los lados de la barra seccionada, la protección diferencial actúa también desenergizando
toda la subestación, pero en este caso se puede abrir el seccionador de acople, dejando fuera la
parte fallada de la barra, y así trabajar con la mitad de la instalación que no sufrió daños. De esta
manera se logra incrementar la disponibilidad de la subestación.
3.5.3. Esquema Unifilar de Barra Simple con Barra de Transferencia
Es una alternativa del caso anterior, en la cual las barras de transferencia se utilizan para sustituir,
a través del interruptor comodín, cualquier interruptor que necesite mantenimiento. Supongamos
que se desea reparar uno de los interruptores, y se desea mantener la continuidad del servicio del
circuito asociado. Se abre el interruptor dañado y sus seccionadores anexos. Se cierra el
seccionador de la barra de transferencia asociado al circuito de interés, y se cierran los
seccionadores anexos al interruptor comodín. Finalmente se cierra el interruptor comodín. De
esta manera queda en servicio el circuito de interés y el interruptor dañado queda desenergizado y
listo para su reparación. [5]
27
3.5.4. Esquema Unifilar con Doble Juego de Barras o Barra Partida
Este esquema tiene como característica que la mitad de las líneas y transformadores se conectan a
un juego de barras y la otra mitad al otro juego.
Desde el punto de vista de continuidad, el arreglo no es bueno debido a que por cada
interruptor que necesite revisión se tiene que desconectar el transformador o línea
correspondiente.
La subestación, en condiciones normales, se opera con el interruptor de acople de barras y sus
dos juegos de seccionadores en posición de cerrado, de tal manera que, en caso de una falla
en uno de los juegos de barras, el otro sigue operando, trabajando la subestación a media
capacidad, mientras se efectúan las maniobras necesarias para abrir los seccionadores de
todos los circuitos de las barras dañadas dejando la subestación conectada al juego de barras
en buen estado, mientras se reparan las barras afectadas.
Para dar mantenimiento a cada interruptor, se necesita desconectar el circuito
correspondiente, lo cual representa una desventaja para este esquema.
Este arreglo es un 30% más caro que el arreglo de un juego de barras, pero más barato que el
caso de interruptor y medio. [5]
3.5.5. Comparación entre Esquemas
Otro esquema es el de interruptor y medio. No se describe aquí en detalle porque es el usado en
las áreas de alta tensión de las subestaciones de gran potencia de interconexión, que forman parte
de un sistema de anillo. Es uno de los más costosos, por la cantidad de interruptores necesarios,
pero tiene la ventaja de que se puede efectuar la reparación de cualquier interruptor en el
momento que se necesite, sin afectar la continuidad de servicio, por lo que es uno de los
esquemas con mayor disponibilidad.
El esquema más económico de todos es el de barra simple, pero no ofrece la disponibilidad
necesaria para los casos de una subestación de transmisión o de interconexión, ni ofrece la
flexibilidad desde los puntos de vistas de operación o mantenimiento del equipo instalado. Con el
28
esquema de la barra simple seccionada, aumenta un poco el costo, pero mejora la disponibilidad.
Si además se usan módulos de maniobra compactos (compact switchgears, seccionadores más
interruptor y otros aparatos integrados en un sólo equipo), se aumenta notablemente la
disponibilidad de una subestación con esquema de barra simple y se disminuyen los costos de
adquisición, instalación y mantenimiento, como se explica más adelante.
3.6. Concepto IAIS de ABB: Subestaciones Inteligentes Aisladas en Aire
IAIS (Intelligent Air Insulated Substations), Subestaciones Inteligentes Aisladas en Aire, es el
concepto actual de ABB que rige el diseño de subestaciones exteriores aisladas en aire compactas
con control numérico, en la gama de tensiones de 110 kV a 550 kV.
La idea técnica básica del concepto IAIS es la comunicación entre la subestación y el sistema de
control por medio de un bus de procesamiento de alta velocidad, y la combinación de varias
funciones de los distintos aparatos de maniobra de alta tensión, en un sólo equipo llamado
“módulo de maniobra compacto” o simplemente módulo compacto, el cual se detalla más
adelante. Además, se han integrado los equipos destinados a la transmisión digital de señales.
Complementariamente, todos los componentes del sistema han sido equipados con funciones de
supervisión.
El concepto IAIS tiene las ventajas siguientes frente a las instalaciones convencionales:
Reducción del 30 % al 50 % de las necesidades de espacio, ya que varias funciones se
encuentran integradas en un solo aparato de maniobra de alta tensión (módulo compacto).
Además, los transformadores de corriente son más pequeños y se precisan menos
seccionadores y, por tanto, menos fundaciones y puntos de unión. Por supuesto, se mantienen
las distancias de seguridad prescritas. Ver figuras 11 y 12. [7]
Menores necesidades de mantenimiento, ya que el mantenimiento se hace en función de las
necesidades, y no a intervalos definidos. La técnica digital permite conseguir valores
unívocos de respuesta y una autosupervisión del conjunto del sistema, desde los componentes
29
hasta el sistema de automatización de la subestación, pasando por el bus y los equipos de
control. El número de puntos primarios de unión se ha reducido en el 50 %, el número de
puntos secundarios en el 85 %. Estos factores contribuyen, junto con la drástica reducción del
mantenimiento de los seccionadores, a bajar los costos de mantenimiento. [7]
Aumento de la disponibilidad, pues el monitoreo permanente de las tendencias de las
variables críticas del sistema, reduce el riesgo de perturbaciones imprevistas de
funcionamiento y la fácil y rápida sustitución de unidades defectuosas acorta las
interrupciones. Gracias a la técnica digital de autosupervisión ha sido posible prescindir, entre
otras cosas, del control de los dispositivos de protección. Los cálculos demuestran que las
tasas de no disponibilidad se reducen a menudo según una potencia de diez, incluso si se han
configurado las barras colectoras de manera simplificada. [7]
Figura 11. Comparación entre una subestación de 420 kV convencional con esquema de interruptor 1 ½ (a)
y la instalación correspondiente según el concepto IAIS (b) [7]
30
Figura 12. Dos subestaciones de 145 kV con tres bahías de conmutación (convencional vs. IAIS) [7]
Menor tiempo de proyecto, pues se acorta el intervalo entre la decisión de construir y la
recepción de las instalaciones ya terminadas. Distintos componentes se someten a prueba
antes del montaje. El tiempo de construcción propiamente dicho, el montaje y la puesta en
servicio son mucho más rápidos que en las instalaciones convencionales. Ante todo se
reducen un 85% los costes de cableado y de los subsiguientes controles. [7]
Mayor seguridad: A pesar de las menores necesidades de espacio total, la instalación
satisface la normativa de seguridad al menos tan bien como las ejecuciones anteriores. Las
novedosas técnicas de control-mando reducen también los tiempos de estancia del personal en
la subestación. El uso de conductores de fibras ópticas en lugar de líneas de cobre reduce el
riesgo de cortocircuitos en el sistema secundario; se ha prescindido de los transformadores de
corriente usuales y de sus correspondientes circuitos. Todos estos hechos mejoran la
seguridad. [7]
3.7. Módulos de Maniobra Compactos Para Subestaciones IAIS
Un factor importante en la disminución de los costos de mantenimiento y en el aumento de la
disponibilidad en una subestación IAIS, es la reducción en la cantidad de seccionadores, los
cuales están integrados junto con el interruptor en un solo equipo, el módulo compacto. Este es
un nuevo tipo de producto para alta tensión con aislación en aire, que consiste en un interruptor
tripolar automático extraíble con función de seccionador, con unidad para el mando
descentralizado y la comunicación, y que ha sido desarrollado con la intención de incrementar la
disponibilidad, reduciendo el mantenimiento en las subestaciones. [7]
31
En la figura 13 se observa la disminución de las tasas de fallas mecánicas y de mantenimiento
según avanza la tecnología de interruptores. La línea azul muestra la disminución de las tasas
según cambia el aislante de la cámara de interrupción. El aislante que ofrece mejores
características es el gas SF6 (hexafloruro de azufre) y no el aceite: es mejor conductor de calor, se
recombina en tiempos cortos cuando se descompone por arcos eléctricos, es menos pesado que el
aceite y facilita el transporte del interruptor. La línea verde muestra la disminución de las tasas
según cambia el mecanismo de operación de los interruptores. El mecanismo más confiable es el
de resorte. [7]
Las tasas de fallas mecánicas y de mantenimiento de los seccionadores a lo largo de las últimas
décadas (línea roja en la figura 13), no han disminuido con la velocidad que lo han hecho las
tasas de los interruptores, debido a los pocos avances en la tecnología de seccionamiento. Los
interruptores modernos en SF6 son comparativamente 10 veces mejores que los antiguos
interruptores en aceite y de soplo de aire, sin embargo los seccionadores son los mismos desde
hace 40 años. Con la aparición de los módulo compactos, es posible sustituir el interruptor más
los seccionadores del lado fuente y del lado carga en una bahía, por un interruptor extraíble con
función de seccionador. [7]
Figura 13. Disminución de las Tasas de Fallas Mecánicas y de Mantenimiento en las Ultimas Décadas en
Interruptores (líneas azul y verde) y Seccionadores (línea roja) [7]
32
Además de los seccionadores, se pueden integrar otros componentes que convencionalmente se
instalan por separado en las subestaciones. Por ejemplo, en la figura 14, se observa como se
pueden incluir por fase en un sólo módulo compacto, las funciones de (en el orden de la figura):
un pararrayos, un seccionador de puesta a tierra, un transformador de voltaje, un transformador
de corriente, un seccionador del lado carga, un interruptor y un seccionador del lado fuente. Pero
como los módulos vienen integrados trifásicamente, habrá por módulo: tres pararrayos, tres
seccionadores de puesta a tierra, tres transformadores de corriente, tres transformadores de
voltaje, y un interruptor tripolar con función de seccionador. El caso de la figura es el del módulo
ABB Compact, el cual es uno de los módulos ABB que permite la inclusión de más diversidad de
funciones en un sólo equipo. [7]
Figura 14. Inclusión de Varias Funciones en un Unico Equipo: El Módulo Compacto [7]
Más aun, si la compactación de funciones del caso anterior se presenta para varias bahías, como
es lógico, los beneficios de la IAIS se multiplican. En la figura 15 se ve como 4 bahías del tipo de
la figura 14, pasan de 32 equipos distintos (con sus correspondientes soportes, fundaciones,
cableado, equipos de control y protección y tasas de falla y mantenimiento asociadas), a
simplemente 4 módulos compactos, 1 por bahía, lo que evidencia como se reduce drásticamente
la cantidad de soportes, fundaciones, cableado, costo y necesidades de espacio; y como aumenta
la disponibilidad y simplicidad del sistema primario (equipamiento de alta tensión) y secundario
(sistema de automatización) de la subestación. [7]
Figura 15. En Todas las Bahías de una Subestación IAIS se Pueden Usar Módulos Compactos [7]
33
Los requerimientos de disponibilidad en subestaciones convencionales aisladas en aire son
tradicionalmente satisfechos utilizando sistemas de múltiples barras que provean un fácil acceso
para el mantenimiento de los interruptores y seccionadores. Sin embargo, los sistemas de
múltiples barras requieren una cantidad mayor de seccionadores. Consecuentemente, la necesidad
de realizar trabajos de mantenimiento se ve incrementada. [8]
El concepto de módulo compacto está basado en una unidad extraíble que contiene al interruptor
con sus contactos móviles seccionables, y una parte fija con contactos para realizar las
conexiones a la barra, a la línea, al transformador, etc. La unidad extraíble posee tres posibles
posiciones, como se indica en la figura 16: seccionador cerrado, seccionador abierto y posición
para mantenimiento/remplazo. [8]
Figura 16. Módulo de Maniobra Compacto. Posiciones de la Unidad Extraíble
(Dibujo Basado en el Módulo LTB Compact) [8]
El mantenimiento programado puede ser llevado a cabo sobre el conjunto extraíble mientras los
contactos fijos se mantienen energizados. Más aún, los contactos fijos son libres de
mantenimiento bajo condiciones normales de operación. Por lo tanto, la barra no necesitará ser
desenergizada ante cualquier trabajo de mantenimiento programado. Esto significa que la
necesidad de sistemas de múltiples barras puede ser eliminada en muchas aplicaciones. [8]
El concepto IAIS, está basado en una configuración sencilla de las barras colectoras (esquemas
de barra simple y de barra simple seccionada) y en módulos de interruptores automáticos
34
extraíbles con función de seccionador. Dentro de límites razonables, se han integrado los
sensores de corriente y de tensión en los aparatos de conmutación de alta tensión, una medida que
reduce las necesidades de espacio. [7]
Los sensores de tensión y de corriente se basan en acreditados principios de medición
combinados con una moderna técnica de tratamiento de señales y un avanzado sistema de
transmisión de datos. Los sensores de corriente están situados por encima de un seccionador,
montados en un riel, o se encuentran integrados en los interruptores automáticos. Es posible el
montaje a ambos lados del interruptor automático. Frecuentemente se instalan los sensores de
tensión combinados con un interruptor de puesta a tierra. Finalmente, los sensores de corriente y
de tensión pueden combinarse también entre sí constituyendo la parte sensor de un módulo de
medición de energía. [7]
Cada módulo compacto ABB tiene un grupo único de funcionalidades, características y
configuración. Algunos módulos compactos ABB se pueden apreciar en la figura 17.
Figura 17. Algunos Módulos Compactos ABB [7]
Estos nuevos aparatos de maniobra de alta tensión son muy adecuados para configuraciones
simples de barras colectoras. Disponen de nuevas funciones de vigilancia, y gracias a una unidad
PISA (Process Interface Sensor and Actuator, Sensor y Actuador de Interfase de Proceso, ver
35
figura 18), están preparados para comunicar a través de un bus de procesamiento. Son adecuados
para nuevas subestaciones, pero también para modernizar instalaciones ya existentes. [7]
Figura 18. Accionamiento y Unidad PISA para el
Control Descentralizado y la Comunicación de un Interruptor Automático [7]
Las técnicas de medición, de protección y de mando utilizan conjuntamente el bus de
procesamiento, que transmite las señales de accionamiento al equipo PISA. La comunicación
puede ser de forma digital, por medio de un bus de procesamiento de alta velocidad redundante
con fibras ópticas; o puede ser analógica, llevando conductores de cobre desde la caja de control
del módulo compacto hasta el centro de control de la subestación. Las señales analógicas que se
conectan a equipos de control o protección digitales, son convertidas a través de un convertidor
A/D (convertidor analógico – digital). [7]
Las señales de medición de tensión y corriente puede ser digitalizadas en el lado de alta tensión,
utilizando transformadores de medición del tipo DOIT (Digital Optical Instrument Transformers,
Transformadores de Medición Ópticos Digitales, ver subcapítulo 3.9.1). También se pueden usar
los transformadores de medición convencionales analógicos de tensión o corriente. Cualquiera de
estos tipos de sensores pueden ser integrados en los módulos compactos.
La alta disponibilidad se consigue con un buen diseño constructivo y una cuidadosa fabricación
y, por otra parte, dotando los aparatos con funciones de vigilancia que detectan los defectos
36
latentes. Por esta razón, los nuevos aparatos de conmutación disponen de avanzadas funciones
electromecánicas de autodiagnóstico, que registran tanto la evolución de las tendencias como los
valores absolutos e indican el momento óptimo para el trabajo de mantenimiento. El registro y
análisis de perturbaciones pueden realizarse desde un puesto de mando central o desde una
central de mantenimiento con un ordenador personal y un teléfono móvil. De esta manera, el
personal de operación y mantenimiento puede tomar las decisiones correctas en el momento
preciso y se puede prescindir de numerosas revisiones periódicas y de muchos trabajos de
mantenimiento preventivo. [7]
Cada uno de los accionamientos de conmutación comprende uno o dos equipos PISA para la
comunicación, el accionamiento y la vigilancia. En ellos se encuentran memorizadas las
informaciones sobre el aparato de conmutación en cuestión y sobre los antecedentes del mismo,
por ejemplo:
Tensión de resorte y duración de la misma.
Número de maniobras de conmutación.
Las diez últimas características movimiento - tiempo.
Nivel y tendencia de la densidad del gas SF6. [7]
Mientras se realizan los trabajos en la subestación, los seccionadores de puesta a tierra impiden
que los posibles errores de manejo provoquen accidentes eléctricos. Los módulos compactos
incluyen seccionadores de puesta a tierra que pueden instalarse con la máxima libertad en el lugar
más adecuado del módulo. No se necesitan construir fundaciones adicionales para tal fin.
El módulo LTB Compact, comprende una parte extraíble con interruptor automático tripolar tipo
LTB. Se han previsto dos piezas de seccionamiento por fase, que cierran contra dos piezas de
interruptor automático – sin necesidad de mantenimiento – montadas fijas en la instalación de
conmutación. El movimiento de separación lo produce un accionamiento estándar para
interruptor automático, que extrae la unidad a lo largo de un riel realizando un corte según las
normas. La unidad es sometida a un ensayo de tipo que comprende pruebas mecánicas y
eléctricas según las normas sobre seccionadores e interruptores automáticos. [7]
37
El mantenimiento del módulo LTB Compact no exige interrumpir el funcionamiento de la barra
colectora. Las piezas de conmutación fijas no exigen mantenimiento alguno y no es necesario
realizar reparaciones en sitio, puesto que basta con sustituir las unidades averiadas. Así se
consigue una disponibilidad mucho mayor que con componentes individuales. [7]
El módulo HPL Compact, está formado por un interruptor automático del tipo HPL, completado
en cada uno de los lados por un seccionador pantógrafo y un interruptor de puesta a tierra. Los
sensores de corriente están montados directamente en los polos de interruptor. El módulo de
conmutación de potencia puede ser puesto fuera de servicio con fines de mantenimiento abriendo
el interruptor automático y sus seccionadores. A continuación puede realizarse el mantenimiento
en sitio, o en una zona especial de reparaciones. También es posible sustituirlo por una unidad de
recambio. La sustitución de los tres polos dura menos de ocho horas. [7]
El módulo COMPASS (Compact Prefabricated Air Insulated Substation, Subestación Compacta
Prefabricada Aislada en Aire), es como máximo (en toda su funcionalidad), un conjunto de: una
cámara de interrupción tipo LTB (a SF6, autosoplante), un mando de resorte para el interruptor,
un transformador de corriente electromagnético (no hay la opción de usar el sistema DOIT)
aislado en SF6 que sostiene la cámara de interrupción colocada horizontalmente, seccionadores,
cuchilla de puesta a tierra, y descargador de sorbretensión. Junto con el LTB Compact, es uno de
los módulos más funcionales que hay. Fue el módulo compacto escogido para la Subestación
Esmeralda, así que se detalla en el capítulo 4. [7]
3.8. Disponibilidad de Subestaciones Utilizando Equipamiento Compacto Vs. Equipamiento
Convencional
A continuación, la disponibilidad de subestaciones con sistemas de barras múltiples con equipos
convencionales, es comparada con la disponibilidad de sistemas con configuraciones
simplificadas que utilizan módulos compactos. Este estudio está orientado hacia subestaciones
típicas de alta y media tensión que poseen dos líneas de AT y dos transformadores, en el rango de
tensiones que va de 100 kV a 170 kV. [8]
38
En este estudio, las configuraciones de subestaciones que utilizan equipamiento convencional
incluyen sistemas con barra simple y con barras múltiples:
Barra simple.
Barra simple y transferencia.
Doble barra.
La configuraciones simplificadas de subestaciones que utilizan módulos compactos incluyen:
Barra simple.
Barra simple seccionada.
Los diagramas unifilares para las distintas configuraciones se presentan en la tabla III.
3.8.1. Consideraciones, Datos y Estimaciones del Estudio
El estudio incluye cálculos de indisponibilidades del sistema por salidas de servicio debido a
mantenimientos programados y por fallas prolongadas de los equipos de AT, tales como
interruptores, seccionadores, módulos compactos y transformadores de potencia. El equipamiento
de AT restante (transformadores de medida, descargadores, cuchillas de puesta a tierra, etc.) no
es considerado ya que requieren poco o ningún mantenimiento y generalmente poseen bajos
niveles de falla y/o cortos tiempos de reparación. Con respecto a la disponibilidad se consideran
dos puntos en la subestación:
Caso A: disponibilidad en la barra de MT, asumiendo que están energizadas ambas líneas
(sistema anillado).
Caso B: disponibilidad en una línea de salida, asumiendo que está energizada la otra línea
(sistema radial). [8]
Se asume que el mantenimiento de cada componente de AT se desarrolla en el tiempo con un
intervalo y una duración de acuerdo a la tabla I. Las cifras indicadas para interruptores,
39
seccionadores y transformadores de potencia están basadas en los datos provistos por las
empresas distribuidoras de energía de Suecia. Se asume que estos equipos son desenergizados y
puestos a tierra mientras los trabajos de mantenimiento son llevados a cabo. [8]
Para los módulos compactos se asume que los contactos fijos no requieren mantenimiento
programado, mientras que la unidad extraíble está sujeta a períodos de mantenimiento en forma
regular. La duración de la indisponibilidad varía, sin embargo, dependiendo si los trabajos de
mantenimiento son llevados a cabo en el campo o intercambiando el interruptor extraíble por otra
unidad de reserva (unidad de recambio). [8]
Tabla I. Estadísticas de Mantenimiento [8]
Equipo Frecuencia Período Duración
10-6/h años horas
Interruptor 19 6 10
Seccionador 57 2 4
Módulo Compacto:
- unidad extraíble 19 6 10 a 1*
- unidad fija - - -
Transformador 28 4 8
* módulo con unidad de recambio
Con respecto a las fallas prolongadas, solamente se consideran las fallas activas, por ejemplo
fallas seguidas de apertura del interruptor por orden de una protección. La tasa de fallas y tiempos
de reparación para interruptores, seccionadores y transformadores está basada en las estadísticas
de empresas nórdicas y en información obtenida de Cigré, ver la tabla II. [8]
Para los módulos compactos se asume que los contactos fijos, los cuales poseen un diseño muy
simple, tienen una tasa de fallas equivalente a 1/10 de la tasa de los seccionadores
convencionales. Por el contrario, se asume que la reparación de un contacto fijo del módulo
requiere que el correspondiente otro contacto fijo deba ser desenergizado debido a las pequeñas
distancias en consideración. [8]
40
El tiempo de reparación para el interruptor extraíble ha sido estimado considerando que se
dispondrá de una unidad de recambio, que será transportada al lugar de trabajo. [8]
Por medio de un software especializado, se realizan los cálculos de disponibilidad de
subestaciones que utilizan equipamiento convencional y módulos compactos. El factor de
indisponibilidad es calculado como la suma de las distintas indisponibilidades generadas por
eventos simples o combinados:
Mantenimiento de un componente a la vez.
