media tension

5/21/2018 Media Tension

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DISEO DE SUBESTACIONES DE MEDIA TENSIN

JAVIER ANDRS LINARES ESCOBAR

UNIVERSIDAD AUTONOMA DE OCCIDENTEFACULTAD DE INGENIERA

DEPARTAMENTO DE ENERGTICA Y MECNICAPROGRAMA DE INGENIERA ELCTRICA

SANTIAGO DE CALI2009


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DISEO DE SUBESTACIONES DE MEDIA TENSIN

JAVIER ANDRS LINARES ESCOBAR

Proyecto de Grado Para optar el ttulo deIngeniero Electricista

Modalidad Pasanta Institucional

DIRECTOR:LUIS EDUARDO ARAGN RANGEL

Ingeniero Electricista Magister en Sistemas de Generacin Elctrica.

Profesor Hora Ctedra Programa de Ingeniera Elctrica

AsesorHEYDER PAREDES PIEDRAHITA

Ingeniero Electricista

UNIVERSIDAD AUTONOMA DE OCCIDENTEFACULTAD DE INGENIERA

DEPARTAMENTO DE ENERGTICA Y MECNICAPROGRAMA DE INGENIERA ELCTRICA

SANTIAGO DE CALI2009


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Nota de aceptacin:

Aprobado por el comit de Gradoen cumplimiento de los requisitosexigidos por la UniversidadAutnoma de Occidente para optar alttulo ingeniero electricista.

ENRIQUE CIRO QUISPE OQUEAFirma del jurado

GABRIEL GONZLEZ P.Firma del jurado

Santiago de Cali, 03 de Agosto de 2009


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CONTENIDO

Pg.

RESUMEN 14

INTRODUCCIN 15

1. DIMENSIONAMIENTO DE SUBESTACIONES ELCTRICAS 17

1.1DEFINICONES Y TERMINOS UTILIZADOS. 17

1.1.1 Diseo 17

1.1.2 Subestacin elctrica 17

1.1.3 Ingeniera Preliminar 17

1.1.4 Ingeniera Bsica 17

1.1.5 Ingeniera de Detalle 17

1.2 NIVELES DE TENSIN 18

1.3 EQUIPOS DE MANIOBRA 18

1.3.1 Interruptor 18

1.3.2 Seccionador 19

1.3.3 Cuchilla de Puesta a Tierra 19

1.4 DISPOSICIN FISICA 19

2. CONSIDERACIONES DE DISEO 20

2.1 CONFIGURACIN DE SUBESTACIONES ELCTRICAS 20

2.1.1 Confiabilidad 20

2.1.2 Flexibilidad 20

2.1.3 Seguridad 21


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2.2 CONFIGURACIN DE BARRAS 21

2.2.1 Conexiones de la barra principal 21

2.2.2 Barraje sencillo 21

2.2.3 Barraje sencillo seccionado 21

2.2.4 Barraje principal mas barraje de transferencia 21

2.2.5 Barraje doble 22

2.2.6 Barraje doble con seccionador de "By-pass 22

2.2.7 Barraje doble con seccionador de transferencia 22

2.2.8 Barraje doble mas barraje de transferencia 22

2.3 CONFIGURACIONES DE INTERRUPTOR 23

2.3.1 Anillo 23

2.3.2 Interruptor y medio 23

2.5 CLASIFICACIN DE SUBESTACIONES ELCTRICAS 23

2.5.1. Por su operacin 24

2.5.2. Por la funcin que desempean 24

2.5.3. Por su composicin 24

3. METODOLOGA DE CLCULO 25

3.1 DIAGRAMA UNIFILAR 25

3.2 SELECCIN DE CONDUCTORES 25

3.2.1 Corriente nominal 25

3.2.2 Conductores para acometidas 25

3.2.3 Conductores para barrajes 25


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3.3 SELECCIN DE DISPOSITIVOS DE PROTECCIN CONTRASOBRETENSIONES - DPSs 26

3.3.1 Consideraciones 26

3.3.2 Nivel de proteccin para impulso tipo rayo (NPR o LIPL) 27

3.3.3 Nivel de proteccin para impulso de maniobra (NPM o SIPL) 27

3.4 SOBRETENSIONES 28

3.4.1 Sobretensiones temporales 28

3.4.2 Sobretensin de maniobra 28

3.4.3 Sobretensiones atmosfricas 28

3.5 COORDINACIN DE AISLAMIENTO 29

3.5.1 Tensin soportada al impulso tipo atmosfrico (BIL o LIWL). 30

3.5.2 Tensin soportada al impulso tipo maniobra (BSL o SIWL 30

3.5.3 Factor de seguridad 30

3.5.4 Tensin mxima. 30

3.6 CLCULOS DE NIVELES DE AISLAMIENTO 30

3.7 DIMENSIONAMIENTO DE LA SUBESTACIN 33

3.7.1 Distancias de diseo. 33

3.7.1.1 Determinacin de distancias dielctricas en la subestacin. 33

3.7.1.2 Distancias de seguridad. 34

3.7.1.3 Altura de los equipos sobre el nivel del suelo 35

3.7.1.4 Altura de las barras colectoras sobre el nivel del suelo 36

3.7.1.5 Altura de remate de las lneas de transmisin. 36

3.8 APANTALLAMIENTO 36


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3.8.1 Definiciones NTC- 4552 37

3.8.1.1 Sistema de proteccin externo contra rayos SPE. 37

3.8.1.2 Terminal de captacin o dispositivo de interceptacin de rayos(Air Terminal) 37

3.8.1.3 Anillo equipotencial (Equipotencial Ring). 37

3.8.1.4 Conductor bajante (Down Conductor). 37

3.8.1.5 Puesta a tierra de proteccin contra rayos PTPR. 37

3.8.1.6 Transitorio (Transient). 37

3.8.2 Metodologa. 37

3.8.3 Determinacin del nivel de riesgo. 38

3.8.4 Nivel cerunico. 39

3.8.5 Densidad de descargas atmosfricas (DDT). 39

3.8.6 ndice de riesgo por rayo. 41

3.8.6.1 ndice de gravedad. 41

3.8.7 Sistema integral de proteccin. 44

3.8.8 Sistema de proteccin externo. 44

3.8.8.1 Distancia de cebado. 45

3.8.8.2 Esfera rodante. 45

3.8.8.3 Terminales de captacin 47

3.8.8.4 Bajantes y derivaciones. 47

3.8.9 Instalacin de tierra. 48

3.8.9.1 Proteccin interna. 49

3.9 CLCULO DE MALLA DE PUESTA A TIERRA 49


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3.9.1 Funcin de una malla de puesta a tierra. 50

3.9.2 Requisitos de una malla de puesta a tierra. 50

3.9.3 Tensiones de paso y contacto permisibles 51

3.9.3.1 Tensin de paso. 51

3.9.3.2 Tensin de contacto 51

3.9.4 Dimensionamiento de una malla de puesta a tierra. 52

3.9.4.1 Seleccin del conductor de la Malla de puesta a tierra 53

3.9.4.2 Tensiones Reales de Paso y de Contacto. 53

3.9.4.3 Determinacin de los coeficientes km, ki, ks. 54

3.9.4.4 Valor de la Resistencia de la Malla 55

3.9.4.5 Corriente de la Malla 55

3.9.4.6 Comparaciones de tensin 56

3.10 CLCULO DE TRANSFORMADORES DE POTENCIAL (TPs) 56

3.10.1 Tensin nominal secundaria 56

3.10.2 Cargabilidad o capacidad nominal de los TPs 57

3.10.3 Exactitud de los TPs 57

3.10.3.1 Para medicin: Las clases de exactitud segn las normasIEC-600186. 57

3.11 CLCULO DE TRANSFORMADORES DE CORRIENTE (TCs) 58

3.11.1 Valores Nominales 58

3.11.1.1 Corriente primaria nominal. 58

3.11.1.2 Corrientes secundarias nominales 58

3.11.2 Cargabilidad o capacidad nominal para medicin de los TCs 58


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3.11.3 Cargabilidad o capacidad nominal para proteccin de los TCs. 59