Falla de un componente por vez.
Mantenimiento de un componente a la vez, con la falla subsecuente de otro componente
durante el intervalo de mantenimiento. [8]
Tabla II. Estadísticas de Fallas [8]
Equipo Frecuencia Duración
10-6/h (1/100) años h
Interruptor 0.1 0.09 72
Seccionador 0.14 0.12 8
Módulo Compacto:
- unidad extraíble 0.1 0.09 24
- unidad fija 0.014 0.012 8
Transformador
- falla menor 1.33 1.17 16
- falla mayor 0.15 0.13 168
Se asume que la falla de un componente inicia las siguientes acciones o maniobras:
Apertura del interruptor por una orden de la protección.
Aislación del componente dañado por medio de los seccionadores que lo circundan.
Operación de las unidades de reserva, por medio del cierre de seccionadores e interruptores
que se encuentran normalmente abiertos. [8]
41
Asociados a las maniobras arriba descritas, se han asumido los siguientes intervalos de tiempo:
Tiempo de viaje y localización de la falla: 3 h.
Apartamiento del componente dañado: 0.25 h.
Conmutación de unidad de recambio: 0.25 h. [8]
3.8.2. Resultados de los Cálculos
Los resultados de los estudios de disponibilidad son presentados en la tabla III, en función de los
factores de indisponibilidad calculados (horas al año). [8]
Caso A: Indisponibilidad en la barra de MT (sistema anillado)
La indisponibilidad es alta para una configuración de barra simple utilizando equipamiento
convencional, y muy baja (< 0.1 horas por año) para todas las demás configuraciones bajo
estudio. Estos resultados reflejan la efectividad de los sistemas de múltiples barras cuando se
utiliza equipo convencional, y la factibilidad y conveniencia de configuraciones simples cuando
se utilizan módulos compactos. Se hace notar que solamente son necesarios tres módulos
compactos para alcanzar estos resultados, en contraste con las configuraciones convencionales
que requieren cinco interruptores, con sus seccionadores asociados, para obtener valores
similares. [8]
Caso B: Indisponibilidad en una línea de salida (sistema radial)
Para todos los casos bajo estudio, la indisponibilidad en una línea de salida es significativamente
reducida cuando se utilizan módulos compactos. Si una unidad de recambio es utilizado durante
el mantenimiento de la unidad extraíble, la indisponibilidad se reduce aún más. [8]
42
Tabla III. Resultados de los cálculos de indisponibilidad (* con módulo de recambio) [8]
Caso A Caso BEn la barra de MTAlimentación con
dos líneas
En la salida de líneaAlimentación con
una línea
horas/año horas/añoEquipos Convencionales
Barra simple 8.1 15.5
Doble barra < 0.1 15.6
Barra simple +Transferencia
< 0.1 18.1
Módulos Compactos
Barra simple < 0.1 3.4 a 0.4 *
Barra simpleseccionada < 0.1 1.7 a 0.2 *
Indisponibilidad
A+B BA
A+B BA
A+B BA
A+B BA
A+B BA
x Interruptor - Seccionador ( x ) Módulo Compacto
3.9. Otros Equipamientos y Sistemas Para Subestaciones IAIS
3.9.1. Sistema DOIT
El sistema DOIT (Digital Optical Instrument Transformers, Transformadores de Medición
Ópticos Digitales, ver figura 19), está destinado a la medición de corrientes y tensiones. La
medición misma se realiza con técnicas usuales, la transmisión de señales tiene lugar por cables
43
de fibra óptica. Así, los aparatos de medición son mucho más pequeños y el aislamiento de alta
tensión es mucho más simple. Como interfaz entre los sensores y el bus de procesamiento, actúa
una unidad de comunicación que transmite los datos de medición y, en dirección inversa,
proporciona energía al convertidor óptico por medio de rayos láser. Ver figura 20. [7]
Figura 19. Sensor de Corriente DOIT Montado Sobre un Interruptor Automático HPL de 420 kV [7]
Figura 20. Esquema del Principio de Medición y Tratamiento de Señales Con el Sensor de Corriente Tipo DOIT [7]
44
Gracias a la transmisión digital de las señales, la precisión total sólo depende de la precisión de
medición de los sensores, que normalmente pertenece a la clase 0.2. El cálculo numérico ulterior
no afecta en modo alguno a la precisión global. Por esta razón, la precisión total del sistema es
mucho mayor que con las soluciones convencionales. [7]
La intensidad de corriente se mide con un transformador magnético con núcleo antirremanente.
Como consecuencia del procedimiento de muestreo, el valor de la intensidad se transmite hacia la
unidad de comunicación a través de un conductor de fibras ópticas en forma de impulsos
luminosos. En comparación con los transformadores tradicionales de corriente, mejoran la
dinámica, la saturación y la estandarización. ABB aplica esta técnica, ya suficientemente
acreditada, desde hace unos diez años. Más de 700 unidades se encuentran en funcionamiento. La
pequeñez y ligereza de los sensores permite integrarlos en los interruptores automáticos. Los
conductores de fibra óptica se montan en aisladores de materiales polímeros, separadamente o
como componentes integrantes del interruptor automático. [7]
La tensión se mide con un divisor capacitivo de tensión. Un procedimiento de muestreo
proporciona un valor numérico que se transmite a la unidad de comunicación a través de un
conductor de fibra óptica. Así se mejora la transmisión respecto de los transformadores de tensión
usuales. No se produce ferrorresonancia alguna. Un módulo completo de medición de energía
está formado por sensores de corriente y de tensión combinados, y por una unidad de tratamiento
de señales. [7]
En la Subestación Esmeralda no se usan sensores DOIT, sino que se usan transformadores de
corriente del tipo electromagnético.
3.9.2. Transformadores de Potencia con Funciones de Supervisión
Un transformador de potencia realizado según el concepto IAIS, está equipado con una unidad
electrónica de control-mando (ver figura 21) que registra todas las informaciones de su
funcionamiento. Esta es la unidad PISA de un transformador de potencia IAIS. Con este sistema
es posible sobrecargar el transformador en determinadas condiciones de operación conociendo las
45
consecuencias para la vida útil del mismo. La unidad de control-mando trata los datos usuales de
los sensores de temperatura, de los presóstatos, relés Buchholz, etc. Además se han añadido tres
nuevas funciones de vigilancia:
La descarga parcial se mide constantemente durante el funcionamiento, hasta un nivel bajo.
Además se memorizan las curvas de tendencias y se adapta el nivel de alarma al caso
concreto de aplicación.
Para vigilar el comportamiento del graduador, se compara la característica acústica del
accionamiento de este interruptor con sus valores iniciales para, en caso de desviación, emitir
una alarma y disparar el enclavamiento. El sistema distingue por sí mismo entre las
perturbaciones espontáneas y las debidas al desgaste.
El control de calidad del aceite del transformador se realiza por extracción de muestras cada
12 horas y medición de la concentración de hidrógeno, monóxido de carbono y de
metano/etano. Si se supera un nivel dado se genera una señal de advertencia. [7]
Figura 21. Unidad de control-mando para vigilar el funcionamiento de transformadores de potencia [7]
En la Subestación Esmeralda, cada transformador de potencia tiene su unidad de control-mando
particular, las cuales difieren entre sí ya que los dos transformadores de potencia no son de la
misma marca y vienen con accesorios distintos. Las señales de estas unidades se envían mediante
cables de control a la computadora principal del sistema de automatización de la casa de mando.
46
3.9.3. Equipos de Control-Mando y Protección
Los equipamientos de control-mando y de protección para IAIS tienen las características
siguientes:
Tratamiento descentralizado de las señales.
Técnica digital.
Bus de procesamiento con fibras ópticas para 100 MHz según IEEE 802.12.
Hardware y software modulares.
Biblioteca de programas para las funciones de control-mando y de protección. [7]
La alta seguridad de las funciones y de la operación tiene su origen en la técnica digital y en el
concepto IAIS. La alta seguridad proviene también de la capacidad de detectar rápidamente las
perturbaciones que empiezan a aparecer en la parte primaria. [7]
Los modernos equipamientos de protección, con características de respuesta mejoradas, se
adaptan fácilmente a las más variadas condiciones de carga y de operación. Esto puede tener
lugar automáticamente sea a distancia o en sitio. Una posible ampliación posterior de la red
tampoco plantea problema alguno. [7]
El sistema de control-mando, que funciona con ordenadores descentralizados, está configurado
para conseguir el más alto grado de integración horizontal y vertical. El resultado es un sistema
con unidades descentralizadas que vigilan directamente los componentes y comunican con el
resto de la instalación por medio de un bus de procesamiento. [7]
Un importante componente del sistema es el bus de procesamiento de fibras ópticas en serie. Este
bus está constituido por componentes estandarizados y, gracias a su estructura de fibra óptica, es
insensible a las perturbaciones originadas por fallos o por maniobras en la red de alta tensión. El
bus transmite en concreto las informaciones siguientes:
47
Valores de medición proporcionados por los sensores de corriente y de tensión.
Señales de desconexión.
Señales de mando para los interruptores y sus controladores.
Informaciones sobre los enclavamientos y las posiciones de los interruptores.
Informaciones de sincronización, regulación y programación.
Distintos valores calculados a partir de datos consultados.
Acontecimientos y señales de alarma. [7]
Las señales de medición analógicas, con una frecuencia de muestreo de varios kHz, se
caracterizan cronológicamente con precisión de microsegundos para hacer posible la formación
de sumas y mediciones diferenciales. [7]
Puede equiparse una subestación con dos sistemas de control-mando y de protección
independientes entre sí, para obtener una elevada redundancia.
El tiempo necesario para reaccionar ante un fallo es igual o menor que el de las instalaciones
corrientes, ya que en estas se suman los tiempos de respuesta de todos los relés de la cadena de
desconexión, mientras que en las instalaciones de bus de procesamiento sólo son determinantes
los tiempos de comunicación. El bus rápido y las salidas estáticas garantizan, por tanto, tiempos
de respuesta muy cortos. [7]
3.10. ABB Industrial It
El sistema de automatización de subestaciones compactas ABB, ha pasado en los últimos años
por tres concepciones distintas: Pyramid, Panorama, e Industrial It (Industrial Information
Technology, Tecnología de Información Industrial). Industrial It es el enfoque que actualmente
usa ABB en la automatización de subestaciones IAIS y en los procesos de negocios relacionados.
En la industria de los sistemas de potencia, el desarrollo de Industrial It conduce a la unificación
de la instalación, ingeniería y plataforma de operación y negocios, para todas las aplicaciones de
automatización. En las empresas de servicio, las industrias con gran consumo de energía, los
48
circuitos de potencia y de producción de electricidad, se integran varios procesos y sistemas en
un único sistema consistente global para implementar las soluciones de información y
automatización en tiempo real. De esta manera se pueden tomar decisiones correctas en el
momento justo, aumentando la productividad e incrementando los beneficios. [9]
Industrial IT ayuda a colectar información del proceso y a usarla de la manera más efectiva. Un
ejemplo práctico es el monitoreo remoto de las condiciones de operación de los módulos de
maniobra compactos. Las características de Industrial It son:
Tecnología líder en el mercado de automatización de empresas de servicios, procesos y
manufactura.
Integración y optimización de los equipos y sistemas de potencia, y de los procesos de
negocios.
Digitalización y estandarización del contenido y formato de la información en tiempo real,
mejorando su integración y disponibilidad a través de todo el sistema de potencia y los
procesos de negocios.
Integración de todos los aspectos de los sistemas de potencia y sus procesos, modelándolos
como composiciones de objetos de aspecto. Cada objeto de aspecto del sistema de potencia se
diseña en un software estandarizado (Word, Excel, IFS, Autocad).
Ambiente de usuario intuitivo y consistente a través de todo el sistema, con gran capacidad de
navegación y rápido acceso al detalle de la información.
Navegación orientada a la función que quiere ejecutar el usuario en vez de orientarse a la
herramienta de navegación.
Flujo optimizado del proceso de trabajo.
Desarrollo sustentable. [9]
La automatización de la Subestación Compacta Esmeralda bajo el concepto Industrial It, se
detalla en el capítulo 4.
49
4. CAPITULO IV. INGENIERIA PARA LA SUBESTACION
ESMERALDA DE ELEVAL
La Subestación Esmeralda es una subestación de distribución primaria de 115 / 13.8 kV compacta
con control numérico, diseñada por el Departamento de Ingeniería de ABB UTMS para la
Electricidad de Valencia (ELEVAL).
4.1. Esquema de Actividades
El diseño eléctrico de la subestación sigue el siguiente esquema de actividades realizadas durante
la pasantía:
Recopilación de los requerimientos de ELEVAL: configuración de la subestación, niveles de
tensión, niveles de cortocircuito en los puntos de instalación en la red, y capacidad instalada
requerida en la subestación.
Recopilación de las normas aplicables.
Elaboración de un diagrama unifilar general.
Recopilación y selección de los tipos de equipos que ABB ofrece para cada área de la
subestación, en función de parámetros tales como: niveles de tensión, ubicación dentro de la
subestación, capacidad de potencia, reducción de costos y estandarización de productos.
Elaboración de un plano de vista de planta de la disposición de equipos de la subestación.
Elaboración de planos vistas de lado (secciones) de la disposición de equipos.
Selección de los conectores de alta tensión.
Determinación de una disposición económica de cables de guarda que cumpla con la
protección contra descargas atmosféricas dentro de la subestación.
Elaboración de un diagrama unifilar detallado donde se indique el esquema de protección a
usar en cada bahía.
Selección de los dispositivos de protección, medición y control.
Verificación de las capacidades de carga de los transformadores de medición en base a la
carga que constituyen los dispositivos de protección, medición y control seleccionados.
Selección del sistema de automatización de la subestación.
50
Selección del sistema de comunicaciones de acuerdo a los requerimientos de ELEVAL.
Cálculo del tiempo de duración máximo de los cortocircuitos dentro de la subestación, en
base a los tiempos de despeje más lentos de las protecciones y los esquemas de protección
escogidos.
Selección de los cables de media tensión, en base a capacidad de carga y de cortocircuito, y
en base a caída de tensión.
Diseño de la malla de puesta tierra, en base a los datos del terreno (resistividad y profundidad
de las capas de suelo) proporcionados por ELEVAL.
El resto de las actividades necesarias para el diseño completo de la Subestación Esmeralda no
forman parte del alcance de esta pasantía.
4.2. Ingeniería Conceptual y Básica
ELEVAL ha requerido dos Subestaciones Tipo Nodal III (según denominación de CADAFE),
como parte del Proyecto Plan de Expansión de Transmisión de ELEVAL: la Subestación
Esmeralda y la Subestación Manantial. Estas se interconectarán al resto de las subestaciones de
ELEVAL (Plata Castillito, S/E Castillito y Planta del Este), formando un anillo como se ve en la
figura 22. La S/E Manantial estará en su etapa provisional para el momento de la interconexión y
sólo tendrá una llegada de línea en 115 kV.
Figura 22. Interconexión de Subestaciones de ELEVAL
51
El proyecto S/E Esmeralda es de modalidad llave en mano: ABB (proveedor) se encarga de la
ingeniería, procura, construcción y puesta en servicio, siguiendo ciertas especificaciones básicas
de ELEVAL (cliente), y fijando un precio inicial por todo el proyecto.
La Subestación Esmeralda se ubicará en la ciudad de Valencia, en la Urbanización Lomas de la
Esmeralda, Municipio San Diego, Estado Carabobo. La topografía del terreno se puede observar
en el plano N° 1, el cual fue elaborado por ELEVAL (ver anexos, subcapítulo 7.1). La plataforma
donde se ubicará la subestación es la B, la cual tiene una cota (altura sobre el nivel del mar)
promedio de 101.6 m.s.n.m. Se observa que se tiene un terreno disponible de 46 x 44 m, el cual
es bastante pequeño para una subestación convencional (no compacta) de transformación de 115
kV.
Esta subestación será alimentada a través de una línea de doble terna de 115 kV, con conductor
ACAR 500 MCM, que une las Subestaciones Planta del Este y Planta Castillito. Esto determina
que el diseño sea con un nivel de tensión primario de 115 kV. El nivel de tensión secundario será
13.8 kV, el cual es el nivel de tensión de las redes de distribución en Valencia. [12]
En la subestación se instalarán dos transformadores de potencia de 30 MVA cada uno, de
características similares, que darán una capacidad máxima instalada en la subestación de 60
MVA. Estos no están incluidos en el alcance del proyecto y serán suministrados por ELEVAL.
Esta empresa dispone ya de los dos transformadores de potencia, de relación 115 / 13.8 kV, y
potencia de 24-30 MVA cada uno (ONAN-ONAF). Ambos transformadores disponen de
cambiador de tomas bajo carga, lo que permite regular el voltaje de salida de MT.
Se utilizará control local numérico en la subestación, y módulos compactos en la instalación de
115 kV, para disminuir los costos, el espacio requerido, el tiempo de proyecto, el tiempo de
instalación, y maximizar la disponibilidad. Habrá comunicación por medio de un cable de guarda
tipo OPGW (con fibra óptica) entre las subestaciones aledañas a la Subestación Esmeralda. Este
vendrá de la entrada de línea de doble terna de 115 kV, la cual dispone de dos cables de guarda,
uno tipo OPGW y otro sin fibra óptica de guaya de acero galvanizado.
52
El esquema unifilar de subestaciones compactas que da la mayor disponibilidad es el de barra
simple seccionada con interruptor, según el subcapítulo 3.8. De manera que esa será la
configuración de barras a usar en la instalación de 115 kV. En la instalación de 13.8 kV no se
utilizarán módulos compactos, sino 17 celdas de media tensión de 13.8 kV. La barra de 13.8 kV
viene dentro de estas celdas, y también usará la configuración de barra simple seccionada con
interruptor. No habrá barra de transferencia en 13.8 kV.
Habrá 10 salidas de líneas en 13.8 kV, las cuales se conectan por medio de copas terminales a las
celdas de 13.8 kV, la cual incluye por salida de línea un interruptor y un transformador de
corriente de dos núcleos. El resto de equipos e instalaciones en 13.8 kV de las salidas de línea
(pórtico, seccionadores, aisladores, descargadores y conductores de salida de MT), no están
incluidos dentro del alcance de este proyecto y serán definidos por ELEVAL.
En resumen, la Subestación Esmeralda estará conformada por:
Dos (2) bahías de llegada de línea en 115 kV.
Una (1) bahía de enlace de barras en 115 kV.
Dos (2) bahías de salida a transformador en 115/13.8 kV.
Dos (2) bahías de llegada a barra de 13.8 kV.
Una (1) bahía de enlace de barras en 13.8 kV.
Diez (10) bahías de salida de línea en 13.8 kV.
De las 10 salidas de línea de MT, se usarán 8 y se dejarán libre 2, para prever la expansión futura
de la demanda. La duplicidad de bahías de llegada de línea y de transformadores de potencia, es
para eliminar las interrupciones de servicio debido a las fallas de subtransmisión o en los
transformadores de potencia, y así aumentar la disponibilidad.
El interruptor de enlace de barras en 115 kV, estará normalmente cerrado, para proporcionar una
de las interconexiones entre Planta Castillito y Planta del Este. El interruptor de enlace de barras
en 13.8 kV, estará normalmente abierto, de manera que si un transformador de potencia falla, los
interruptores de 115 kV y 13.8 kV abren y separan la bahía del transformador fallado del resto
53
del circuito, y el interruptor de enlace de barras de 13.8 kV cierra para alimentar todas las salidas
de línea de 13.8 kV con sólo uno de los transformadores de potencia.
Un subestación con la configuración mencionada es bastante parecida a una Subestación Tipo
Nodal III de CADAFE. Sin embargo, una Nodal III incluye una barra de transferencia en 13.8 kV
y una barra en 34.5 kV con 6 salidas de línea en 34.5 kV [13], a diferencia de la subestación en
estudio, que ABB denomina Subestación Tipo H.
Las normas aplicables durante la ejecución de los trabajos de la Subestación Esmeralda, serán
principalmente las normas europeas IEC. Estas son normas aceptadas internacionalmente para el
diseño, procura, construcción y prueba de instalaciones eléctricas. En caso de no disponer de la
norma IEC correspondiente en algún caso, se podrán usar las normas americanas ANSI, las
normas NS-P de CADAFE: Normas para Proyectos de Subestaciones [14], el Código Eléctrico
Nacional [22], y las normas alemanas DIN y VDE a través del manual de instalaciones eléctricas
ABB Switchgear Manual [15]. En caso de discrepancia entre estas normas, las normas IEC
tendrán prioridad sobre las demás.
En base a la información expuesta hasta ahora y en base a las características básicas de los
equipos adquiridos por ABB para conformar la Subestación Esmeralda, las cuales se presentan en
detalle más adelante, se ha elaborado el plano definitivo del Diagrama Unifilar General de la
Subestación Esmeralda, el cual se ve en la figura 23 y en el plano N° 9CE ESM EE-001.
La potencia nominal del sistema en cada bahía, se calcula de:
Sn = √3.Vn AT . In AT = √3.Vn MT . In MT (1)
Sn : Potencia aparente nominal, en VA.
Vn AT : Voltaje nominal de AT del sistema (línea-línea), en V; Vn AT = 115 kV
In AT : Corriente nominal de AT del sistema (de línea), en A.
Vn MT : Voltaje nominal de MT del sistema (línea-línea), en V; Vn MT = 13.8 kV
In MT : Corriente nominal de MT del sistema (de línea), en A.
54
Con los transformadores de potencia trabajando a su máxima capacidad (Sn = 30 MVA por bahía
de transformador), se obtienen de la ecuación (1) las corrientes de carga nominal en el lado de
AT y MT:
In AT = 151 A In MT = 1255 A
ELEVAL proporcionó los niveles de cortocircuito en los puntos de instalación en AT en la red de
distribución primaria de la Subestación Esmeralda. En ambas entradas de línea, se tiene una
corriente máxima de cortocircuito 3φ de 14894.2 A. También se estimó para el lado de MT
(suponiendo un valor de reactancia típico del transformador de potencia y una resistencia igual a
0 Ω para la puesta a tierra), un valor de 20043.5 A para la corriente máxima de cortocircuito
3φ en el lado de MT.
Los niveles de cortocircuito de la Subestación Esmeralda se muestran en la tabla IV.
Tabla IV. Niveles de Cortocircuito de la Subestación Esmeralda [12]
NCC Lado de 115 kV Lado de 13.8 kV
Trifásico 14894.2 A 20043.5 A
Fase – Tierra 10964 A 18981 A
Fase – Fase 12898 A 17358 A
Fase – Fase – Tierra 8675.7 A 18024.5
55
Figura 23. Diagrama Unifilar General de la Subestación Esmeralda
56
4.3. Ingeniería de Detalle
4.3.1. Lista y Características de los Equipos de la Subestación Esmeralda
La lista de equipos de la Subestación Esmeralda se presenta en la tabla V. Esta lista toma en
cuenta los equipos requeridos en base al unifilar general de la subestación, y otros aspectos que se
explicarán más adelante junto con los planos correspondientes. En el resto de este capítulo, se
detalla en la selección de los equipos primarios indicados en la lista.
Tabla V. Lista de Equipos de la Subestación Esmeralda
EQUIPOS CANTIDAD
BANCO DE BATERIAS 125 Vcc 2
BANCO DE BATERIAS 48 Vcc 1
BARRA DE AL 1½” V. P.
CABLE DE FIBRA OPTICA OPGW V. P.
CADENAS DE AMARRE 115 kV 6
CAJA DE FUSIBLES DEL BANCO DE BATERIAS 125 Vcc 2
CAJA DE FUSIBLES DEL BANCO DE BATERIAS 48 Vcc 1
CELDAS DE MEDIA TENSION 13.8 kV 17
COMPUTADORA (IHM) 1
CONDUCTOR ACAR 500 MCM TRENZADO 12/7 V. P.
CONDUCTOR COBRE 4/0 AWG V. P.
CABLE EPR-PVC 750 MCM V. P.
CABLE EPR-PVC 300 MCM V. P.
CONECTORES 115 kV V. P.
DESCARGADORES (PARARRAYOS) 96 kV 6
GUAYA DE ACERO 3/8” V. P.
HERRAJES DEL CABLE DE GUARDA GUAYA DE ACERO V. P.
HERRAJES DEL CABLE DE GUARDA OPGW V. P.
MODULOS COMPASS 145 kV 5
RECTIFICADOR / CARGADOR 125 Vcc 2
RECTIFICADOR / CARGADOR 48 Vcc 1
TABLEROS DE LA CASA DE MANDO 10
TRANSFORMADOR DE TENSION CAPACITIVO 115 kV 6
TRANSFORMADORES DE POTENCIA 115 kV/13.8 kV 30 MVA 2
TRANSFORMADORES DE S. A. 13.8/0.208-0.120 kV 75 kVA 2
V. P.: Ver plano correspondiente
57
En la tabla VI se presentan las características de los equipos primarios adquiridos por ABB para
conformar la Subestación Esmeralda.
Tabla VI. Características de los Equipos Primarios de la Subestación Esmeralda
4.3.2. Detalles de los Módulos COMPASS y el Sistema de Barras Nabla
Las características decisivas en la elección del módulo COMPASS de ABB ADDA (Compact
Prefabricated Air Insulated Substation, Subestación Compacta Prefabricada Aislada en Aire),
sobre los otros módulos compactos de ABB, son:
Es aplicable a terrenos necesarios para el patio muy menores de lo de usual.
Permite el uso del Sistema de Barras de Nabla, el cual disminuye aún más el espacio y
fundaciones requeridas. Se explican en detalle más adelante.
Reduce el tiempo necesario para el montaje de la subestación.
Es flexible tanto en términos de esquemas eléctricos, como en términos de disposición
planimétrica. [11]
58
Además, el módulo COMPASS al igual que los demás módulos compactos de ABB, y las celdas
de media tensión ABB ZS1 escogidas para la Subestación Esmeralda, se adaptan al sistema de
automatización descentralizado con control numérico basado en Industrial It de ABB.
Hay dos tipos de módulos COMPASS, el COMPASS 145 de 145 kV y el COMPASS 170 de 170
kV. Se escoge el COMPASS 145, ya que la tensión primaria de la Subestación Esmeralda es de
115 kV.
El módulo COMPASS 145 es un conjunto de los siguientes componentes (figura 24):
Disyuntor: cámara del interruptor “LTB” (a SF6, tipo autosoplante).
Mando de resorte para disyuntor BLK 222 para maniobras simultáneas de los tres polos.
Transformador de corriente de 3 núcleos, de tipo electromagnético, aislado en SF6.
Seccionadores.
Pararrayos.
Cuchillas de puesta a tierra. [11]
Los componentes anteriores están acoplados en un único aparato, en el cual el transformador de
corriente sostiene la cámara de interrupción que, en la solución COMPASS está colocada en
forma horizontal. El aparato asume de esta forma el perfil de la letra griega Γ (gamma). [11]
El aparato Γ esta montado sobre un carro, movido por un tornillo sin tope comandado por un
motor, pudiendo así ser insertado o seccionado por el circuito principal. Los bornes de este último
se encuentran sobre los aisladores soporte del bastidor fijo. El aparato extraíble Γ es equivalente
a: disyuntor + transformador de corriente + seccionadores de lado fuente y de lado carga. Se
pueden instalar cuchillas de puesta a tierra en ambos aisladores soporte. [11]
Los pararrayos pueden ser instalados sobre el módulo en substitución de los aisladores soporte
opuestos al transformador de corriente. También se pueden instalar en una repisa soportada por el
bastidor del módulo, como sucede con el pararrayos escogido para la Subestación Esmeralda, el
PEXLIM Q096-XH123.
59
Figura 24. Componentes del Módulo COMPASS [11]
1. Cámara del Disyuntor
2. Transformador de Corriente
3. Seccionadores
En la Subestación Esmeralda se usan 5 módulos COMPASS. De acuerdo al plano Diagrama
Unifilar General, además del interruptor, los seccionadores y el transformador de corriente, los
módulos deben incluir:
Módulos de entrada de línea: cuchilla de puesta a tierra.
Módulos de las bahías de transformador: repisa con el pararrayos.
Módulo de enlace de barras: no incluye ni cuchilla de puesta a tierra, ni repisa, ni pararrayos.
Para el mantenimiento y la inspección se baja la parte móvil del módulo. De esta forma, la
inspección y el ajuste se pueden efectuar en el mismo lugar. Los encargados trabajan pisando el
suelo, en el interior de una estructura conectada a tierra (jaula de Faraday). [11]
En caso de reemplazo, la parte móvil del módulo puede ser fácilmente removida e intercambiada.
Todo el módulo completo puede ser substituido en aproximadamente tres horas. Esto reduce
considerablemente la indisponibilidad. Ver figura 25. [11]
Las fundaciones para los módulos son mucho más sencillas que las usuales, ya que no se
necesitan fundaciones para las barras; y los pórticos resultan más pequeños, en comparación con
los otros módulos compactos. [11]
60
Figura 25. Condiciones del Módulo COMPASS [11]
A. Condición de servicio: módulo insertado B. Condición de servicio: módulo seccionado
C. Condición de mantenimiento: módulo bajado D. Condición de substitución: módulo removido
En la figura anterior se observan la condición inicial (A) y final (B) de la operación de
seccionamiento del módulo COMPASS. Si la unidad PISA del módulo recibe una señal de
seccionamiento estando los contactos dentro de la cámara de interrupción en abierto, entonces
esta unidad manda una señal al motor de seccionamiento del COMPASS, el cual al girar
introduce un tornillo tipo gusano fijo a la parte móvil del módulo (aparato Γ) en un tornillo madre
hueco y fijo al soporte del módulo, de manera que el aparato Γ se mueve hacía un lado
produciendo el seccionamiento, ya que la cámara de interrupción de cada polo ya no se encuentra
entre el lado fuente y el lado carga.
A partir de la condición B de módulo seccionado, el aparato Γ puede ser bajado por tres personas
mediante poleas y guayas, hasta llevarlo a la condición C de módulo bajado, en la cual se le
61
puede realizar mantenimiento a los polos. En caso de ser necesaria una substitución o reparación
del aparato Γ, se puede sacar el módulo rodándolo sobre las ruedas que incluye el carro del
aparato Γ, hasta llevarlo a la condición D de módulo removido.
El uso de módulos COMPASS permite que en la Subestación Esmeralda se use el Sistema de
Barras Nabla de ABB ADDA, especialmente diseñado para ser usado con estos módulos. La
barra Nabla es una barra trifásica rígida conformada por tubos de aluminio 6060 T6 con diámetro
externo de 10 cm y 5 mm de espesor.
Esta barra es autosoportada, es decir, las conexiones bahía – bahía y bahía – barra establecidas
desarrollan una función de soporte de la barra Nabla. Las tres fases están colocadas conforme a la
configuración Nabla (∇), para maximizar la separación entre fases en un espacio reducido. La
forma tubular cilíndrica de las piezas de la barra Nabla y sus conectores redondeados reducen el
efecto punta (alta concentración de intensidad de campo eléctrico en superficies agudas), el cual
se presentaría en las aristas de las piezas si tuvieran forma rectangular, lo cual podría dar origen
al rompimiento del dieléctrico del aire (efecto corona). En la figura 26 se puede ver en
perspectiva el Sistema de Barras Nabla de la Subestación Esmeralda.
Figura 26. Vista en Perspectiva del Sistema de Barras Nabla de la Subestación Esmeralda [11]
62
VEABB UTMS indica el nivel de tensión de los COMPASS a usar y el largo de la barra Nabla
(separación entre los soportes extremos de la barra), que en el caso de la Subestación Esmeralda
es de 15.3 m, como se podrá observar más adelante en la vista de planta de la subestación. ABB
ADDA se encarga de determinar las demás dimensiones, de acuerdo a las dimensiones del
módulo COMPASS de 145 kV y a los cálculos de esfuerzos mecánicos y electromagnéticos que
debe soportar la barra Nabla, los cuales también son llevados a cabo por ABB ADDA. Estos
cálculos permiten diseñar el sistema de barras de manera que cumpla con las exigencias de carga
en régimen permanente y de emergencia, y que soporte los esfuerzos de cortocircuito.
En la figura 27 se observa una vista en perspectiva de como quedaría armado el conjunto de los 5
COMPASS y la barra Nabla en la Subestación Esmeralda. Según la figura, el volumen ocupado
no sería mayor a los 15 m de largo, por 20 m de ancho, por 10 m de alto.
El plano N° 9CE ESM EM-030, ABB COMPASS 145 kV, Detalles; muestra las dimensiones y
detalles de los diversos módulos COMPASS de la Subestación Esmeralda.
El plano N° UA104693, Sistema Barra Nabla 145 kV (elaborado por ABB ADDA), muestra las
dimensiones y detalles de conexión de los módulos COMPASS a la barra Nabla, y la conexión
entre los tubos de la Nabla.
Figura 27. Disposición de 5 COMPASS y Barra Nabla [11]
63
4.3.3. Dimensionamiento y Detalles de los Equipos Primarios
En ambas entradas de línea de 115 kV de la Subestación Esmeralda, se tiene una corriente
máxima de cortocircuito 3φ de 14894.2 A. Las capacidades de interrupción y de cortocircuito
deben ser mayores que ese valor por un factor de seguridad, el cual será de 1.3 [25], lo que da un
valor de 19362.5 A. De la tabla VI se observa que el COMPASS 145 tiene una capacidad de
interrupción de 31.5 kA, y el sistema de barras Nabla tiene una capacidad de cortocircuito de 31.5
kA, lo que cumple con el requisito.
Se tiene un valor de 20043.5 A para la corriente máxima de cortocircuito 3φ en el lado de MT.
Esto por el factor de seguridad de 1.3, indica que los interruptores de 13.8 kV de las celdas de
media tensión ZS1 deben tener una capacidad de interrupción mayor a 26056.6 A. De la tabla VI
se observa que las celdas ZS1 tienen una capacidad de interrupción de 31.5 kA, la cual cumple
con el requisito.
En el subcapítulo 4.2 se había obtenido que:
In AT = 151 A In MT = 1255 A
De la tabla VI se observa que tanto el COMPASS 145 como la barra Nabla tienen una corriente
nominal de 1600 A, lo que es mucho mayor a 151 A. Las celdas de media tensión tienen una
corriente nominal de 2000 A, mayor a 1255 A. De manera que se cumple con los requisitos.
De la tabla VI se observa que los voltajes nominales de todos los equipos son iguales o superan a
los del sistema. Igualmente sucede con el nivel básico de aislamiento ante impulso atmosférico
(BIL), el cual debe ser igual o mayor a 550 kV para tensiones nominales de 115 kV, e igual o
mayor a 95 kV para tensiones nominales de 13.8 kV. [15]
Para subestaciones de muy alta tensión, no se define el BIL sino el BSL: nivel básico de
aislamiento ante impulso de maniobra; debido a que en estos niveles de tensión las
64
sobretensiones de maniobra son más importante que las sobretensiones causadas por descargas
atmosféricas, a diferencia de lo que sucede con el caso de la subestación en estudio.
El descargador de sobretensión o pararrayos escogido PEXLIM Q096-XH123, cumple con los
criterios de las Normas para Equipos de Subestaciones NS-E de CADAFE [16], la cual indica
una tensión nominal fase - tierra de 96 kV (igual a la del PEXLIM), una tensión residual máxima
fase - tierra para ondas de corriente de 8 x 20 μs de 10 kA pico de 280 kV (para el PEXLIM es de
226 kV), un nivel de aislamiento mínimo a las ondas de choque de 1.2 x 50 μs de 550 kV (para el
PEXLIM es de 578 kV), un nivel de aislamiento mínimo a frecuencia de la red (60 Hz) bajo la
lluvia de 230 kV (para el PEXLIM es de 293 kV), y una distancia de fuga mínima de 1970 mm
(para el PEXLIM es de 3625 mm). [16]
En el plano N° 1HSA 201-0394, Dimension Drawing PEXLIM Q096-XH123 (elaborado por
ABB Power Technology Products), se presentan las dimensiones del pararrayos escogido.
En el plano N° 9CE ESM EM-050, Transformador de Tensión Capacitivo 115 kV, se presentan
las dimensiones, la placa de características y el diagrama de conexionado del transformador de
tensión capacitivo escogido, el TRENCH TEVP 115.
En el plano N° 9CE ESM EM-080, Cadena de Aisladores de Amarre Sin Tensor 115 kV, se
presentan los detalles de las cadenas de aisladores de 115 kV de la Subestación Esmeralda. En la
leyenda de ese plano, se indica que cada cadena de aisladores está compuesta por 11 platos
aisladores de porcelana, de 245 mm de diámetro y 146 mm de longitud. Las cadenas incluyen un
cuerno de arco y un anillo de descarga, para que en el caso de una sobretensión la descarga sea
por el aire y no se deterioren los platos de porcelana.
Deben haber 10 celdas de media tensión para las salidas de línea, 2 celdas para las llegadas a
celdas de las bahías de transformador, 1 celda para el enlace de barras de 13.8 kV, 2 celdas para
las bahías de medición en 13.8 kV, y dos celdas para las salidas a los transformadores de
servicios auxiliares. Esto da un total de 17 celdas.
65
En el plano N° PD 1001, Tablero de Media Tensión, Vistas y Fundaciones (elaborado por
VEABB PTMV); se presenta la disposición, dimensiones y fundaciones de las celdas de 13.8 kV
ABB ZS1 de la Subestación Esmeralda.
La conexión de los dos transformadores de potencia es tipo YNyn0: primario en estrella con
puesta a tierra franca y secundario en estrella con puesta a tierra franca, con 0° de desfase entre
los voltajes y corrientes del lado de AT y del lado de MT. La conexión del neutro a tierra en AT
permite que por la línea fluyan las componentes del tercer armónico de la corriente hasta el
arrollado de AT, las cuales se deben a la corriente de excitación del transformador. Esto elimina
los componentes del tercer armónico de los voltajes fase a tierra en el transformador. [6]
La conexión de los transformadores de servicios auxiliares es tipo Dyn11: primario en delta con
secundario en estrella con puesta a tierra franca, con 330° (11 x 30°) de desfase entre los voltajes
y corrientes del lado de AT y del lado de MT, o –30° de desfase. El arrollado de MT en delta crea
un camino para las corrientes del tercer armónico debidas a la corriente de excitación del
transformador, lo que elimina los voltajes del tercer armónico en BT permitiendo llevar una onda
de voltaje prácticamente sinusoidal a los equipos de la casa de mando. No habrá corrientes del
tercer armónico circulando por el cable de MT que conecta la salida del transformador con las
celdas de MT y con el lado de MT del transformador de servicios auxiliares. [6]
4.3.4. Disposición de Equipos. Vistas de la Subestación Esmeralda
La disposición de equipos de la Subestación Esmeralda se puede observar en las vistas de planta
y secciones de la subestación, en los planos N°:
9CE ESM EM-001, Disposición de Equipos, Planta.
9CE ESM EM-002, Disposición de Equipos, Sección A-A.
9CE ESM EM-003, Disposición de Equipos, Sección B-B.
Estos planos fueron elaborados en base al diagrama unifilar general y a las vistas, dimensiones y
detalles de los equipos mostrados en los planos referidos en los subcapítulos anteriores; y en base
66
a las distancias mínimas de circulación y seguridad que hay que respetar dentro de la subestación,
cuyos valores se presentan a continuación. En estos planos las dimensiones que se observan están
dadas en milímetros. El orden de las fases se indica en la vista de planta y de la sección B-B (se
lee C, B, A dentro de unos recuadros pequeños en estos planos).
Bajo la denominación de tierra se incluye cualquier punto de la parte superior del suelo de la
subestación. [14]
La altura mínima a tierra es la distancia vertical mínima entre cualquier punto con tensión y el
suelo de la subestación. [14]
Según las normas NS-P de CADAFE [14], en el lado de 115 kV de la subestación, la altura
mínima a tierra de los conductores rígidos (barra Nabla) y de los terminales de los equipos
(puntos con tensión), debe ser de 4 m, y de los planos de Disposición de Equipos, secciones A-A
y B-B, podemos observar que estos puntos superan todos los 4160 mm (4.16 m), lo que cumple
con el requisito. Los conductores de entrada de línea de 115 kV deben estar por encima de los 7.5
m, y en el plano se observa que están a 10000 mm (10 m) de altura.
En el lado de 13.8 kV de la subestación, la altura de los conductores rígidos y los terminales de
los equipos debe estar por encima de los 3 m [14]. Tomando mediciones en el plano de la sección
A-A, los bushings de los transformadores de potencia de 13.8 kV tienen una altura de 3775 mm
(3.775 m), lo que cumple con el requisito.
Bajo la denominación de masa se incluye toda parte metálica o no, que esté puesta a tierra en la
subestación. [14]
La distancia mínima a masa es la distancia mínima entre cualquier punto con tensión y masa.
[14]
En el lado de 115 kV de la subestación, la distancia mínima a masa debe ser de 1100 mm (1.1 m)
[14]. En los planos de disposición de equipos no existe ningún punto con tensión con una
67
distancia a masa menor a los 1100 mm, de manera que se cumple con el requisito. La distancia
mínima a masa en el lado de 13.8 kV debe ser de 260 mm. El diseño interno de las celdas de 13.8
kV cumple con este requisito.
Los bushings de AT y de MT del transformador de potencia también cumplen con las distancias
mínimas a masa, ya que tienen una separación entre terminal y masa de 1325 mm (AT) y de 325
mm (MT).
La distancia mínima entre fases se define como la distancia mínima medida entre partes metálicas
de puntos con tensión de fases diferentes de la misma tensión nominal. [14]
Para tensiones de 115 kV, la distancia entre fases de conductores rígidos y terminales de equipos
debe ser mayor de 2 m [14]. En los planos de la barra Nabla, del módulo Compass y en la
disposición de equipos, se observa que la distancia entre fases de la barra Nabla y el módulo
COMPASS es de 2.4 m (ver plano Disposición de Equipos, Planta), lo que cumple con el
requisito.