3.11.4 Clases de exactitud de los transformadores de corriente 59

4. MANUAL DE USUARIO DEL APLICATIVO DimeSEMT 60

5. CONCLUSIONES 77

6. RECOMENDACIONES 78

BIBLIOGRAFA 79

ANEXOS


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LISTA DE TABLAS

Pg.

Tabla 1. ndice de riesgo por rayos 41

Tabla 2. Valores del ndice relacionado con el uso de la estructura 42

Tabla 3. Valores del ndice relacionado con el tipo de estructura 42

Tabla 4. Valores del ndice relacionado con la altura y el rea 42

Tabla 5. Niveles de Gravedad 43

Tabla 6. Matriz de factor de riesgo 43

Tabla 7. Clasificacin del nivel de riesgo 44

Tabla 8. Valores Normalizados segn ANSI para los TPs 57

Tabla 9. Valores Normalizados segn ANSI para los TCs 59


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LISTA DE FIGURAS

Pg.

Figura 1. Representacin esquemtica de los diferentes tipos desobretensiones 29

Figura 2. Diagrama de Flujo del procedimiento para obtener el BIL de unequipo por mtodo convencional. 32

Figura 3. Impulso de corriente tipo rayo 36

Figura 4. Proceso de Impacto de un Rayo 38

Figura 5. Mapa de Nivel Cerunico de Colombia 40

Figura 6. Sistema de Proteccin externo 45

Figura 7. Distancia de cebado 45

Figura 8. Mtodo de la esfera rodante 46

Figura 9. Zona de cobertura de una punta captadora 46

Figura 10. Fotos DEHN, Catalogo de productos. Elementos Captadores 47

Figuras 11. Fotos DEHN, Catalogo de productos, Bajantes y Derivadores 48

Figura 12. Sistema de Equipotencialidad 49

Figura 13. Tensin de Paso Ep y de Contacto Et. 52

Figura 14. Hoja de inicio Principal 60

Figura 15. Parmetros ambientales 61

Figura 16. Transformador 62

Figura 17. Interruptor 63


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Figura 18. Seccionador 64

Figura 19. Cuchilla de puesta a tierra 64

Figura 20. Acometidas 65

Figura 21. DPSs 66

Figura 22. Distancias elctricas 67

Figura 23. Distancias de seguridad 68

Figura 24. Sistema de puesta a tierra 69

Figura 25. Nivel de riesgo 71

Figura 26. Nivel de riesgo valores ndices tabla 2 y 3 72

Figura 27. Nivel de riesgo matriz de nivel de riesgo. 73

Figura 28. TCS 73

Figura 29. TPS 75


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LISTA DE ANEXOS

Pg.

Anexo A. Aplicativo DimeSEMT. (Archivo adjunto en la carpeta de anexos)


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RESUMEN

Las principales partes de una subestacin son los equipos para realizar maniobrasoperacionales, los cuales se agrupan en configuraciones normalizadas.

En la seleccin de la configuracin elctrica conveniente, se debe tomar en cuentala confiabilidad, flexibilidad y seguridad de esta, para mantener la continuidad delsuministro an durante trabajos de mantenimiento y en condiciones de falla.

El aplicativo DimeSEMT desarrollado aplicando la herramienta Microsoft OfficeExcel, recrea la forma adecuada de suplir los requerimientos elctricos para eldimensionamiento de subestaciones elctricas de media tensin en concordanciacon los lineamientos de la Norma Tcnica Colombiana NTC2050 y el ReglamentoTcnico de Instalaciones Elctricas - RETIE.