Según las normas NS-P de CADAFE [14], para tensiones de 115 kV, la distancia entre fases de
conductores flexibles debe ser de 2.5 m. Los conductores ACAR 500 MCM de las fases de la
línea de doble terna (2T), los conductores bajantes ACAR 500 MCM que se conectan a esa línea,
y los transformadores de tensión capacitivos, a donde se conectan los conductores bajantes,
tienen una distancia entre fases de 2.5 m (2500 mm en la vista de planta de disposición de
equipos, y en la sección B-B), lo que cumple con la norma.
Hay que tomar en cuenta que las distancias indicadas especificadas por las normas, se establecen
para una altura sobre el nivel del mar máxima de 1000 m. Si la subestación estuviera ubicada en
un terreno de altura mayor a los 1000 m.s.n.m, habría que usar los factores de corrección
pertinentes, los cuales toman en consideración la disminución en la presión del aire, dando lugar
a distancias de separación entre fases, distancias mínimas a masa y alturas mínimas a tierra
mayores a las presentadas [17]. Como se observó en el subcapítulo 4.2, la subestación está a
101.6 m.s.n.m, por lo que no se usaron factores de corrección por altura.
68
Se entienden como distancias mínimas de seguridad, a los espacios libres que permiten circular y
efectuar maniobras al personal dentro de la subestación, sin que exista riego para sus vidas y con
un mínimo de operaciones durante las maniobras de trabajo. [5]
Las distancias de seguridad a través del aire están formadas por la suma de dos términos, el
primero es igual a la distancia mínima a masa y el segundo depende de la talla media de los
operadores. Se supone una altura media del operador de 1.75 m, una separación media entre
brazos extendidos horizontalmente de 1.75 m, un ancho del operador con el brazo extendido
hacia adelante de 0.9 m y una altura media de alcance de 2.25 m (altura del operador con los
brazos extendidos verticalmente). [5]
Se tienen entonces las siguientes distancias de seguridad en el lado de 115 kV de la subestación:
dh = df-t + 0.9 = 2 m dv = df-t + 2.25 = 3.35 m
En el lado de 13.8 kV:
dh = df-t + 0.9 = 1.16 m dv = df-t + 2.25 = 2.51 m → 3 m
dh : distancia de seguridad horizontal que debe respetarse en todas las zonas de
circulación, en m.
dv : distancia de seguridad vertical que debe respetarse en todas las zonas de circulación,
en m. Nunca debe ser menor a los 3 m.
df-t : distancia mínima a masa, en m;
df-t = 1.1 m, para 115 kV, según se había establecido.
df-t = 0.26 m, para 13.8 kV, según se había establecido.
En el lado de 115 kV, la altura mínima a tierra es de 4 m ( > dv = 3.35 m). Esta altura se respeta
en todos los puntos del lado de 115 kV, lo que automáticamente indica que se cumple con dv.
69
En el lado de 13.8 kV, la altura mínima a tierra es de 3 m ( = dv). Esta altura se respeta en todo el
lado de 13.8 kV, por lo que automáticamente se cumple con dv.
La altura mínima sobre el suelo, de la parte inferior de un aislador tipo columna debe ser superior
a los 2.25 m (alcance del operador), ya que el aislador se considera como una pieza sujeta a
gradiente de tensión, cuya parte metálica inferior está al potencial de tierra. [5]
La parte inferior de los aisladores del módulo COMPASS, del transformador de voltaje
capacitivo, del pararrayos y de los bushings del transformador de potencia, están a una altura
mayor de los 3.3 m, lo que cumple con el requisito.
En la disposición de equipos (ver sección B-B), en el lado de 115 kV, la distancia de seguridad
horizontal dh se satisface en todos los casos, ya que horizontalmente el operador no tiene ningún
alcance a puntos con tensión. Sin embargo, para facilitar las labores de mantenimiento, se ha
dejado un espacio mínimo entre equipos de 1.5 m, lo que permite la ubicación de un técnico de
mantenimiento con su escalera, después de haber desenergizado las secciones de la subestación
aledañas al punto del mantenimiento, lo cual se simplifica gracias a las facilidades de
seccionamiento y remoción del módulo COMPASS.
En áreas destinadas a la circulación de vehículos, la distancia horizontal a las partes vivas debe
ser 0.7 m mayor que la distancia mínima a masa, para tener en cuenta las maniobras y la
imprecisión en la conducción del vehículo. [5]
Sin considerar la altura del camión, esto implica una distancia mínima horizontal entre el extremo
de las pistas de 5 toneladas y los puntos en 115 kV de 1.8 m. Como se observa en la vista de
planta de la Subestación Esmeralda, esta distancia es siempre mayor a los 1.97 m, lo que cumple
con el requisito.
Entre los puntos en 13.8 kV del transformador de potencia y el extremo de la pista de 75
toneladas, tiene que haber una distancia mínima horizontal de 0.96 m. La distancia que se dejó en
el plano (ver sección A-A) es de 0.97 m, lo que cumple con el requisito. Se observa que las pistas
70
se desvían hasta los transformadores de potencia y hasta los módulos COMPASS. Esto se definió
de esta manera para permitir las maniobras y el acercamiento del camión durante la instalación de
los equipos, la cual se realiza con la sección alrededor al punto de instalación desenergizada.
El módulo COMPASS es un equipo aislado en SF6, por lo que es mucho más liviano que el
transformador de potencia, aislado en aceite. Además es de menor ancho. De manera que el
conjunto transporte – equipo para el COMPASS será más liviano y menos ancho que el conjunto
transporte – equipo para el transformador de potencia. Es por esta razón que las pistas usadas
para llevar el COMPASS son menos anchas y de menor soporte (2.5 m, 5 toneladas) que las
pistas usadas para llevar el transformador de potencia (4 m, 75 toneladas).
Se observa en la vista de planta de la subestación, un espacio vacío en la esquina inferior
izquierda, el cual corresponde a un espacio previsto para la posible instalación por parte de
ELEVAL de pórticos de 13.8 kV para las salidas de línea. La otra opción es salir de la
subestación con cables subterráneos en 13.8 kV.
Se observa que gracias a las características compactas del módulo COMPASS y la barra Nabla, y
a los reducidos tamaños de las celdas de 13.8 kV, el transformador de servicios auxiliares, y la
casa de mando, se ha logrado diseñar una subestación tipo H de distribución primaria en 115 /
13.8 kV, cumpliendo con todas las consideraciones, con unas dimensiones de apenas 40 x 36 m
(ver el plano de vista de planta de disposición de equipos), lo cual permite utilizar el terreno de la
plataforma B de 46 x 44 m (ver subcapítulo 4.2).
4.3.5. Conectores de Alta Tensión
Los conectores para uso en subestaciones manejan flujos considerables de potencia, y deben
cumplir con requerimientos muy severos porque están sujetos a elevadas solicitudes mecánicas
bajo cortocircuito, condiciones ambientales y atmosféricas variables, contaminación, etc. [18]
Además, deben tener alta conductividad para minimizar las pérdidas y no deben ser afectados por
el incremento de temperatura cuando operan en condición de sobrecarga. [18]
71
Los materiales utilizados en la fabricación de conectores son aleaciones de aluminio o de cobre,
con tornillos de acero inoxidable. Entre el aluminio y el acero inoxidable, y entre el cobre y el
acero inoxidable, no existe corrosión, de allí que los tornillos de acero inoxidable no corroen los
conectores. En una unión de cobre y aluminio se produce corrosión en la superficie del aluminio.
Los conectores pueden ser también bimetálicos, con la adecuada protección en la interfase. [18]
En la Subestación Esmeralda, los conductores bajantes de las líneas de 115 kV (al igual que los
conductores de la línea) son de ACAR (aleación de aluminio) 500 MCM. Estos se conectan
pasando por la pala de conexión del transformador de tensión capacitivo hasta llegar a los pines
del módulo COMPASS de llegada de línea. Estos módulos se conectan a través de la barra Nabla
(de aleación de aluminio 6060 T6) al módulo de enlace de barras y a los módulos de las bahías de
transformador.
Los conectores de la barra Nabla son de aluminio. Los módulos COMPASS de las bahías de
transformador se conectan por medio de sus pines a unas barras rígidas tubulares que pasan
conectando con el pin de los pararrayos y llegando finalmente a los pines de los bushings de 115
kV del transformador de potencia.
De acuerdo a los tipos de terminales indicados en cada caso en los dos párrafos anteriores
(conductores, palas, pines y barras tubulares), se ha elaborado la Lista de Conectores de Alta
Tensión, plano N° 9CE ESM LT-005 (ver anexos, subcapítulo 7.1). Son necesarios seis (6)
conectores en cada caso, pero se incluye un conector adicional para repuesto del cliente (conector
de repuesto, columna RP en el plano).
Los terminales de conexión en AT de los equipos de la Subestación Esmeralda son todos de
aluminio. De manera que el material adecuado para todos los conectores de AT será aluminio,
con el fin de evitar la corrosión de los terminales de los equipos.
Después de evaluar técnicamente a varios fabricantes de conectores, se ha escogido la marca
SIMEL por ofrecer los mejores precios y cumplir con los requerimientos técnicos (alta
confiabilidad y bajos valores de resistencia de contacto).
72
Esta lista no incluye el conector utilizado en las uniones de las piezas de la barra Nabla, porque
esta será suministrada por ABB ADDA junto con todos sus conectores, que son todos iguales. El
conector de la barra Nabla se muestra en el plano N° MR11340J40W, Connessione di Giunzione,
elaborado por ABB ADDA.
La ubicación de los conectores en la disposición de equipos se puede observar en los planos:
9CE ESM EM-021, Montaje de Conectores de Alta Tensión, Planta.
9CE ESM EM-022, Montaje de Conectores de Alta Tensión, Sección A-A.
4.3.6. Apantallamiento Contra Descargas Atmosféricas
Los efectos perjudiciales de las caídas de rayos atmosféricos no podrán evitarse totalmente por
razones técnicas y económicas. Sin embargo, de acuerdo con ensayos realizados en instalaciones
piloto, mediciones, observaciones y experiencias a lo largo de muchos años, se ha demostrado
que los rayos pueden evitarse con gran probabilidad de éxito mediante sistemas de
apantallamiento contra descargas atmosféricas como el utilizado en este diseño. [15]
El método de la norma IEC 1024 [26], es usado para diseñar el sistema de apantallamiento y
asegurar una protección casi completa contra descargas atmosféricas. Permite determinar de
manera aproximada la zona protegida. Alternativamente, podría usarse la norma alemana DIN
VDE 0101 [15], para verificar el sistema de apantallamiento. Esta norma es la que ha usado ABB
hasta ahora. La norma IEC 1024 es más nueva, y es la que se usa en este proyecto.
Los descargadores de sobretensión (pararrayos) sirven en general para proteger la subestación
contra sobrevoltajes atmosféricos que ya se han introducido en la instalación, descargando la
sobretensión a tierra y protegiendo así a los equipos adyacentes al descargador. La subestación
puede protegerse contra la introducción de los impulsos de voltaje atmosféricos, originados por la
caída de rayos en los terminales de los equipos, en los conductores y en las barras; mediante la
instalación de cables de guarda y/o puntas Franklin en los pórticos y/o en estructuras separadas
auxiliares.
73
Según la norma IEC 1024 [26], cualquier dispositivo establece una zona esférica de protección
contra descargas atmosféricas, centrada en la punta del dispositivo. La esfera de la zona de
protección es de radio:
rs = 10 ⋅ I0.65
rs : radio de la zona de protección esférica establecida por el dispositivo, en m.
I : corriente del rayo, en kA.
Según la norma IEC 1024 [26], la corriente del rayo I se estima de 10 kA. Esto da:
rs = 44.67 m ≈ 45 m
En un espacio bidimensional, como una sección de la subestación dibujada en un plano, la zona
de protección se ve como un círculo de radio rs.
La tierra, debido a considerarse un plano infinito, y no tener puntas, produce una zona de
protección plana paralela a ella a 45 m de distancia. Los pórticos de una subestación tienen zonas
planas metálicas entre los castilletes, de manera que elevan el plano de tierra a la altura del
pórtico, y su zona de protección se considera plana también a 45 m sobre la zona plana del
pórtico. Los cables de guarda debido a su forma alargada, producen una zona de protección con
forma cilíndrica de radio rs.
Cuando se requiere dibujar la zona de protección de los cables de guarda o puntas Franklin
apoyados sobre pórticos, hay que dibujar los dos planos referidos como líneas rectas horizontales
a 45 m sobre el plano de tierra de la subestación, y a 45 m sobre la parte plana del pórtico. Luego
se dibujan circunferencias de radio rs centradas en la punta de las puntas Franklin y
circunferencias de radio rs centradas en el punto de apoyo del cable de guarda. Luego se ubican
los puntos de corte entre las dos líneas rectas y las circunferencias, y en cada uno de esos puntos
de corte se centran nuevas circunferencias de radio rs, que darán las curvas de las zonas de
protección equivalentes establecidas por los planos y esferas referidas.
74
Cuando se estén dibujando las curvas entre el plano de tierra de la subestación y un dispositivo,
se debe usar como centro el punto de corte entre la circunferencia centrada en la punta del
dispositivo y la recta horizontal a 45 m del suelo. Cuando se estén dibujando las curvas entre dos
dispositivos, se debe usar como centro el punto de corte entre la circunferencia centrada en la
punta del dispositivo y la recta horizontal a 45 m del pórtico. Todo lo que quede por debajo de
las curvas de la zona de protección, estará protegido contra descargas atmosféricas.
Después de examinar la disposición de equipos en una vista de planta de la subestación sin
apantallamiento contra descargas atmosféricas, se estima una disposición inicial de cables de
guarda como la mostrada en la vista de planta y secciones de la Subestación Esmeralda. En el
plano N° 9CE ESM EM-006, Sistema de Apantallamiento, Planta, se han señalado dos puntos
críticos a verificar, donde puntos con tensión de la subestación podrían salir de la zona de
apantallamiento. Estos puntos se han rodeado en el plano con un círculo punteado. Estos se
encuentran en:
(a) La conexión al transformador capacitivo de tensión de la fase A del lado izquierdo de la
subestación.
(b) La fase C del lado izquierdo de la barra Nabla, en la zona central entre los dos cables de
guarda adyacentes.
Las zonas de protección establecidas por el arreglo de cables de guarda seleccionado, se dibujan
en base a la norma IEC 1024, en vistas transversales que contienen a los puntos (a) y (b). Los
planos correspondientes para cada punto son:
Punto (a): 9CE ESM EM-007, Sistema de Apantallamiento, Sección A-A.
Punto (b): 9CE ESM EM-008, Sistema de Apantallamiento, Sección B-B.
Como se observa en cada uno de estos planos, los puntos verificados quedan por debajo de la
zona de protección establecida por los cables de guarda. No se observa ningún punto de algún
conductor, barra o terminal con tensión, que quede fuera de la zona de protección.
75
El plano de la sección B-B del sistema de apantallamiento, se dibujó despreciando la catenaria
descrita por el cable de guarda. En este plano y en el plano de la vista de planta del sistema de
apantallamiento, se indican las separaciones de los cables de guarda sobre el punto crítico (b), las
cuales son menores que sobre el punto crítico (a), en vista de que los tres cables de guarda
convergen en el poste situado detrás de las celdas de media tensión.
En vista de la disposición de los equipos y de los cables de guarda en la subestación, y la forma
de los límites de la zona de protección, se estima que no queda ningún punto de algún conductor,
barra o terminal con tensión, que salga fuera de la zona de protección. Por ejemplo, el punto en la
fase A del lado izquierdo de la barra Nabla, en la zona central entre los dos cables de guarda
adyacentes, tiene que estar dentro de la zona de protección contra descargas atmosféricas, en
vista de que el punto (b) lo está, ya que los cables de guarda adyacentes están mas juntos entre sí,
lo que da una zona de protección más elevada sobre ese punto que sobre el punto (b).
Los bushings de AT de los transformadores de potencia, tienen una altura de 5405 mm,
incluyendo el conector expandible del pin, lo que está por debajo de los 6914 mm de altura de la
barra Nabla. Como los cables de guarda pasan con unas distancias horizontales a los bushings
menores a las distancias horizontales con las que pasan sobre los puntos (a) ó (b), queda
establecido que los bushings de los transformadores de potencia están dentro de la zona de
apantallamiento.
Ahora se prueba lo que sucede si se quita el cable de guarda interno y se dejan solamente los
cables de guarda externos que van conectados a los cables de guarda de la línea doble terna de
115 kV. Para la sección B-B del sistema de apantallamiento se obtiene la zona de protección
indicada en la figura 28. Se observa como la barra Nabla no sería apantallada contra descargas
atmosféricas. Si todos los puntos con tensión de la subestación estuvieran dentro de la zona de
apantallamiento dada por los dos cables de guarda externos, se podrían ahorrar los 37 m de guaya
de acero galvanizado del cable de guarda interno.
Las curvas que resultan al aplicar la norma IEC 1024 [26], son parecidas a las que resultan al
aplicar la norma alemana DIN VDE 0101 [15], para un arreglo determinado. Esto se observa en
76
una prueba llevada a cabo en la sección A-A del sistema de apantallamiento, usando un arreglo
de 4 cables de guarda en vez de los 3 mostrados en los planos. Ver figura 29.
Figura 28. Zona de Protección Resultante si se Usaran
Solamente los Dos Cables de Guarda Externos
Figura 29. Zonas de Protección en Base a dos Normas Distintas
de Cálculo de Apantallamiento Contra Descargas Atmosféricas
En el plano N° 9CE ESM EM-085, Cable de Guarda Guaya de Acero, Detalles, se muestran los
detalles de conexión y herrajes del cable de guarda usado en el apantallamiento contra descargas
77
atmosféricas de la Subestación Esmeralda. El cable de guarda debe ser resistente a la corrosión,
por lo cual se ha escogido una guaya de acero galvanizado para los tres tramos dentro de la
subestación. El diámetro es de 3/8”. La longitud total de cable de guarda dentro de la subestación
es de 120 m (esta longitud no incluye las llegadas de cable de guarda de la línea de doble terna de
115 kV a los pórticos de la subestación, de los cuales uno es tipo OPGW).
4.3.7. Automatización de la Subestación Compacta Esmeralda
El sistema propuesto para el control, protección y supervisión de la Subestación Esmeralda, está
alineado con el enfoque ABB Industrial IT de automatización de subestaciones (SA, Substation
Automation), y se adapta perfectamente al módulo COMPASS.
El sistema es tipo DCS (Distributed Control System, sistema de control distribuido). Está
conformado por varios controladores numéricos (digitales) capaces de controlar individualmente
y por separado las variables de las diversas bahías de la subestación. Los controladores de bahía
seleccionados son del tipo REF de ABB. Estas unidades también tienen varias funciones de
protección, las cuales se activarán o no según las funciones de protección requeridas por cada
bahía. Entre ellas, están las funciones de sobrecorriente instantánea, sobrecorriente temporizada,
recierre y verificación de sincronismo.
Los dispositivos de protección son todos digitales (tipos REL, RET y REF). Estos tienen varias
funciones de protección integradas es un mismo equipo, pero aplicadas todas a la misma bahía.
La selección de estos dispositivos fue realizada por el departamento VEABB Automation, en
base al diagrama unifilar detallado, del cual se habla más adelante.
Cada bahía de la subestación tiene su conjunto de unidades de protección y control asociados,
como se puede ver en el la figura 30. Las unidades de bahía se instalan descentralizadas en los
tableros de protección de bahía ubicados en la Casa de Mando, lo que permite una arquitectura
modular abierta y repartida. De esta manera, el sistema puede ser ampliado o actualizado con
facilidad en cualquier momento. Ver plano N° 9CE ESM EM-100, Casa de Mando, Disposición
de Equipos y Tableros.
78
Figura 30. Dispositivos Numéricos a Utilizar en el Control y
Protección de la Subestación Esmeralda Agrupados por Bahía
REL 561REF 545CB133
REL 561 REF 545CB133
REF 543AB129
REF 541CB115
REF 541CB115
REF 541CB115
REF 541CB115Futuro
REF 541CB115
REF 541CB115
REF 541CB115
REF 541CB115
REF 541CB115
Futuro
REF 543AB129
RET 521 RET 521
REF 541CB115 REF 541CB115
REF 545CM133
Hay diversos tipos de REF. Cada tipo tiene un grupo de funciones distintas de control y
protección.
Para controlar los equipos primarios de las bahías de entrada de línea de 115 kV, se usan
dispositivos tipo REF 545 CB. Estos dispositivos también proporcionan la protección de
respaldo, la cual consiste en funciones de sobrecorriente. La protección principal de esas bahías
está dada por dispositivos REL 561 de ABB, los cuales incluyen la función de protección
diferencial de línea, y la función de protección de distancia. La función de distancia es la que se
usará, de manera que no se activa la función de protección diferencial de línea en el REL. [20]
Los equipos primarios de los alimentadores de salida de 115 kV de las bahías de transformador,
son controlados por unidades tipo REF 543 AB. Los dispositivos RET 521 de ABB, son usados
para la protección diferencial de los transformadores de potencia y para controlar la operación en
paralelo y la posición de los cambiadores de toma de los transformadores. [20]
Todas las funciones de protección, control, medición y monitoreo en el nivel de 13.8 kV, son
implementadas por medio de dispositivos REF 541 CB. Estos están ubicados en las celdas de
79
media tensión, a diferencia del resto de los REF, que están ubicados en los tableros de protección
en la casa de mando. [20]
El REF 545 CM va en la bahía de enlace de barras de AT, y controla el módulo COMPASS de
enlace. Este es el único REF que incluye la función de sincronización de barras. [20]
El equipo propuesto para el control y la protección en general está repartido en dos niveles: nivel
de estación y nivel de bahía. [10]
Los aparatos en nivel de bahía se clasifican en dos categorías: primaria (interruptores,
seccionadores y demás aparatos de maniobra; transformadores de potencia y transformadores de
medición) y secundaria (dispositivos para el control y la protección de los componentes
primarios). [10]
El nivel de estación comprende el equipo de supervisión y monitoreo. Este es el nivel superior del
sistema de automatización de la subestación. En este nivel se recogen los acontecimientos
internos y los valores medidos disponibles. Es posible leer y variar el ajuste de las protecciones a
través de esta comunicación. [10]
Se ha escogido como IHM (Interfase Hombre - Máquina), al sistema MicroScada Versión 8.4.3.
Esta interfase está disponible para el operador de la subestación, en la computadora ubicada en el
pupitre de la casa de mando, ver plano N° 9CE ESM EM-100, Casa de Mando, Disposición de
Equipos y Tableros. [20]
Los controladores de bahía efectúan el control y protección de toda la bahía a través de sus
microprocesadores. Estos se comunican entre sí mediante hilos (contactos de relé) y con el nivel
superior mediante un bus de fibras ópticas. El acceso a la subestación completa se consigue
mediante los equipos de nivel de bahía. [20]
80
Las funciones de adquisición de datos, monitoreo y control local, comandadas desde el panel
mímico del controlador (IHM local), los enclavamientos entre bahías y la eventual comunicación
con el nivel superior, están colocadas en el nivel de bahía. [10]
Las funciones de supervisión, monitoreo, control, registro de eventos y alarmas, reporte histórico,
reporte de energía, diagnóstico y la eventual comunicación con un nivel remoto (otra subestación,
por ejemplo), están colocadas en el nivel de estación. [10]
En la figura 31 se muestra la configuración del sistema propuesto de automatización de la
Subestación Esmeralda.
Figura 31. Configuración del Sistema de Automatización de la Subestación Esmeralda
Las protecciones dedicadas a cada bahía están directamente conectadas al sistema de supervisión
a nivel de estación (PC con MicroScada 8.4.3). La conexión es a través de un bus óptico con
protocolo de comunicación LON: bus LON. [20]
81
El bus LON entre bahías tiene una velocidad de transferencia de 1.25 MBit/s. El medio físico es
una fibra de vidrio con conector tipo bayoneta (tipo ST). Cada unidad de bahía tiene su propia
salida hacia el acoplador en estrella. Esta unidad acopladora en estrella (RER 111) tiene 25
puertos de fibra óptica. El acoplador estrella se conecta al procesador de comunicación LON
PCLTA. Este procesador reside en el servidor del sistema básico (SYS 500). [20]
El bus entre bahías LON es un bus conducido por eventos; esto significa que cada elemento
conectado a este puede enviar mensajes espontáneos al bus. El protocolo punto a punto, permite
que todos los elementos conectados al bus se comuniquen entre ellos. El tiempo de transmisión
entre elementos, para las señales seleccionadas de alta prioridad, es menor de 40 ms. Por lo tanto,
las señales con tiempo crítico para el enclavamiento de la estación se pueden enviar a través de
éste bus. [10]
En caso de pérdida de comunicación entre los niveles de estación y de bahía, o en caso de alguna
avería en el sistema, la estructura descentralizada de automatización propuesta asegura lo
siguiente:
Funcionalidad de la protección.
Control de los equipos primarios.
Monitoreo del estado de los equipos primarios.
Visualización de las alarmas más importantes a nivel de bahía. [10]
Los controladores de bahías REF efectúan la adquisición y procesamiento de las señales binarias
de ingreso procedentes del equipo primario y de los dispositivos de protección. Mediante los
dispositivos REF es posible enviar comandos de apertura / cierre a los equipos de maniobra, a
través de sus unidades PISA.
La adquisición de los datos de la sección primaria se consigue con tecnología convencional:
cables de control y medición, contactos, transformadores de voltaje y transformadores de
corriente. Inclusive, los mandos emitidos por los dispositivos de control y de protección se
comunican mediante estos cables a la sección primaria.
82
En el plano N° 9CE ESM CV-080, Disposición General de Fundaciones, y en el plano de la casa
de mando, se pueden observar los canales por donde vienen los cables de control y medición. Los
cables que salen de los equipos primarios (módulos COMPASS, transformadores de tensión
capacitivos y transformadores de potencia), bajan a bancadas (no mostradas en el plano) que se
extienden hasta el canal tipo CR (mostrado en el plano). Los cables van hasta un canal tipo E que
entra en la casa de mando, en donde pasa a ser tipo C y luego tipo B, por donde van hasta
distribuirse en los tableros correspondientes. La tipología de los canales se refiere a una
clasificación de la ingeniería civil basada en la profundidad de los mismos.
Para lograr un registro de tiempo preciso y sincronizado dentro del sistema de automatización de
la subestación, se sincroniza el reloj de la computadora SYS 500 por medio de un receptor de
señal de reloj de satélite GPS (Global Positioning System: Sistema de Posicionamiento Global).
Este receptor consiste en una antena exterior a la casa de mando que será conectada al Puerto
Rocket, que es un puerto de 8 conexiones seriales estándar RS 232 que posee la computadora
SYS 500. La señal GPS recibida se decodifica para sincronizar el reloj de la computadora. [20]
Se incluye una impresora matriz de puntos para la impresión de todas las alarmas y eventos que
se generen. Esta impresora se conecta al puerto LPT1 de la computadora SYS 500. [20]
El anunciador de alarmas digital SACO 64D4, sirve para proveer un sistema mínimo de alarma
centralizado a nivel de estación. Este se conecta al puerto Rocket de la computadora SYS 500, a
través de un módulo SPA-ZP 6A2 y usando cables SPA-ZP21A. El modem de mantenimiento se
conecta al puerto serial de la computadora SYS 500. [20]
4.3.7.1. Tableros de la Casa de Mando
En el plano 9CE ESM EM-100, Casa de Mando, Disposición de Equipos y Tableros, se observan
los siguientes tableros:
Tablero de protección de línea 1.
Tablero de protección de línea 2.
83
Tablero de protección de transformador 1.
Tablero de protección de transformador 2.
Tablero de medición.
Tablero de control numérico.
Tablero de comunicaciones.
Tablero de servicios auxiliares de 48 Vcc.
Tablero de servicios auxiliares de 120 Vca.
Tablero de servicios auxiliares de 125 Vcc.
Todos los tableros deben ser tipo VSH o similar, de dimensiones 2200 x 800 x 800 mm, con
grado de protección IP 41, según la selección realizada por el departamento VEABB Automation.
En los tableros de protección de línea y de transformador, se ubican los dispositivos de control y
protección ya indicados correspondientes a las bahías de línea y de transformador. El REF 545
CM de la bahía de enlace de barras en AT, se ubica en uno de los tableros de protección de línea.
En el tablero de control numérico SCS, se ubica la computadora SYS 500. El teclado y el monitor
de esa computadora se ubican en el pupitre de la casa de mando (en frente del tablero SCS). En el
tablero de comunicaciones se instala la interfaz de comunicaciones FOX-515 y un teléfono.
En el tablero de medición se instalan dos medidores multifunción marca PML modelo ION 7600.
En este tablero también se instala el anunciador de alarmas SACO 64D4. Los medidores
multifunción marca PML modelo ION 7350 de las salidas de 13.8 kV se instalan en las celdas de
media tensión.
Los servicios auxiliares requieren de dos rectificadores y dos bancos de baterías en 125 Vcc, para
alimentar de manera redundante a los dispositivos de protección y control, y las bobinas de
disparo de los módulos COMPASS, las cuales están duplicadas. También se utiliza un
rectificador y un banco de baterías en 48 Vcc, para alimentar la interfaz de comunicaciones FOX-
515. En los tableros de servicios auxiliares se instalan los interruptores, fusibles y demás
dispositivos de los circuitos de distribución de los servicios auxiliares de la subestación.
84
4.3.7.2. Sistema de Control Remoto a Través de MicroScada
La imagen del proceso dada por el sistema MicroScada 8.4.3, contiene toda la información
relevante para la supervisión del proceso de la subestación. Esta representa al diagrama unifilar
(figura 32) con los componentes principales y sus indicaciones de posición actual (conectado,
desconectado) y el estado respectivo (local, remoto, bloqueado, simulado, etc.). Se presentan
también otras informaciones, tales como la posición del cambiador de tomas del transformador.
Además, se supervisan los valores de tensión y frecuencia del sistema. Se muestran las
magnitudes de voltaje, corriente y potencia en diferentes puntos del diagrama unifilar. [10]
Las alarmas entrantes se indican mostrando el texto de alarma completo y una señal intermitente
de color rojo debajo del encabezamiento de la imagen, para llamar la atención del operador. Toda
la información se actualiza sobre la imagen desplegada, en forma cíclica. [10]
Figura 32. Ejemplo de Despliegue del Diagrama Unifilar con Coloreado Dinámico de Barras [10]
El operador puede controlar los distintos objetos de la subestación que se muestran en el
diagrama unifilar y modificar sus estados y ajustes. El control se ejecuta normalmente en tres
pasos. En el paso 1 se elige el objeto en el diagrama unifilar, lo cual es seguido por la aparición
de la ventana de dialogo relacionada (figura 33). Esta proporciona información adicional acerca
del objeto seleccionado (identificación, estado, ajustes). En el paso 2, por ejemplo, para la
85
función de interruptor del módulo COMPASS, se selecciona y despliega el modo de operación
(Abrir interruptor / Cerrar interruptor). En el paso 3 se ejecuta la operación seleccionando el
botón de ejecutar, con lo cual se ejecuta el comando pre-seleccionado en el módulo COMPASS
seleccionado. Alternativamente, el comando se puede cancelar en la misma ventana. Este proceso
se realiza con el conocido modo de operación seleccionar antes de operar. [10]
Figura 33. Ejemplo de Despliegue del Diagrama Unifilar con Diálogo de Control [10]
Antes de ejecutar un comando, la unidad de control de la bahía comprueba si ya se encuentra en
ejecución otro comando, y si las condiciones de enclavamiento permiten la ejecución de ese
comando. Adicionalmente, se controla la existencia de condiciones de bloqueo (por ejemplo, baja
presión de SF6) del dispositivo de maniobra. Para los interruptores, también se controla la función
de chequeo de sincronismo. Después de la culminación exitosa de estos controles se emite el
comando al dispositivo de maniobra. [10]
El enclavamiento de la bahía, así como también, el enclavamiento completo de la subestación, se
realiza utilizando expresiones lógicas implementadas en las unidades de control de la bahía, en
forma individual. Las expresiones para el enclavamiento de la subestación completa requieren las
indicaciones de posición de los objetos de maniobra de las otras bahías (por ejemplo, del
seccionador de barras), las cuales se transfieren a la unidad de control de la bahía
correspondiente, a través del bus entre bahías LON. [10]
86
Las secuencias automáticas de maniobra se utilizan para facilitar el trabajo del operador en caso
de operaciones comunes. El operador puede iniciar la secuencia, dando uno o dos comandos
solamente. La secuencia de control realiza una serie de comandos de control simples paso a paso.
Cada uno de ellos se comprueba con las funciones implementadas en las unidades de bahía
asociadas, es decir, con los criterios de bloqueo, chequeo de sincronismo, enclavamientos, etc.,
cada vez que se inicia. El procedimiento es exactamente igual como cuando se siguen los pasos
simples con el comando manual y por lo tanto, asegura una operación confiable y segura. Las
secuencias de control pueden incluir por ejemplo, las siguientes operaciones:
Conectar una línea o el alimentador de un transformador a una barra específica.
Desconectar una línea o el alimentador de un transformador de una barra específica. [10]
El manejo de eventos incluye todos los eventos (por ejemplo, los de los equipos de maniobra
hasta los dispositivos de protección), que pueden ser de interés durante la operación de la
subestación. Los eventos se generan cuando se producen cambios en el proceso o en el sistema
secundario. Cada evento se registra con su tiempo, tan cerca del proceso como sea posible, es
decir, en el nivel de detección en las unidades de bahía. La resolución del registro de tiempo de
las unidades de control y los dispositivos de protección es de 1 ms. También las acciones del
operador se protocolizan como eventos pero con una resolución menor (0.1 - 1 s). [10]
Cada unidad de control de bahía y cualquier otra unidad de adquisición y cualquier unidad de
comunicación, aseguran que no se pierdan eventos durante avalancha de eventos o momentos de
baja comunicación. Los eventos detectados descentralizadamente se transfieren al nivel de la
estación, donde entran en la memoria histórica de eventos en la memoria RAM del computador,
se almacenan en el disco duro y se protocolizan con una impresora, si esto es aplicable. [10]
Una alarma es un estado o un cambio de estado que debe ser reconocido por el operador. Las
alarmas están asignadas a una cierta clase. Esto permite la clasificación de la importancia de una
alarma según la severidad o impacto en el sistema. [10]
87
Cada alarma entra en la lista de alarmas y eventos tan pronto como aparece, y luego una vez que
vuelve a su condición normal. Cada vez que aparece una alarma, se genera una señal intermitente
de color rojo sobre la pantalla, sin tener en cuenta la figura que se esta presentando actualmente.
Seleccionando la señal roja, el operador se dirige directamente a la lista de alarmas. Sin embargo,
la alarma puede también reconocerse en la línea de alarma por debajo del encabezamiento de la
imagen. Se dispone de un anunciador de alarmas audiovisual externo SACO 64D4 con interfase
con el PC a través del bus LON. Este dispositivo SACO 64D4 provee contactos externos para
anunciadores de control audibles y LED's para la indicación visual de alarmas. La unidad incluye
4 módulos de 16 canales cada uno, de manera que se puede equipar con hasta 64 alarmas. [20]
Las unidades de control y protección de bahía se conectan a los transformadores de corriente y de
tensión principales. Los valores de potencia activa y reactiva se calculan a partir de los valores de
tensión y corriente medidos. La frecuencia se deriva de la tensión. [10]
Las mediciones se transmiten desde las unidades de bahía a través del bus LON, inmediatamente
después de un cambio mínimo preajustado de su valor o después de un intervalo de tiempo
predefinido. En el nivel de la estación, las mediciones se despliegan y almacenan para ser
utilizadas para supervisión, reportes y archivo. Para cada medición puede definirse un límite
superior e inferior, y se genera una alarma en el caso de una violación del límite. [10]
Cada unidad de control, protección y estación de trabajo del operador tienen su facilidad de
autosupervisión independiente. Cuando la función de autosupervisión detecta una falla, esta no
solo genera una alarma para atraer la atención del operador, sino que también provee información
detallada sobre la falla detectada. Por lo tanto, el operador puede dar instrucciones exactas al
personal de mantenimiento y así mantener el tiempo medio de reparación MTTR (Medium Time
To Repair), en un mínimo posible. [10]
El sistema de supervisión puede detectar una falla en el sistema de comunicación, ya sea en un
dispositivo de comunicación o en un enlace de comunicación, generando una alarma. Además, el
operador puede llamar a una ventana que muestre la condición de falla o de funcionamiento en
cualquier parte del sistema. [10]
88
4.3.8. Sistema de Telecomunicación de las Subestaciones de ELEVAL
El sistema de telecomunicación digital propuesto es a través de fibra óptica y fue seleccionado
por VEABB Automation. Por medio de este sistema, ELEVAL puede transmitir información
administrativa, operativa y comercial entre sus 5 subestaciones y oficinas, a fin de garantizar una
funcionalidad total de los servicios inherentes a una empresa del sector eléctrico. [20]
El sistema está configurado por un anillo a una velocidad de 8 Mbps (Megabits por Segundo),
con protección 1+1, filosofía que ofrece una mayor seguridad y confiabilidad en transmisión de
señales. [20]
El estándar de la red de comunicación será SDH (Jerarquía Digital Sincrónica). Esta es una
tecnología de transmisión de señales sincrónicas que ofrece redes de telecomunicación con
poderosos mecanismos para particionar, monitorear y controlar toda la capacidad de las vías de
transporte de una red. El incremento en la eficiencia que ofrece ese sistema proporciona, entre
varias ventajas, ahorro en los costos de operación debido a que permite la funcionabilidad de los
sistemas plexincrónicos existentes. El estándar SDH brinda las siguientes ventajas:
Simplifica las técnicas de multiplexión y demultiplexación.
Acceso directo a niveles tributarios, sin la necesidad de multiplexar / demultiplexar la señal
completa.
Mejora el desempeño del sistema debido al incremento en las tasas de transmisión.
Presenta la función de inserción y extracción de señales optimizando el uso de la red. [20]
Para el sistema se proponen los multiplexores universales tipo FOX-515. Este es un equipo de
alta confiabilidad diseñado para operar en sistemas de potencia donde son necesarios niveles
seguros de compatibilidad electromagnética, y para soportar interferencias y descargas típicas de
ambientes de alta y mediana tensión que podrían provocar el mal funcionamiento de los equipos.
[20]
89
El sistema FOX-515 es un multiplexor universal controlado por software, que se adapta a redes
de cualquier estructura y tamaño. Posee un número variado de interfases y una arquitectura
modular que permite añadir equipos o módulos fácilmente proporcionando un gran ancho de
banda para el transporte de señales como LAN, video e ISDN. [20]
El sistema posee las facilidades de protección 1+1, sistema de sincronismo con definición de
prioridad, reservas de canales para futuros servicios y sistema de gestión de red. [20]
Esta nueva plataforma de telecomunicaciones de alto rendimiento para sistemas de potencia que
integran estándares PDH y SDH en un sólo equipo, posee la ventaja de transmitir estructuras
STM-1 (155 Mbps) además de proveer canales de 2 Mbps y 64 Kbps en un mismo equipo, con el
fin de proveer conexión cruzada distribuida, la cual es parte de un concepto de redundancia que
provee una elevada confiabilidad. También se establece redundancia en las interfases de
alimentación y procesamiento central. [20]
El FOX-515 integra las interfases de protección digitales, las cuales permiten la transmisión
duplex de hasta 4 señales de protección y 8 entradas / salidas binarias. También se integran las
interfases de datos, voz y LAN, y se generan y analizan señales para el análisis remoto de las
conexiones de la red. [20]
En cada subestación interconectada se ha previsto un multiplexor flexible tipo FOX-515,
configurado para ofrecer servicios de voz, datos, teleprotección y SCADA. Se ha considerado un
esquema al nivel de 8 Mbps. Los equipos contendrán las siguientes interfases:
Transmisión: Interfaz óptica tipo TUNOS para la transmisión de señales eléctricas de 8 Mbps.
Voz: Interfaz de voz de 4 hilos tipo NEMCA para la interconexión de centrales telefónicas y
para la transmisión de datos a 4 hilos.
Datos: Interfaz de datos tipo UNIDA, que soporta un amplio rango de interfases y
velocidades, para la transmisión de señales binarias de telemedición y control remoto.
90
Teleprotección: Interfaz tipo TEBIT, la cual permite la transmisión duplex de 4 comandos de
protección. A través de ella se realiza la transmisión de las señales de protección de distancia
o de disparo directo transferido (DTT, ver subcapítulo 4.3.9). [20]
El dispositivo FOX-515 de la Subestación Esmeralda será ubicado en el tablero de
comunicaciones de la casa de mando (ver plano N° 9CE ESM EM-100, Casa de Mando,
Disposición de Equipos y Tableros). En este tablero también se coloca un teléfono conectado a la
interfase NEMCA del FOX-515. La red de telecomunicación se muestra en la figura 34.
Figura 34. Red de Telecomunicación Propuesta a ELEVAL
4.3.9. Diagrama Unifilar Detallado
Los requerimientos de protección de las bahías que llevaron a escoger los dispositivos
presentados en el subcapítulo anterior de automatización, se obtuvieron de los esquemas de
protección recomendados por CADAFE para una Subestación Tipo Nodal III [13], y por ABB
Power T&D [19]. Las protecciones necesarias para cada bahía, y su conexión con el resto del
equipamiento de la Subestación Esmeralda, se muestran en el plano N° 9CE ESM EE-002,
Diagrama Unifilar Detallado.
91
La numeración de las protecciones mostrada en este plano se basa en el estándar IEEE C.37.2-
1991 [19].
Hay que notar que gracias al uso de protecciones numéricas, las protecciones indicadas en el
plano no representan dispositivos físicos separados, sino mas bien funciones de los dispositivos
digitales de protección enumerados en el subcapítulo de automatización.
Las características de los equipos primarios mostrados en el unifilar detallado, son las que
corresponden a los equipos seleccionados con anterioridad, y fueron extraídas de los planos y
especificaciones de cada equipo. Estas características son las mismas que las resumidas
anteriormente en la tabla VI. Esto fija las relaciones de transformador, las potencias nominales y
las precisiones de los núcleos de medición y de protección de todos los transformadores de
tensión y de los transformadores de corriente de la subestación.
Las precisiones de los transformadores de corriente y de tensión que se observan en el diagrama
unifilar detallado, son las siguientes (designación según norma IEC):
5P20: 5% de error con 20 veces la corriente nominal (núcleo / devanado de protección).
5P30: 5% de error con 30 veces la corriente nominal (núcleo / devanado de protección).
CL 1: (Clase 1) 1% de error con el burden (carga) máximo (núcleo / devanado de medición).
CL 0.5: (Clase 0.5) 0.5% de error con el burden máximo (núcleo / devanado de medición).
CL 0.2: (Clase 0.2) 0.2% de error con burden máximo (núcleo / devanado de medición).
En las hojas 2 y 3 del diagrama unifilar detallado, se observa que se ha colocado una función de
protección de distancia (21) en cada bahía de línea, la cual ve el voltaje de la bahía por medio de
una conexión al devanado de protección del transformador de voltaje capacitivo (T5), y la
corriente de la bahía por medio de una conexión al núcleo de protección del transformador de
corriente (T1) del COMPASS, para poder ver una impedancia que depende de la distancia del
punto de falla al punto de ubicación en la bahía de las conexiones de medición del REL 561 (la
impedancia vista es igual a la tensión vista entre la corriente vista). Además, el REL 561 incluye
una función de recierre (79), la cual se activa para mandar a recerrar el COMPASS.