El documento se ha dividido en cuatro captulos. En el primer captulo se aborda laconcepcin general de dimensionamiento de subestaciones elctricas y se dan lasdirectrices conceptuales en las cuales se enmarca el desarrollo del aplicativo. Enparticular se definen conceptos de ingenieras preliminar, bsica y de detalle, loscuales es imperativo diferenciar a instancias de lograr los objetivos de un proyectode dimensionamiento.

En el captulo 2 estn las consideraciones de diseo, haciendo particular nfasis

en las diferentes configuraciones aplicables a subestaciones de media tensin yse definen los conceptos de seguridad, confiabilidad y flexibilidad, necesarios paradiscernir en torno a la mejor seleccin.

As mismo en el captulo 3 se establecen los criterios bsicos para dimensionarbarras, conductores, equipos de maniobra, equipos de proteccin,transformadores de potencial y de corriente, distancias de seguridad y el sistemade malla de puesta a tierra.

Para el captulo 4 se confeccion el manual de usuario donde se encuentran pasoa paso las instrucciones bsicas y de forma clara para ejecutar el aplicativo MS

Excel, DimeSEMT.


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INTRODUCCIN

Este proyecto se fundament en el dimensionamiento de subestaciones elctricasde media tensin mediante el desarrollo de una herramienta computacionalsencilla como lo es Microsoft Office Excel.

El aplicativo Microsoft Office Excel desarrolla el procedimiento dedimensionamiento de subestaciones elctricas de media tensin como clculodigital, orientado a facilitar de forma dinmica el aprendizaje en los cursos dediseo elctrico.

El dimensionamiento se centra en las particularidades de una subestacin detransformacin 34.5kV/13.2kV, desde el clculo de los equipos, hasta el clculo delas acometidas.

Es necesario y obligatorio hoy en da acondicionar todo tipo de construccin civilya sea industrial o residencial con instalaciones elctricas debidamente diseadasy calculadas para garantizar el menor riesgo de daos a los bienes y a laspersonas.

Por tal razn este proyecto se bas en recomendaciones de las normas,resoluciones y reglamentos vigentes en el territorio colombiano, como lo son laNorma Tcnica Colombiana NTC 2050 primera actualizacin y el Reglamento

Tcnico de Instalaciones Elctricas-RETIE versin de Agosto 6 de 2008.

El propsito de construir de manera tcnica con base en la reglamentacinvigente, cualquier tipo de instalacin elctrica, es garantizar un servicio seguro alas personas que la utilizan, ya sea que se va a encender una bombilla o se vaya arealizar una maniobra de apertura de un seccionador de media tensin.

Este proyecto entrega el aplicativo MS Excel DimeSEMT como primeraherramienta ptima para los procedimientos requeridos por Proyectos deIngeniera S.A. PROING S.A. para dar respuesta a las diferentes necesidades de

sus clientes en las reas de dimensionamiento de subestaciones elctricas demedia tensin y se configura en el primer eslabn en el desarrollo de materialdidctico seguro y confiable para los cursos de Diseo Elctrico en elDepartamento de energtica y Mecnica de la facultad de Ingeniera de laUniversidad Autnoma de Occidente.

El aplicativo MS Excel DimeSEMT ha considerado en su desarrollo el ilustrar cmose debe cumplir con todos los requerimientos tcnicos que exigen la normatividadcolombiana y los diferentes fabricantes de equipos, con el fin de obtener unfuncionamiento seguro y confiable de los mismos.


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DimeSEMT est concebido para soportar al ingeniero electricista que tenga quever con proyectos de esta envergadura, razn por la cual el usuario debe tenerbases slidas en diseo de subestaciones con el nimo de colegir los resultados.

El desarrollo del aplicativo MS Excel DimeSEMT parti de la recopilacin dememorias de clculo de ejercicios de clase, validando los procedimientos al tenorde las recomendaciones y exigencias de la norma NTC 2050 y del RETIE. Laestructuracin dada a esta primera versin busc facilitar el que sirva como basepara prximos desarrollos que lo complementen y consoliden como unaherramienta computacional orientada al diseo de subestaciones elctricas decualquier nivel de tensin.