92
También hay protecciones de respaldo, que son las de sobrecorriente direccional de fase (67) y de
neutro (67N) del REF 545 CB. Este dispositivo, al igual que el REL 561, se conecta al núcleo de
protección del transformador de corriente (T1) del COMPASS , y al devanado de protección del
transformador de voltaje capacitivo (T5), para poder ver la direccionalidad de la corriente de
falla. Estas protecciones (las de distancia y las direccionales de sobrecorriente), en caso de
detectar una falla, mandan señales de disparo al interruptor del módulo COMPASS (Q1) para
provocar la apertura de las tres fases de la bahía de línea.
Se activa adicionalmente la función de protección de falla del interruptor (50BF) del REF 545
CB, que consiste en una función de sobrecorriente que manda una señal de disparo al interruptor
de la bahía de línea y una señal a la función de disparo y bloqueo de protección de falla del
interruptor (86BF) del REF 545, una vez que ha pasado el tiempo previsto para que el interruptor
abra, ante una sobrecorriente medida a través del transformador de corriente (T1). La falla podría
ser una avería en los relés direccionales de sobrecorriente, una pérdida de comunicación, o una
falla mecánica o eléctrica en el módulo COMPASS.
Cuando la función 86BF recibe señal de la función 50BF, la 86BF manda señales de disparo y de
bloqueo al interruptor COMPASS de enlace de barras (E12-Q0), al interruptor COMPASS de la
bahía de transformador (E11-Q0), y un disparo directo transferido (DTT) a través del cable de
guarda con fibra óptica (OPGW) de la Subestación Esmeralda, el cual llega hasta la Subestación
Planta Castillito en el caso de la bahía de entrada de línea 1 (E10), y hasta la Subestación
Manantial Provisional en el caso de la bahía de entrada de línea 2 (E20).
Además, en cada bahía de entrada de línea se tiene un medidor PML ION 7600 conectado al
núcleo de medición del transformador de corriente.
El interruptor de enlace de barras en 115 kV, estará normalmente cerrado, para proporcionar una
de las interconexiones entre Planta Castillito y Planta del Este. En el enlace de barras (hoja 4), se
ha colocado un función de chequeo de sincronismo (25), proporcionada por el REF 545 CM. Esta
compara el voltaje entre las dos secciones de la barra principal, y emite un comando Cerrar
Interruptor (iniciado por el operador o proveniente de la función de recierre automático), cuando
93
la diferencia entre las tensiones, ángulos de fase y frecuencias a ambos lados del interruptor se
encuentran dentro del rango preajustado.
En las bahías de salidas de transformador (hojas 5 y 6), se tiene un RET 521 con la función de
protección diferencial del transformador (87T), la cual manda una señal a la función de disparo y
bloqueo de transformador (86T), cuando detecta una diferencia fuera del rango preajustado, en
las corrientes vistas por los núcleos de protección de los transformadores de corriente (E11-T1 y
K18-T1 en el caso de la salida de transformación 1, y E21-T1 y K28-T1 en el caso de la salida de
transformación 2). El RET 521 incluye la función de regulación automática de tensión (90V), la
cual actúa sobre el cambiador de tomas, y obtiene su señal del transformador de voltaje de tres
devanados de medición de barra de 13.8 kV (T15 ó T25).
El REF 543 AB proporciona una función de sobrecorriente de fase temporizada (51), y una de
sobrecorriente instantánea de tierra (50G). Esta última se conecta al transformador de corriente
T12, cuyo primario se conecta entre la carcaza del transformador y tierra, para medir las
corrientes de fuga que pasan a través del aceite del transformador. Cuando la función 51 ó 50G
ven que se supera la corriente de disparo correspondiente, se manda una señal a la función 86T.
Los transformadores de corriente T11 y T12 forman parte del transformador de potencia, así
como la protección del cambiador de tomas (PCT), la protección Buchholz (BU), y la protección
térmica del transformador (49T).
El dispositivo REF 541 CB se conecta al devanado restante del transformador de corriente de
llegada a celdas (K18-T1 ó K28-T1), y al transformador de voltaje de tres devanados de medición
de barra de 13.8 kV (T15 ó T25) . Además de las funciones de sobrecorriente temporizada de fase
y de neutro, tiene activadas las funciones de medición de corriente, de voltaje, de energía activa y
de energía reactiva.
Cuando la función 86T recibe señal, manda señales de disparo y de bloqueo al interruptor
COMPASS de la bahía de transformador (E11-Q0 ó E21-Q0), y al interruptor de 13.8 kV de la
llegada a celdas (K18-Q0 ó K28-Q0). También se manda una señal de cierre al interruptor de
94
enlace de barras en 13.8 kV, el cual opera normalmente abierto. De esta manera, si un
transformador de potencia falla, los interruptores de 115 kV y 13.8 kV abren y separan la bahía
del transformador fallado del resto del circuito, y el interruptor de enlace de barras de 13.8 kV
cierra para alimentar todas las salidas de línea de 13.8 kV con sólo uno de los transformadores de
potencia.
En el enlace de barras de 13.8 kV (hoja 7), se coloca un REF 541 CB conectado al transformador
de corriente (T1) con las funciones de sobrecorriente temporizada de fase y de neutro activadas.
En cada celda de media tensión de salidas de línea en uso (salidas de la 2 a la 9, la 1 y 10 son para
cargas a futuro y no se equipan más que con el equipamiento con el que viene la celda), se
colocan medidores multifunción marca PML modelo ION 7350 conectados al núcleo de
protección del transformador de corriente (T1), y dispositivos REF 541 CB conectados al núcleo
de medición. Estos REF tienen activadas las funciones de protección de sobrecorriente
temporizada e instantánea de fase y de neutro, y una función de recierre de los interruptores de
13.8 kV (ver hojas de la 8 a la 17).
Los medidores ION 7350 de las salidas de línea tienen varias funciones de medición:
amperímetro, vatímetro, medidor de energía activa, varímetro y medidor de energía reactiva. Esto
es porque la medición en estos puntos de la subestación permite conocer el comportamiento de la
carga del circuito de distribución conectada a la subestación.
Los relés 95 son relés de supervisión de los circuitos de disparo de los interruptores que vienen en
dispositivos separados. Estos tienen la función de supervisar los circuitos de disparo de los
interruptores en 115 kV y 13.8 kV. Se colocan en los tableros de protección y en las celdas de
13.8 kV.
De los catálogos correspondientes se obtuvieron los siguientes consumos de potencia aparente
(burdens) máximos para cada equipo:
95
El REL 561 tiene un burden máximo de 0.25 VA en las entradas de corriente y de 0.2 VA en
las entradas de voltaje.
El RET 521 tiene un burden máximo de 0.25 VA en las entradas de corriente y de 0.2 VA en
las entradas de voltaje.
Todos los dispositivos tipo REF tienen una impedancia de entrada de 20 mΩ en las entradas
de corriente (de la multiplicación de este valor y la corriente nominal del secundario del
transformador de corriente (5 A) al cuadrado, se obtienen 0.5 VA de burden). En las entradas
de voltaje el catálogo indica 0.5 VA de burden.
Los medidores ION 7350 tienen un burden máximo de 0.0625 VA en la entradas de corriente
y de 0.05 VA en las entradas de voltaje.
Los medidores ION 7600 tienen un burden máximo de 0.15 VA en la entradas de corriente y
de 0.1 VA en las entradas de voltaje.
Se observa que estos dispositivos tienen un consumo bajo de potencia aparente, por ser equipos
digitales. En ninguna de las entradas de voltaje o corriente de cualquiera de los equipos
mencionados, se superan los 0.5 VA.
Las cargas nominales de los núcleos de los transformadores de corriente son:
Transformadores de corriente de los módulos COMPASS: 30 VA.
Transformadores de corriente de las celdas de media tensión: 10 VA.
Las cargas nominales de los devanados de los transformadores de tensión son:
Transformador de tensión capacitivo: 100 VA.
Transformador de tensión de 3 devanados de las celdas de media tensión: 10 VA.
En cualquier caso, no hay más que 1 dispositivo conectado por núcleo de transformador de
corriente o por devanado de transformador de tensión.
96
Los cables seleccionados son multiconductores de cobre blando de 4x10 AWG para las señales
de corriente, y 4x12 AWG para las señales de voltaje y control, con aislamiento PVC-PVC de
75 °C para 600 V. Estos cables son adecuados tanto para instalación en bancadas como en
canales, y cumplen con las especificaciones de la norma COVENIN 200 - 1999, para la
aplicación en estudio [22]. Este tipo de cables es suministrado por el fabricante venezolano
CABEL [23]. Las condiciones de operación se indican en la tabla VII.
Tabla VII. Condiciones de Operación de los Cables de Control y Medición
Descripción Und. Valor
Temperatura Ambiente °C 40
Temperatura Máxima de Operación °C 75
Factor de Potencia -- 0.85
Los cables de control y medición se usan entre los dispositivos de control y protección de bahías,
el sistema PISA de los equipos de maniobra y los transformadores de medición.
La corriente nominal del secundario de todos los transformadores de corriente de la subestación
es de 5 A. Esta es la máxima corriente que circula a través de los cables calibre 10 AWG que
están conectados a estos transformadores.
Las señales de control en ningún caso superan los 25 mA, según los catálogos de los equipos de
control, protección y medición a donde llegan los cables de control 12 AWG.
Un transformador de medición tendrá la precisión nominal en la reproducción en el secundario de
las corrientes primarias (en el caso de transformadores de corriente) o de los voltajes primarios
(en el caso de los transformadores de voltaje), siempre que la carga total conectada sea menor que
el burden nominal de transformador de medición. La carga estará formada por los dispositivos
externos que alimenta el transformador de medición, la impedancia del cable de medición con el
cual lo alimenta, y la impedancia del devanado secundario del transformador de medición. De
manera que se debe cumplir con la siguiente desigualdad:
97
B > Bt = Bd + I2.(Zl + Zs) (2)
B: Burden nominal del transformador de medición, en VA.
Bt: Burden total visto por el transformador de medición, en VA.
Bd: Burden total de los dispositivos conectados, en VA.
I: Corriente entregada por el secundario del transformador de medición, en A.
Zl: Impedancia del cable que une el transformador de medición y las cargas, en Ω.
Zs: Impedancia del devanado secundario del transformador de medición, en Ω.
Las entradas de voltaje están en el orden de los MΩ para todos los dispositivos, lo que indica que
por estas entradas hay un bajo consumo de corriente en todos los dispositivos de medición,
control y de protección (en el orden de los 60 μA), lo que implica un consumo de potencia
aparente despreciable en los cables de medición de voltaje y en el secundario del transformador
de voltaje. En base a esto y a (2), se puede concluir que los transformadores de voltaje de los
equipos de la subestación, son capaces de suplir sus respectivas cargas demandadas, las cuales
estarán alrededor de los 0.5 VA ( = Bd), ya que sólo se conecta un dispositivo por devanado.
Para cables de cuatro (4) conductores de cobre blando con aislamiento PVC-PVC de 75 °C
instalados en canales o bancadas, con temperatura ambiente de 40 °C, el fabricante CABEL [23]
indica una capacidad de carga de 30.8 A para el multiconductor 4x10 AWG, y de 22 A para el
multiconductor 4x12 AWG. De esto y los párrafos anteriores, se establece que los cables de
medición y control seleccionados pueden transmitir los niveles de corriente en cada caso.
La longitud del cable de medición o control más largo que puede tener el patio de la subestación,
desde los dispositivos de maniobra hasta los tableros de la casa de mando, es de 60 m, según se
estima realizando mediciones en el plano de fundaciones y en el plano de la casa de mando donde
se muestran los canales de cables. Utilizando esta longitud en todos los casos de los
transformadores de corriente de los módulos COMPASS para simplificar los cálculos y verificar
el peor caso, se obtienen los valores de resistencia y reactancia de referencia del cable de
medición de corriente que se muestran en la tabla VIII, con la ayuda del software WireGuide99
de la empresa norteamericana Mike Holt Enterprises [24].
98
Tabla VIII. Parámetros y Potencia Aparente Consumida por un Cable de Medición de Corriente de 60 m
Conductor Resistencia (Ω)
Reactancia (Ω)
Impedancia Efectiva (Ω)
Corriente Máxima (A)
Potencia Aparente (VA)
# 10 AWG 0.47244 0.0248 0.41463 5 10.4
En la tabla VIII, la potencia aparente consumida por los cables se obtiene de multiplicar la
impedancia efectiva del cable (Zl), por el cuadrado de 5 A.
Según el fabricante, la impedancia del devanado secundario de los transformadores de corriente
de los módulos COMPASS es de 0.3 Ω, así que Zs = 0.3 Ω. La potencia aparente consumida en
estos devanados será este valor por el cuadrado de 5 A: 7.5 VA. Entonces, el burden total visto
por estos transformadores de corriente será de: 7.5 VA + 10.4 VA + 0.5 VA = 18.4 VA, lo que es
menor a los 30 VA de burden nominal que poseen estos transformadores.
Los dispositivos conectados a los transformadores de corriente de las celdas de media tensión
(medidores ION 7350 y controladores / protecciones REF 541 CB), se encuentran dentro de las
mismas celdas de media tensión, así que se puede despreciar la potencia aparente consumida por
los cables de medición de corriente que hay entre los contactos de estos dispositivos y los
transformadores de corriente en las diferentes celdas. La impedancia del secundario de estos
transformadores es de Zs = 0.25 Ω, lo que implica un consumo en el devanado secundario de 6.25
VA, el cual es igual a Zs por el cuadrado de 5 A. Entonces, el burden total visto por estos
transformadores de corriente será de: 6.25 VA + 0.5 VA = 6.75 VA, lo que es menor a los 10 VA
de burden nominal que poseen estos transformadores.
Se concluye que las capacidades nominales de los transformadores de medición de la subestación
son suficientes en todos los casos.
99
4.3.10. Cálculo del Tiempo de Duración del Cortocircuito
Del catálogo del REL 561, se obtuvo un tiempo de operación para la función de distancia de
28 ms. El resto de protecciones de las bahías, como la diferencial del transformador de potencia y
las de sobrecorrientes de los REF, tienen un tiempo de operación en este orden. Este tiempo es el
de operación de los dispositivos de protección una vez que detectan un cortocircuito.
Las protecciones de respaldo se coordinan con respecto a los tiempos de operación de las
protecciones principales, añadiendo un intervalo de coordinación y el tiempo de despeje de fallas
del módulo COMPASS, el cual según el catálogo es de 50 ms.
El intervalo de coordinación IC es el mínimo intervalo que permite la operación de la protección
principal y el despeje de la falla por parte del interruptor. Los factores que influencian el IC son:
a) Tiempo de despeje de fallas del interruptor.
b) Margen de seguridad para compensar por posibles desviaciones en los valores de las
corrientes de falla, en la selección del ajuste del relé, en el tiempo de operación de la
protección principal, y en la relación del transformador de corriente.
c) Margen de seguridad para compensar la posible desviación en el tiempo de operación de la
protección de respaldo. [19]
El intervalo de coordinación debería estar en un rango entre los 0.2 y los 0.5 s. Un IC de 0.3 s se
usa comúnmente. Niveles más bajos deberían ser usados solamente después de revisar
cuidadosamente los puntos (a), (b) y (c) anteriores. [19]
Del catálogo del COMPASS se había obtenido 0.05 s para el despeje de fallas, con lo que se
cubre el punto (a). Para los puntos (b) y (c) podemos suponer 0.1 s en ambos, lo que da un IC de
0.25 s, el cual podemos llevar al valor comúnmente usado de IC = 0.3 s. Con este resultado se
obtiene: 0.028 s + 0.3 s + 0.05 s = 0.378 s. Redondeando por encima de este valor se toma:
Tiempo de despeje de fallas = 0.4 s.
100
4.3.11. Selección de los Cables de Media Tensión
Entre el lado de 13.8 kV del transformador de potencia, y las celdas de media tensión, hay un
cable que conduce la corriente hasta la celdas, con una longitud máxima de 38 m, la cual fue
calculada tomando mediciones del plano de fundaciones (se midió el lado más largo del canal
tipo CR y el canal tipo DR, por donde vienen los cables desde los transformadores de potencia,
tomando en cuenta la pendiente que estos canales necesitan para dejar correr el agua que se
pudiera introducir en los canales), y de la sección A-A de la disposición de equipos (se tomó en
cuenta la altura de las celdas de media tensión y de las copas terminales para cables de 13.8 kV
en los transformadores de potencia).
Desde el punto en donde los cables derivan a las celdas de media tensión, hasta la conexión con
los transformadores de servicios auxiliares (pasando por el canal tipo DR en el plano de
fundaciones), se necesitan 6.5 m de cable.
Según las especificaciones técnicas de las subestaciones tipo Nodal III de CADAFE [13], los
cables deben ser monopolares de cobre con aislamiento EPR-PVC de 15 kV con pantalla de cinta
de cobre. Los cables seleccionados cumplen con estos requerimientos. Serán suministrados por el
fabricante ALCAVE.
Los cables seleccionados son monopolares de cobre blando trenzado clase B, con aislamiento de
EPR-PVC de 90 °C para 15 kV. Según la norma COVENIN 200 - 1999 [22], el calibre mínimo
de los cables debe ser #2 AWG. Los calibres se determinan en base al más exigente de los
siguientes criterios:
Capacidad de carga.
Caída de Tensión.
Capacidad de Cortocircuito.
Las condiciones de operación son las indicadas en la tabla IX.
101
Tabla IX. Condiciones de Operación del Cable de 15 kV
ID Descripción Und. Valor
Ta Temperatura Ambiente °C 40
Tmax Temperatura Máxima de Operación °C 90
Icc Corriente de Cortocircuito kA 20.05
t Tiempo de Duración del Cortocircuito s 0.4
Fp Factor de Potencia -- 0.85
Ic Corrientes de Carga:
Salida del Transformador de Potencia (lado de MT) A 1255
Llegada al Transformador de Servicios Auxiliares (lado de MT) A 3.1
La temperatura máxima de operación viene dada por la temperatura nominal del cable, la cual es
determinada por el aislamiento que este posea.
El valor de corriente de cortocircuito a considerar es el más alto dado en la tabla IV para el lado
de 13.8 kV, el cual corresponde a la corriente de cortocircuito trifásica.
El tiempo de duración del cortocircuito fue determinado en el subcapítulo anterior. La corriente
de carga a la salida del transformador de potencia (en el lado de 13.8 kV), se calculó en el
subcapítulo 4.2.
Según las especificaciones técnicas de las subestaciones tipo Nodal III de CADAFE [13], los
transformadores de servicios auxiliares deben ser dos transformadores trifásicos de 75 kVA cada
uno. De la ecuación (1) en el subcapítulo 4.2, se obtiene que la corriente nominal del
transformador de servicios auxiliares en el lado de 13.8 kV (lado de MT) es de 3.1 A.
Capacidad de Carga:
Según la norma COVENIN 200 - 1999 [22], se debe seleccionar el conductor de manera que
opere al 80 % de su corriente nominal In, por lo que:
In ≥ Ic * 1.25 (3)
102
La capacidad de corriente nominal de los conductores se puede determinar a partir de las tablas X
y XI suministradas por el fabricante de cables ALCAVE. Se consideran los factores de corrección
necesarios para llevar la capacidad de carga a la temperatura ambiente de operación del
conductor.
Tabla X. Corrientes Admisibles Para Diferentes Calibres de un Cable Monopolar de 15 kV
75 100 75 100 75 100
2 191 179 172 156 163 1461 218 204 196 177 186 165
1/0 249 232 224 201 211 1882/0 284 265 254 228 240 2123/0 325 302 289 259 273 2414/0 371 344 330 294 310 273250 408 378 362 322 339 298300 452 418 399 355 374 328350 496 457 436 387 409 357400 533 490 468 414 438 382500 608 557 531 468 495 431600 670 613 583 513 543 471750 762 695 660 579 614 531
1000 890 807 705 668 710 611
7. Aplicar los factores de correción para temperaturas ambientes distintas a 20 °C.
1. Conductores de cobre.
6. Todos los cables con igual carga.
3. Temperatura de la tierra: 20 °C.4. Frecuencia: 60 Hz.5. Resistividad térmica de la tierra: 90 °C - cm / vatio.
TIPO DE AISLACION: GENKENE O EPRCALIBRE
CONDICIONES:
TRES SEIS NUEVENUMERO DE CABLES EN EL CABLEDUCTO
CORRIENTES ADMISIBLES (A)
AWG o
MCM
FACTOR DE CARGA (%)
2. Temperatura máxima permisible del conductor en operación continua: 90 °C
Aplicando la ecuación (3) a los valores mostrados en la tabla IX, se obtienen los resultados
mostrados en tabla XII.
103
Tabla XI. Factores de Corrección de las Corrientes Admisibles
1520253035404550 0.76
1.071.041.000.960.930.870.850.80
TEMPERATURA AMBIENTE (°C)
FACTORES DE CORRECCION DE LAS CORRIENTES ADMISIBLES
10
TEMPERATURA DE REFERENCIA DE LA TABLA: 20 °CTEMPERATURA DEL CONDUCTOR: 90 °C
Tabla XII. Corrientes Nominales Mínimas de los Cables de 15 kV
Descripción Und. Valor
Salida del Transformador de 115/13.8 kV A 1569
Llegada al Transformador de Servicios Auxiliares A 3.9
Tabla XIII. Parámetros Eléctricos de Cables de 15 kV 100 % EPR-PVC
CALIBRE RESISTENCIA ca @90°C
DIAMETRO DEL CONDUCTOR SEPARACION INDUCTANCIA
REACTANCIA INDUCTIVA
DIAMETRO S/C INTERNO
DIAMETRO AISLAMIENTO
CAPACITANCIAREACTANCIA CAPACITIVA
AWG ó MCM Ohm/Km mm mm mH/Km Ohm/Km mm mm Uf/kM Ohm-Km
2 0.6643 6.8 25 0.450 0.1696 7.8 16.7 0.197 13,466 1 0.5266 7.6 26 0.435 0.1639 8.6 17.5 0.211 12,578
1/0 0.4182 8.6 27 0.419 0.1580 9.6 18.5 0.228 11,659 2/0 0.3328 9.6 28 0.405 0.1526 10.6 19.5 0.245 10,815 3/0 0.2627 10.8 30 0.390 0.1470 11.8 20.7 0.267 9,950 4/0 0.2091 12.1 31 0.377 0.1420 13.1 22.0 0.289 9,178 250 0.1772 13.2 32 0.369 0.1390 14.5 23.4 0.313 8,482 300 0.1479 14.5 34 0.361 0.1362 15.8 24.7 0.335 7,918 350 0.1262 15.7 36 0.353 0.1331 17.0 25.9 0.356 7,461 400 0.1103 16.7 37 0.347 0.1307 18.0 26.9 0.373 7,119 500 0.0886 18.7 39 0.336 0.1266 20.0 28.9 0.407 6,522 600 0.0736 20.6 41 0.327 0.1232 21.9 30.8 0.439 6,042 700 0.0631 22.3 43 0.320 0.1206 23.6 32.5 0.468 5,669 750 0.0589 23.0 44 0.317 0.1196 24.3 33.2 0.480 5,529 800 0.0552 23.8 45 0.314 0.1185 25.1 34.0 0.493 5,377 900 0.0492 25.4 48 0.316 0.1192 26.7 35.6 0.520 5,096 1000 0.0442 26.9 50 0.314 0.1183 28.2 37.1 0.546 4,859
PARAMETROS ELECTRICOS CABLES 15 KV 100% EPR-PVC
A la mbres y Ca bl es Venezo la nos C.A.
104
Se han seleccionado los conductores de acuerdo a los resultados de la tabla XII y a las tablas de
ampacidad X y XI. Las características eléctricas y el área de los conductores para los calibres
correspondientes fueron obtenidas de la tabla XIII proporcionada por el fabricante Alcave. En la
tabla XIV se presentan los calibres seleccionados para cada caso y las características de los
cables.
Tabla XIV. Características de los Cables de 15 kV Seleccionados por Capacidad de Carga
Alimentador de Salida del Transformador de Potencia
Descripción Und. Valor
Aislamiento -- EPR-PVC
Calibre MCM 750
Número de Conductores por Fase -- 3
Sección mm2 380
Capacidad de Carga @ 40 °C A 590
Resistencia A.C. @ 90 °C Ω/km 0.0589
Reactancia Inductiva 60 Hz Ω/km 0.1196
Longitud m 38
Alimentador de Llegada al Transformador de Servicios Auxiliares
Descripción Und. Valor
Aislamiento -- EPR-PVC
Calibre AWG 2
Número de Conductores por Fase -- 1
Sección mm2 33.62
Capacidad de Carga @ 40 °C A 152
Resistencia A.C. @ 90 °C Ω/km 0.6643
Reactancia Inductiva 60 Hz Ω/km 0.1696
Longitud m 6.5
Como se observa para la salida del transformador de 115/13.8 kV, el cable de media tensión será
monopolar y se usarán tres por fase, con las fases instaladas en cableductos separados. De manera
que hay tres cables por cableducto. La capacidad de carga es de 590 A * 3 = 1770 A, lo que es
mayor a los 1569 A requeridos que se indican en la tabla XII.
105
Para el transformador de servicios auxiliares, habrá sólo un cable monopolar calibre 2 AWG por
fase, con capacidad de carga de 152 A, lo que es mucho mayor a los 3.9 A requeridos a la llegada
de este transformador (lado de MT) que se indican en la tabla XII.
Caída de Tensión:
Según la norma COVENIN 200 - 1999 [22], se permite una caída de tensión máxima de 1 %.
Para calcular la caída de tensión se emplea la siguiente expresión:
kVn10) senX cos(RLI3V c
% ⋅⋅θ⋅+θ⋅⋅⋅⋅
=Δ (4)
ΔV%: Caída de tensión, en por ciento (%).
R: Resistencia del conductor, en Ω/km.
X: Reactancia inductiva del conductor, en Ω/km.
cos θ: Factor de potencia.
Ic : Corriente de carga, en A.
L: Longitud del conductor, en km.
kV: Tensión de operación, en kV.
n: Número de conductores por fase.
Aplicando la ecuación (4), se obtienen los resultados de la tabla XV.
Tabla XV. Caídas de Tensión en los Alimentadores de Media Tensión
Alimentador %ΔV Salida del Transformador de Potencia 0.0226 Llegada al Transformador de Servicios Auxiliares 0.0002
De los resultados obtenidos se observa que los alimentadores cumplen con la condición de caída
de tensión menor al 1 %.
106
Capacidad de Cortocircuito:
Para determinar el área necesaria para cumplir con los requerimientos de cortocircuito, se utiliza
la ecuación de Onderdonk para conductores de cobre, tal como se indica a continuación:
(5)
A: Area del conductor, en circular mils (CM).
Icc: Corriente de cortocircuito, en A.
Tmax: Temperatura máxima de operación, en °C.
Ta: Temperatura ambiente, en °C.
t: Tiempo de duración del cortocircuito, en s.
Para determinar el área del conductor en milímetros cuadrados (mm2), se multiplica el valor de la
misma en circular mils por el factor de conversión de 507 * 10-6 mm2/CM.
De la ecuación (5), se obtiene que el área mínima de conductor necesaria por capacidad de
cortocircuito es de 269993 CM = 137 mm2. Se observa que el cable del alimentador de salida del
transformador de potencia cumple con este requisito (A = 380 mm2), pero el cable del
alimentador de llegada al transformador de servicios auxiliares es de A = 33.62 mm2. Por lo
tanto, para ese caso se seleccionará un conductor calibre 300 MCM (A = 152 mm2) de modo tal
de satisfacer las condiciones exigidas. Se escoge el de 300 MCM porque ya el de 250 MCM no
cumple con la condición de área mínima (A = 126.75 mm2).
Se concluye que los alimentadores de media tensión tendrán los siguientes calibres:
Salida del transformador de potencia: 3 x 750 MCM.
Llegada al transformador de servicios auxiliares: 1 x 300 MCM.
A = Icc
33 * t
Tmax + 234 Ta + 234Log10
107
4.3.12. Diseño de la Malla de Puesta a Tierra de la Subestación Esmeralda
La puesta a tierra es uno de los puntos más importantes dentro de los sistemas de transmisión y
distribución de energía eléctrica. La conexión a tierra de un sistema eléctrico, permite drenar a
tierra las corrientes armónicas y las corrientes de falla, proteger contra descargas atmosféricas, y
colocar las carcazas de los equipos (masa) al voltaje de referencia al conectarlos a tierra, de
manera que una persona que toque la carcaza no sufrirá una descarga.
Un sistema de puesta a tierra seguro tiene dos objetivos:
Conducir la corriente eléctrica al terreno bajo condiciones normales y de falla sin exceder
ninguno de los límites de operación del equipo o afectando adversamente la continuidad del
servicio.
Asegurar que una persona en la vecindad de una instalación conectada a tierra no esté
expuesta al peligro de un choque eléctrico crítico. [27]
Durante condiciones típicas de falla, la corriente que fluye al terreno producirá en éste gradientes
de potencial tanto adentro como afuera de los límites de la subestación. La figura 35 muestra esta
situación para una subestación con un sistema de malla rectangular de conexión a tierra en un
terreno homogéneo. [27]
A menos que las precauciones adecuadas sean tomadas en el diseño, los máximos gradientes de
potencial a lo largo de la superficie del terreno pueden ser de magnitud suficiente durante
condiciones de falla a tierra para poner en peligro a una persona en el área cercana a la
subestación. [27]
Los efectos de la corriente eléctrica pasando a través de las partes vitales del cuerpo humano
dependen del tiempo de duración, magnitud, y frecuencia. La consecuencia más peligrosa en
este tipo de exposición es en el corazón, pudiéndose producir la fibrilación ventricular. Un buen
diseño del sistema de puesta a tierra, determina que las corrientes de choque eléctrico puedan
ser mantenidas por debajo del límite de fibrilación. [27]
108
Figura 35. Superficies Equipotenciales en Una Malla de Puesta a Tierra Rectangular Típica [27]
La malla de tierra consiste en un sistema de electrodos de puesta a tierra horizontales y verticales,
que se cruzan e interconectan entre sí, formados por conductores enterrados en el suelo, que
proveen una conexión a tierra común a los equipos y estructuras metálicas de la subestación.
El conductor de la malla de tierra es comúnmente de cobre. Este material tiene las ventajas de
poseer una alta conductividad y ser resistente a la corrosión. [27]
El potencial de tierra remota se define para un punto distante de tierra alejado lo suficiente de la
subestación como para considerarse con potencial de 0 V. [27]
El GPR es el potencial máximo que la malla de tierra de una subestación puede tener relativo a
un punto distante de tierra con potencial de tierra remota. El GPR es igual al máximo de corriente
que será conducida por la malla, por la resistencia de la malla. En condiciones normales, los
equipos puestos a tierra operan con un potencial de tierra cerca de los 0 V, de manera que el
109
potencial de un neutro puesto a tierra es casi igual al potencial de tierra remota. Durante una falla
a tierra, la porción de la corriente de falla que es llevada por la malla de tierra de la subestación
hacia tierra causa la elevación de la tensión de la malla con respecto a la tierra remota. [27]
La tensión de toque se define como la diferencia de potencial entre el GPR y la superficie
equipotencial en el punto donde una persona está parada con una mano en contacto con una
estructura puesta a tierra. [27]
La tensión de malla se define como la máxima tensión de toque que puede encontrarse dentro de
la malla de puesta a tierra. [27]
La tensión de paso se define como la diferencia entre el voltaje de las dos superficies
equipotenciales sobre las que se posan los pies de una persona dentro de una subestación, con 1
m de separación entre los pies y sin tocar ningún objeto puesto a tierra. [27]
La resistividad del terreno depende del tipo de terreno y de su compactación, y disminuye con
el aumento de humedad, salinidad y temperatura. La resistividad de la tierra varía entre 0.01
Ω.m y 1 Ω.m para el agua de mar, y alcanza los 109 Ω.m para la roca de arena comprimida. Se
considera 10 Ω.m como el nivel inusualmente bajo de resistividad, y 10000 Ω.m como el nivel
inusualmente alto. [28]
En el terreno hay usualmente varias capas, cada una de diferente resistividad. Los cambios
laterales de resistividad son graduales y despreciables, al menos en las vecindades del sitio en
estudio. En la mayoría de los casos, las mediciones mostrarán que la resistividad ρa, es función de
la profundidad z, principalmente. [28]
El diseño de la malla de puesta a tierra debe lograr mantener las tensiones de malla y de paso de
la subestación dentro de los límites de tensión permisibles, los cuales se definen en base al límite
de la descarga de fibrilación. Si con el diseño preliminar se establece un espaciamiento entre
conductores que establece tensiones de toque y de paso por encima de los límites, el diseño se
puede refinar de las siguientes formas:
110
Disminución en el espaciamiento entre conductores.
Disminución de la resistencia de puesta a tierra. Al disminuir la resistencia de puesta a tierra
disminuye el GPR. Para esto se pueden incluir jabalinas de puesta a tierra. Estas ayudan a
alcanzar las capas profundas del terreno. También se puede aumentar el área ocupada por la
malla. Generalmente, la malla de tierra debe extenderse por lo menos 1 m fuera de la cerca
perimetral de la subestación.
Conducir parte de la corriente de falla por otros caminos distintos a los de la malla de tierra.
Esto se puede lograr añadiendo más cables de guarda o disminuyendo la resistencia de puesta
a tierra de las torres vecinas a la subestación de las líneas de transmisión. [27]
A lo largo de la superficie de la subestación, se esparce una capa de piedra picada con el fin de
incrementar la resistencia de contacto entre los pies y el terreno. La piedra picada mejora también
la superficie de movimiento de equipos y vehículos dentro de la subestación. El área cubierta por
la piedra picada es generalmente del tamaño suficiente para validar la suposición de que el pie o
pies están en contacto con un material de resistividad uniforme en toda el área de la superficie de
la subestación. [27]
La formulación y especificaciones en las que se basa el diseño de la malla de tierra de la
Subestación Esmeralda, provienen de las normas IEEE 80 [27]. También se observaron las
especificaciones para el sistema de puesta a tierra de las normas CADAFE NS-P [14].
La obtención de una configuración de la malla de tierra y de las jabalinas con la cual se cumplan
con las tensiones de toque y de paso, y se minimice la resistencia de puesta a tierra, es un proceso
de diseño iterativo, por lo que hubo que programar una hoja de cálculo en Microsoft Excel
llamada: “Cálculo de la Malla de Puesta a Tierra”. En este programa se usaron macros (módulos
de programación para las aplicaciones de Microsoft) basadas en el lenguaje Visual Basic.
La hoja de cálculo y las macros de Visual Basic programadas, se muestran en los anexos
(subcapítulo 7.2). En la hoja de cálculo, los datos que debe introducir el usuario están resaltados
en azul, y los resultados más importantes están dentro de un recuadro. Para cada variable, se
111
indica su símbolo según la IEEE 80, de manera de facilitar el seguimiento del programa. Para ver
las ecuaciones usadas en la hoja de cálculo, hay que referirse a la norma IEEE 80 [27].
Los datos de la malla de tierra se muestran en la tabla XVI. Como la subestación es de 36 x 40 m,
la malla de tierra es de 38 x 42 m, debido a que se extiende 1 m fuera de la cerca de la
subestación. La resistividad de las capas de terreno y el espesor de la primera capa fueron
estimados en base a un estudio de suelos que realizó ELEVAL, el cual da el tipo de suelo y las
profundidades de las capas. Sin embargo, las mediciones de resistividad no se han realizado aún,
y hasta ese momento no se tendrán valores reales de las resistividades de las capas del suelo.
Tabla XVI. Datos de la Malla de Tierra de la Subestación Esmeralda
Lado Mayor de la Malla m 38.0Lado Menor de la Malla m 42.0Resistividad de la 1ª Capa ρ1 (si se modelan 2 capas de suelo) Ω.m 300Resistividad de la 2ª Capa ρ2 (si se modelan 2 capas de suelo) Ω.m 350Espesor de la 1ª Capa H (si se modelan 2 capas de suelo) m 3.00Resistividad equivalente del terreno ρ Ω.m 330Resistividad Capa Superficial ρs Ω.m 3000Espesor Capa Superficial h s m 0.1Area de la Malla A m² 1596Profundidad de la Malla h m 0.5
Tiempo de Despeje de la Falla t f seg 0.40Temperatura Máxima de Operación °C 450Temperatura Ambiente °C 40
Corriente de Falla a Tierra I f Lado AT A 10964Corriente de Falla a Tierra I f Lado BT A 18981Relación X/R del Sistema - 10Factor de Decremento D f - 1.033Corriente de Diseño de los Conductores (Lado de Mayor I f ) A 19600Cantidad de torres de transmisión de la línea de AT por km N t - 2.857Resistencia de puesta a tierra de las torres de AT R tg Ω 22.0Impedancia de los cables de guarda Z 1 Ω/km 1.80Cantidad de cables de guarda en la línea de AT N c - 2Impedancia equivalente de los cables de guarda y torres Z eq Ω 1.861Factor Divisor de Corriente S f (depende de R g ) % 34.33%Corriente de Diseño del Espaciamiento I G (Lado AT) A 3887
DATOS DEL TERRENO
DATOS DE CONEXION
DATOS DE CORRIENTE DE FALLA Y DE LA LINEA DE TRANSMISION DE AT DE ENTRADA
112
Las uniones a usar entre los conductores de la malla, son del tipo exotérmicas, las cuales ofrecen
mejoren características de resistencia mecánica y contacto que las uniones a compresión.
Además, la temperatura máxima de operación de las uniones exotérmicas es de 450 ºC, y la de las
uniones a compresión es de 250 ºC.
La corriente de falla a tierra a usar para el diseño de la malla, es la del lado de AT, ya que el nivel
de cortocircuito en el lado de MT es menor en vista de la impedancia introducida por los
transformadores de potencia y la resistencia de puesta a tierra. En cuanto a la tabla IV, los NCC
mayores del lado de 13.8 kV se deben a que fueron calculados por ELEVAL suponiendo una
resistencia de puesta a tierra igual a 0 Ω. El nivel de cortocircuito a tierra en AT que se usa en el
diseño de la malla, es el de fase-tierra, ya que el NCC de fase-fase-tierra es menor en AT. Como
llegan dos cables de guarda de la línea doble terna de 115 kV a la subestación, la corriente
máxima que circula por la malla en el caso de una falla a tierra es de 3887 A, según los cálculos.
En la tabla XVII se muestran los resultados de la selección del calibre de los conductores de
cobre de 97 % de conductividad de la malla de tierra. En base a la corriente que circula por la
malla, la sección transversal de los conductores requerida es de 58.26 mm2, la cual corresponde a
conductores calibre 2/0 AWG (A = 67.43 mm2). Según especificaciones de ABB, el calibre
mínimo a usar deberá ser 4/0 AWG, por razones mecánicas (A = 107.22 mm2). Así que los
conductores de la malla de tierra serán todos de calibre 4/0 AWG.
En esta tabla se muestra el resultado del espaciamiento entre conductores (2 m) y la longitud
requerida de conductor de cobre (1684 m). En la tabla XVIII, se muestra que se requiere de 16
jabalinas de copperweld de 5/8” (0.625 pulg.) de 2.44 m cada una. Estos valores de diámetro y
largo son los de las jabalinas convencionales en Venezuela. De las 16 jabalinas, 4 se ponen en los
vértices de la malla, una a la mitad de cada arista de la malla (4 en total), 3 en cada punto donde
se ubican los descargadores de sobretensión (6 en total), y 1 por cada neutro de AT de los
transformador de potencia (2 en total), para la puesta a tierra franca del neutro del sistema.
Los valores de espaciamiento y de cantidad de jabalinas se obtienen después de varias iteraciones
hasta conseguir cumplir con los voltajes de toque y de paso y minimizar la resistencia de puesta a
113
tierra. Después de este punto, la adición de otro conductor a lo largo de la malla o de otra
jabalina, no influye significativamente en la disminución de los voltajes de toque y de paso o de
la resistencia de puesta a tierra.
Tabla XVII. Calibre y Longitud Requerida del Conductor de la Malla de Tierra de la Subestación Esmeralda
En la tabla XVIII se muestran los resultados restantes. Se ha usado el criterio de los 70 kg de la
IEEE 80 [27], para el cálculo de las tensiones de toque y de paso tolerables, el cual es menos
exigente que el criterio de los 50 kg. Las fórmulas usadas en los cálculos son las que
corresponden al caso de jabalinas en el perímetro y dentro de la malla. Se obtiene una resistencia
de puesta a tierra de 3.56 Ω, una tensión de toque del 82.55 % de la tolerable, y una tensión de
paso del 64.65 % de la tolerable, de manera que el diseño es apropiado.
La malla de puesta a tierra de la Subestación Esmeralda se muestra en el plano Nº 9CE ESM EM-
005. Allí se puede observar la ubicación de las 16 jabalinas y como la malla debe rodear las
fundaciones profundas de los transformadores de potencia, de la casa de mando, de las celdas de
media tensión y de los pórticos de 115 kV. Esto sucede porque la malla está enterrada a 0.5 m
bajo la capa de piedra picada, y debe rodear las fundaciones que alcanzan profundidades mayores
a esta. Las profundidades de las fundaciones de los módulos COMPASS son de 20 cm bajo la
capa de piedra picada, por lo que no desvían la malla de tierra. En el caso de las fundaciones del
pórtico derecho de la subestación, se corrió el conductor de la malla hacía la izquierda, pero se
añadió un conductor adicional al otro lado de la fundación para cumplir con el requisito de
mantener un espaciamiento igual o menor a los 2 m.
Sección Transversal Requerida del Conductor mm² 58.26
Calibre Mínimo del Conductor: 13.30 mm 4/0
Lado Mayor de la Malla m 38.0Lado Menor de la Malla m 42.0Espacio Entre Conductores Paralelos D m 2.00N° de Conductores Paralelos al Lado Mayor - 20N° de Conductores Paralelos al Lado Menor - 22Longitud Total del Conductor de la Malla L c m 1684.0
CalibreDiámetro
CALCULO DE LA RETICULA DE MALLA DE PUESTA A TIERRA
Resultado del Calibre del Conductor
114
Tabla XVIII. Parámetros del Sistema de Puesta a Tierra de la Subestación Esmeralda
Tensión de Toque Tolerable E touch V 1.056.77Tensión de Paso Tolerable E step V 3.482.36
Factor de Reflexión K - -0.80Factor de Reducción del Terreno C s - 0.72
Tensión de Toque E m V 872.33Resistividad del Suelo ρ Ω.m 330Factor de Espaciamiento Para Tensión de Toque K m - 0.316Factor Correctivo por Geometría de la Malla K i - 3.761Máxima Corriente de la Malla I G A 3.887Longitud Total del Conductor de la Malla L c m 1.684.0
Factor de Espaciamiento Para Tensión de ToqueFactor de Espaciamiento Para Tensión de Toque K m - 0.316 Número de Jabalinas n R - 16Espacio Entre Conductores Paralelos D m 2.00 Diámetro de las Jabalinas 2.b pulg 0.625Profundidad de la Malla h m 0.5 Longitud de las Jabalinas L r m 2.44N° Efectivo de Conductores Paralelos de la Cuadrícula n - 21.06Diámetro del Conductor de la Malla d m 0.01330Factor Correctivo del Efecto de las Jabalinas K ii - 1.000Factor Correctivo por Profundidad de los Conductores K h - 1.225
Factor Correctivo por Geometría de la Malla Resistencia de Puesta a Tierra R g Ω 3.560Factor Correctivo por Geometría de la Malla K i - 3.761 Resistividad Aparente ρ a Ω.m 330.00
Resistencia de la Malla R 1 Ω 3.567Calculo de Tensión de Paso Resistencia de las Jabalinas R 2 Ω 10.258Tensión de Paso E s V 2.251.33 Resistencia Mutua R m Ω 3.774Resistividad del Suelo ρ Ω.m 330 Coeficiente k 1 - 1.37Factor de Espaciamiento Para Tensión de Paso K s - 0.605 Coeficiente k 2 - 5.64Factor Correctivo por Geometría de la Malla K i - 3.761Máxima Corriente de la Malla I G A 3.887Longitud Total del Conductor de la Malla L s m 1.296.2
Factor de Espaciamiento Para Tensión de PasoFactor de Espaciamiento Para Tensión de Paso K s - 0.605 Potencial Máximo de la Malla GPR V 13839.17Espacio Entre Conductores Paralelos D m 2.00Profundidad de la Malla h m 0.50N° Efectivo de Conductores Paralelos de la Cuadrícula n - 21.06
El Diseño Es Apropiado:
Tensión de Toque 82.55% de la Tensión de Toque TolerableTensión de Paso 64.65% de la Tensión de Paso Tolerable
TENSIONES TOLERABLES
CALCULO DE LA TENSION DE TOQUE
CALCULO DE LA TENSION DE PASO
JABALINAS
RESISTENCIA DE PUESTA A TIERRA
POTENCIAL MÁXIMO DE LA MALLA
115
5. CAPITULO V. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
En el diseño de una subestación se debe: preservar la seguridad, aumentar la disponibilidad,
reducir el espacio necesario, reducir el tiempo de diseño, reducir el tiempo de instalación, reducir
el tiempo de mantenimiento, disminuir los costos y disminuir la cantidad de equipos y materiales
necesarios.
La demanda de eficiencia en la gestión de la energía establece una creciente presión sobre las
sociedades eléctricas, provocando nuevos adelantos tecnológicos como la aparición de las
subestaciones IAIS o subestaciones compactas con control numérico aisladas en aire. Estas se
caracterizan por el ahorro en espacio, y en costos de equipamiento y fundaciones a través del uso
de módulos de maniobra compactos, por esquemas del tipo barra simple, y por sistemas digitales
de comunicación, control y protección; lo que otorga a las subestaciones IAIS una alta
disponibilidad y flexibilidad.
La Subestación Esmeralda es una subestación IAIS que se beneficia de estos nuevos conceptos y
adelantos tecnológicos, a través del uso de: módulos COMPASS, equipamiento primario y
secundario moderno de alta flexibilidad y confiabilidad, un sistema de automatización con
control distribuido fundamentado en dispositivos digitales de eficiencia comprobada, en un bus
de procesamiento de alta velocidad y en el software de control y supervisión MicroScada; y un
sistema de telecomunicación a través de cables de guarda con fibra óptica OPGW y el confiable
dispositivo de comunicación FOX-515.
La ingeniería de diseño es un proceso iterativo que se facilita si se usan sistemas de diseño
asistido por computadora (CAD), como el programa AutoCAD 2000, el cual fue utilizado para
elaborar los planos. Gracias a la representación precisa de las dimensiones de los equipos e
instalaciones de la subestación que se lograron bajo este sistema, a las posibilidades de medición
en plano directamente de la computadora, y a las funciones de ampliación en pantalla (zoom in /
out), los cálculos de diferentes parámetros de la subestación tales como: zonas de protección
contra descargas atmosféricas, disposición de los conductores de la malla de tierra, longitud de
116
los alimentadores de media tensión, de los cables de guarda y de los cables de medición y
control; fueron directos y fáciles de ejecutar.
Los resultados obtenidos en las etapas de la ingeniería de la subestación que lograron ser
completadas durante la pasantía, se han entregado al cliente (ELEVAL) tal cual como se han
presentado en este informe (aunque usando el debido formato de entrega de las memorias de
cálculo, y los tamaños de hojas normalizados que cumplen con la escala indicada en los planos),
y se están aplicando actualmente en el diseño de los aspectos restantes de la Subestación
Esmeralda: diagrama trifilar, esquemas funcionales, esquemas de conexión, listas de materiales,
servicios auxiliares de c.a. y c.c., etc.
Se recomienda que en la ingeniería de detalle que resta por ejecutar, se use la misma metodología
aplicada aquí y se sigan las normas IEC aplicables, o en su defecto las normas ANSI o las normas
de CADAFE.
Se recomienda la revisión de la ingeniería completada para la Subestación Esmeralda, como una
base para el diseño de la Subestación Manantial, que está comenzando a diseñarse en este
momento. Se pueden aprovechar la mayoría de los resultados de la Subestación Esmeralda, ya
que la Subestación Manantial (después de su etapa provisional), será idéntica a la Subestación
Esmeralda en cuanto a dimensiones, disposición de equipos y equipos seleccionados. Se
recomienda aprovechar las memorias de cálculo y planos realizados, siempre y cuando se
verifiquen los resultados y se apliquen las modificaciones necesarias para la Subestación
Manantial, tanto en su etapa provisional como final.
Al realizar lo recomendado en el párrafo anterior, se comienza con un proceso de estandarización
de las subestaciones tipo H de ABB. La estandarización permite ejecutar la ingeniería de una
subestación en tiempos más cortos, lo que reduciría los tiempos de entrega, y aumentaría la
competitividad de la empresa. Actualmente ABB está manejando esta idea a través del concepto
de “Subestaciones Estándar PS-1”. Se recomienda revisar este concepto, para ver hasta que punto
resulta beneficiosa la estandarización y para determinar su aplicación en proyectos futuros.
117
6. CAPITULO VI. REFERENCIAS
[1] ABB.
“ABB Venezuela. Quienes Somos”
Página Web en línea: http://www.abb.com.ve. ABB. 2001.
[2] ABB.
“ABB's News Center”
Página Web en línea: http://www.abb.com. ABB. 2001.
[3] Reiley Zegarra, Roberto Israel.
“Desarrollo de la Ingeniería de Detalle de los Servicios Auxiliares de la S/E Cerro Negro
115/34.5 kV”
Informe Final de Pasantía Larga. Universidad Simón Bolívar. Sartenejas, 2001.
[4] Rifaldi, Alfredo; Sacchi, Jorge N. L.
“Técnica de la Alta Tensión”
INTESA S.A. (PDVSA-INTEVEP). Marzo, 1999.
[5] Martín, José Raúl.
“Diseño de Subestaciones Eléctricas”
Editorial McGraw Hill. México, 1990.
[6] ABB Electric Systems Technology Institute.
“Electrical Transmission and Distribution Reference Book”
ABB Power T&D Company Inc. 5ta edición. Raleigh, North Carolina, 1997.
[7] Kristoffersson, Ola; Cederblad, Lars; Adolfsson Morgan.
“IAIS para Subestaciones Inteligentes con Instalaciones de Distribución Exteriores
Compactas”
ABB Substations AB. Västeras, Suecia, 1999.
118
[8] Lundquist, J; Sölver, C-E.
“Disponibilidad de Subestaciones Utilizando Equipamiento Compacto vs. Equipamiento
Convencional”
ABB Switchgear. Suecia, 1999.
[9] ABB Substation Automation Oy.
“Substation Automation and Protection”
Página Web en línea: http://www.abb.com/substationautomation.
ABB Substation Automation Oy. Västeras, Suecia, 2001.
[10] ABB Power Automation AG.
“Sistema de Automatización de Subestaciones”
Catálogo N° 1MRB520087. ABB Power Automation AG. Baden, Suiza, 1999.
[11] ABB T&D División ADDA.
“COMPASS: Soluciones Para Subestaciones de Alta Tensión”
Catálogo N° FD519. ABB T&D División ADDA. Lodi, Italia, 2001.
[12] ELEVAL.
“Proyecto Plan de Expansión de Transmisión. Alcance”
ELEVAL: Electricidad de Valencia C. A. Valencia, 2000.
[13] CADAFE.
“Subestación Tipo Nodal III. Especificaciones Técnicas”
CADAFE: C. A. de Administración y Fomento Eléctrico. Caracas, 1977.
[14] CADAFE NS-P.
“Normas Para Proyectos de Subestaciones”
CADAFE: C. A. de Administración y Fomento Eléctrico. Caracas, 1984.
119
[15] ABB Calor Emag.
“Switchgear Manual”
ABB Calor Emag. 9na Edición. Schaltanlagen, Alemania, 1995.
[16] CADAFE NS-E.
“Normas Para Equipos de Subestaciones”
CADAFE: C. A. de Administración y Fomento Eléctrico. Caracas, 1984.
[17] Siegert C., Luis A.
“Alta Tensión y Sistemas de Transmisión”
Editorial Limusa. Caracas, 1997.
[18] PFISTERER.
“Conectores para Subestaciones de hasta 800 kV”
FUNACA: Fundación Nacional Cabimas C. A. Catálogo 1996-1997. Cabimas, 1997.
[19] ABB Power T&D Company Inc. Relay Division.
“Protective Relaying Theory and Applications”
Editorial Marcel Dekker Inc. Coral Springs, Florida, 1994.
[20] VEABB Automation.
“Sistema de Automatización y de Comunicación de las Subestaciones de ELEVAL”
Oferta Q02UTUA10043. Caracas, 2002.
[21] Listas Electrónicas.
Página Web en línea: http://elistas.net
Sección de listas de Ingeniería Eléctrica. 2001.
[22] CODELECTRA.
“COVENIN 200: 1999. Código Eléctrico Nacional”
CODELECTRA: Comité de Electricidad de Venezuela. 6ta Revisión. Caracas, 1999.
120
[23] CABEL.
“Cables CABEL. Catálogo”
CABEL: Industria Venezolana de Cables Eléctricos. Valencia, 1990.
[24] Mike Holt Enterprises.
Software “WireGuide99. Versión 4.16”
Oltek Software. Florida, 1999.
[25] Sorrentino, Elmer.
Apuntes de clases de la materia: “Sistemas de Protección I. CT-4222”
Profesor Elmer Sorrentino. Universidad Simón Bolívar. Sartenejas, 2001.
[26] IEC 1024.
“Lightning Protection System”
IEC: International Electrotechnical Commission, 1990.
[27] IEEE Std. 80-2000.
“IEEE Guide for Safety in AC Substation Grounding”
IEEE: Institute of Electrical and Electronical Engineers, Inc. Nueva York, 2000.
[28] IEEE Std. 81-1983.
“IEEE Guide for Measuring Earth Resistivity, Ground Impedance, and Earth Surface
Potentials of a Ground System”.
IEEE: Institute of Electrical and Electronical Engineers, Inc. New York, 1983.
121
7. CAPITULO VII. ANEXOS
7.1. Lista de Planos
PLANO N° NOMBRE
1 PLANTA DE TOPOGRAFIA MODIFICADA.
9CE ESM EE-001 DIAGRAMA UNIFILAR GENERAL.
9CE ESM EM-030 ABB COMPASS 145 kV. DIMENSIONES.
UA104693 SISTEMA BARRA NABLA 145 kV.
1HSA 201-0394 DIMENSION DRAWING PEXLIM Q096-XH123.
9CE ESM EM-050 TRANSFORMADOR DE TENSION CAPACITIVO 115 kV. DIMS. Y ESQUEMAS.
9CE ESM EM-080 CADENA DE AISLADORES DE AMARRE SIN TENSOR 115 kV.
PD 1001 TABLERO DE MEDIA TENSION. VISTAS Y FUNDACIONES.
9CE ESM EM-001 DISPOSICION DE EQUIPOS. PLANTA.
9CE ESM EM-002 DISPOSICION DE EQUIPOS. SECCION A-A.
9CE ESM EM-003 DISPOSICION DE EQUIPOS. SECCION B-B.
9CE ESM LT-005 LISTA DE CONECTORES DE ALTA TENSION.
MR11340J40W CONNESSIONE DI GIUNZIONE.
9CE ESM EM-021 MONTAJE DE CONECTORES DE ALTA TENSION. PLANTA.
9CE ESM EM-022 MONTAJE DE CONECTORES DE ALTA TENSION. SECCION A-A.
9CE ESM EM-006 SISTEMA DE APANTALLAMIENTO. PLANTA.
9CE ESM EM-007 SISTEMA DE APANTALLAMIENTO. SECCION A-A.
9CE ESM EM-008 SISTEMA DE APANTALLAMIENTO. SECCION B-B.
9CE ESM EM-085 CABLE GUARDA GUAYA DE ACERO. DETALLES.
9CE ESM EM-100 CASA DE MANDO. DISPOSICION DE EQUIPOS Y TABLEROS.
9CE ESM CV-080 DISPOSICION GENERAL DE FUNDACIONES.
9CE ESM EE-002 DIAGRAMA UNIFILAR DETALLADO.
9CE ESM EM-005 MALLA DE PUESTA A TIERRA.
Nota: Los planos cuyo código comienza con 9CE ESM fueron elaborados por el pasante. El resto
fue elaborado por departamentos de VEABB distintos a VEABB UTMS. El plano 1 fue
elaborado por ELEVAL.
122
7.2. Programa “Cálculo de la Malla de Puesta a Tierra” Basado en la Norma IEEE 80-2000
La hoja de cálculo del programa se muestra al final de este subcapítulo.
Macros en Visual Basic:
Sub irdatos()
Sheets("Datos").Select
Range("A1").Select
End Sub
Sub irconduc()
Sheets("Conductor y Reticula").Select
ActiveWindow.ScrollRow = 1
Range("A1").Select
End Sub
Sub irtension()
Sheets("Tensiones de Toque y Paso").Select
Range("A1").Select
End Sub
Sub irmenu()
Sheets("Menu Principal").Select
Range("A1").Select
End Sub
Sub nuevo()
Range("A1").Select
Sheets("Conductor y Reticula").Select
Range("D43").Select
ActiveCell.FormulaR1C1 = ""
123
Sheets("Tensiones de Toque y Paso").Select
Range("I27").Select
ActiveCell.FormulaR1C1 = ""
Range("I26").Select
ActiveCell.FormulaR1C1 = ""
Range("I25").Select
ActiveCell.FormulaR1C1 = ""
Sheets("Datos").Select
Range("D7").Select
ActiveCell.FormulaR1C1 = ""
Range("D8").Select
ActiveCell.FormulaR1C1 = ""
Range("D9").Select
ActiveCell.FormulaR1C1 = ""
Range("D10").Select
ActiveCell.FormulaR1C1 = ""
Range("D11").Select
ActiveCell.FormulaR1C1 = ""
Range("D12").Select
ActiveCell.FormulaR1C1 = ""
Range("D13").Select
ActiveCell.FormulaR1C1 = ""
Range("D15").Select
ActiveCell.FormulaR1C1 = ""
Range("D17").Select
ActiveCell.FormulaR1C1 = ""
Range("D18").Select
ActiveCell.FormulaR1C1 = ""
Range("D19").Select
ActiveCell.FormulaR1C1 = ""
Range("D21").Select
ActiveCell.FormulaR1C1 = ""
Range("D22").Select
ActiveCell.FormulaR1C1 = ""
Range("D23").Select
ActiveCell.FormulaR1C1 = ""
Range("D26").Select
ActiveCell.FormulaR1C1 = ""
124
Range("D27").Select
ActiveCell.FormulaR1C1 = ""
Range("D28").Select
ActiveCell.FormulaR1C1 = ""
Range("D29").Select
ActiveCell.FormulaR1C1 = ""
Range("D6").Select
ActiveCell.FormulaR1C1 = ""
End Sub
Sub exotermi()
Range("D18").Select
ActiveCell.FormulaR1C1 = "=450"
End Sub
Sub compresio()
Range("D18").Select
ActiveCell.FormulaR1C1 = "=250"
End Sub
Sub arreglo_caso1()
no_jab
no_jab_perim
Range("A12").Select
End Sub
Sub arreglo_caso2()
si_jab
no_jab_perim
Range("A12").Select
End Sub
125
Sub arreglo_caso3()
si_jab
si_jab_perim
Range("A12").Select
End Sub
Sub no_jab_perim()
Range("E17").Select
ActiveCell.FormulaR1C1 = "=R[1]C*R[2]C*R[3]C*R[4]C/(R[5]C+R[8]C[4]*R[10]C[4])"
Range("E30").Select
ActiveCell.FormulaR1C1 = "=1/(2*R[-2]C)^(2/R[-2]C)"
End Sub
Sub si_jab_perim()
Range("E17").Select
ActiveCell.FormulaR1C1 = _
"=R[1]C*R[2]C*R[3]C*R[4]C/(R[5]C+R[8]C[4]*R[10]C[4]*(1.55+1.22*R[10]C[4]/SQRT('Datos'!R[-11]C[-
1]^2+'Datos'!R[-10]C[-1]^2)))"
Range("E30").Select
ActiveCell.FormulaR1C1 = "=1"
End Sub
Sub no_jab()
Range("G21").Select
ActiveCell.FormulaR1C1 = "Ud. seleccionó un arreglo sin jabalinas:"
Range("G22").Select
ActiveCell.FormulaR1C1 = "No es necesario que coloque los datos de las jabalinas."
Range("I25").Select
ActiveCell.FormulaR1C1 = ""
Range("I33").Select
ActiveCell.FormulaR1C1= "=R[-15]C[-4]*(1/(R[-11]C[-4]+R[-8]C*R[-6]C)+1/SQRT(20*Datos!R[-19]C[-
5])*(1+1/(1+R[-6]C[-4]*SQRT(20/Datos!R[-19]C[-5]))))"
Range("I36").Select
ActiveCell.FormulaR1C1 = ""
126
Range("I37").Select
ActiveCell.FormulaR1C1 = ""
End Sub
Sub si_jab()
Range("G21").Select
ActiveCell.FormulaR1C1 = "Ud. seleccionó un arreglo con jabalinas:"
Range("G22").Select
ActiveCell.FormulaR1C1 = "Por favor coloque todos los datos de las jabalinas -->"
Range("I35").Select
ActiveCell.FormulaR1C1 = _
"=IF(AND(Datos!R[-27]C[-5]<>0,Datos!R[-26]C[-5]<>0,Datos!R[-25]C[-5]<>0),Datos!R[-27]C[-
5]/(3.1416*R[-13]C[-4])*(LN(2*R[-13]C[-4]/SQRT(R[-6]C[-4]*R[-8]C[-4]))+R[3]C*R[-13]C[-4]/SQRT(Datos!R[-
21]C[-5])-R[4]C),Datos!R[-24]C[-5]/(3.1416*R[-13]C[-4])*(LN(2*R[-13]C[-4]/SQRT(R[-6]C[-4]*R[-8]C[-
4]))+R[3]C*R[-13]C[-4]/SQRT(Datos!R[-21]C[-5])-R[4]C))"
Range("I36").Select
ActiveCell.FormulaR1C1 = _
"=R[-2]C/(2*3.1416*R[-11]C*R[-9]C)*(LN(8*R[-9]C/(R[-10]C*0.0254))-1+2*R[2]C*R[-
9]C/SQRT(Datos!R[-22]C[-5])*(SQRT(R[-11]C)-1)^2)"
Range("I37").Select
ActiveCell.FormulaR1C1 = "=R[-3]C/(3.1416*R[-15]C[-4])*(LN(2*R[-15]C[-4]/R[-10]C)+R[1]C*R[-15]C[-
4]/SQRT(Datos!R[-23]C[-5])-R[2]C+1)"
Range("I33").Select
ActiveCell.FormulaR1C1 = "=(R[2]C*R[3]C-R[4]C^2)/(R[2]C+R[3]C-2*R[4]C)"
End Sub
Sub liviano()
Range("E5").Select
ActiveCell.FormulaR1C1 = _
"=(1000+1.5*R[4]C*Datos!R[7]C[-1])*0.116/(SQRT(Datos!R[12]C[-1]))"
Range("E6").Select
ActiveCell.FormulaR1C1 = _
"=(1000+6*R[3]C*Datos!R[6]C[-1])*0.116/(SQRT(Datos!R[11]C[-1]))"
Range("A12").Select
End Sub
127
Sub pesado()
Range("E5").Select
ActiveCell.FormulaR1C1 = _
"=(1000+1.5*R[4]C*Datos!R[7]C[-1])*0.157/(SQRT(Datos!R[12]C[-1]))"
Range("E6").Select
ActiveCell.FormulaR1C1 = _
"=(1000+6*R[3]C*Datos!R[6]C[-1])*0.157/(SQRT(Datos!R[11]C[-1]))"
Range("A12").Select
End Sub
Sub imptodo()
Sheets(Array("Datos", "Conductor y Reticula", "Tensiones de Toque y Paso")).Select
Sheets("Datos").Activate
ActiveWindow.SelectedSheets.PrintOut Copies:=1, Collate:=True
Sheets("Menu Principal").Select
End Sub
Sub impdatos()
Sheets("Datos").Select
ActiveWindow.SelectedSheets.PrintOut Copies:=1, Collate:=True
End Sub
Sub impcond()
Sheets("Conductor y Reticula").Select
ActiveWindow.SelectedSheets.PrintOut Copies:=1, Collate:=True
End Sub
Sub impresul()
Sheets("Tensiones de Toque y Paso").Select
ActiveWindow.SelectedSheets.PrintOut Copies:=1, Collate:=True
End Sub