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1. DIMENSIONAMIENTO DE SUBESTACIONES ELCTRICAS

1.1DEFINICONES Y TERMINOS UTILIZADOS.

1.1.1 Diseo. Reto creativo que parte de la concepcin, traza y disposicin deelementos que caracterizan un objeto u obra.

1.1.2 Subestacin elctrica. Nodo de un sistema elctrico de potencia, dotadode equipos de maniobra con los cuales se hace posible modificar la topologa dedicho sistema para atender consignas operativas, aislar eventuales condiciones defalla o adelantar tareas de mantenimiento.

1.1.3 Ingeniera Preliminar. Ingeniera que define un marco conceptual deldiseo con el fin de hacer recomendaciones y presupuestar opciones.

El diseo o ingeniera preliminar abarca solamente aspectos fundamentales queinciden sobre la viabilidad de la subestacin, ofreciendo como resultado aspectostcnicos y econmicos para el desarrollo de la Ingeniera Bsica.

1.1.4 Ingeniera Bsica. Ingeniera que define filosofa y generalidades de losrequerimientos de equipos incluyendo especificaciones tcnicas y memorias declculo.

Incluye conceptos, criterios y metodologa para llevar a cabo la subestacin. Comoresultado se obtienen especificaciones y planos.

1.1.5 Ingeniera de Detalle. Es la ingeniera que sirve para la construccin ymontaje de la subestacin.

Incluye la definicin de los siguientes aspectos:

Caractersticas tcnicas de los equipos a utilizar Ubicacin detallada de los equipos Nmero definido de equipos Conexionado externo y alambrado en el interior de los gabinetes de losequipos


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1.2 NIVELES DE TENSIN

Para el RETIE, Artculo 9 se fijan los siguientes niveles de tensin, establecidos en lanorma NTC 1340, as:

Extra alta tensin (EAT):Los de tensin nominal entre fases superior a 230 kV.

Alta tensin (AT):Los de tensin nominal mayor o igual a 57,5 kV y menor o iguala 230 kV.

Media tensin (MT):Los de tensin nominal superior a 1000 V e inferior a 57,5kV.

Baja tensin (BT):Los de tensin nominal mayor o igual a 25 V y menor o igual a1000 V.

Muy baja tensin (BT):Los de tensin nominal menor a 25 V1.

1.3 EQUIPOS DE MANIOBRA

Dispositivos con los cuales se realizan las operaciones en las subestaciones parala formacin, divisin o paso de la electricidad.

Son elementos biestables, es decir, sus estados posibles son: Abierto o cerrado.

Los equipos de maniobra son bsicamente tres:

Interruptor

Seccionador

Cuchilla de puesta a tierra

La diferencia fundamental entre ellos y que caracteriza su empleo, radica en suscapacidades para abrir o cerrar circuitos.

1.3.1 Interruptor. Es el equipo ms robusto y puede abrir circuitos energizadosen condiciones normales o de falla.

Opera con tensin y con corriente de carga o de cortocircuito.

1 Reglamento Tcnico de Instalaciones Elctricas. RETIE: Resolucin 181294. PROCOBRE yCIDET Agosto 6 de 2008.. 4 ed. Bogot D.C. MINISTERIO DE MINAS Y ENERGA. Repblica deColombia. p. 43. 2008.


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1.3.2 Seccionador. Puede abrir circuitos energizados pero sin carga.

Opera con tensin pero sin corriente. En condicin cerrado debe poder soportarcorrientes de carga o de cortocircuito inclusive, mientras el interruptor abre elcircuito.

1.3.3 Cuchilla de Puesta a Tierra. La cuchilla de puesta a tierra es el equipo mssencillo y slo se emplea como elemento de proteccin para aterrizar circuitosdurante trabajos de mantenimiento.

Opera sin tensin y sin corriente.

1.4 DISPOSICIN FISICA

La agrupacin: Seccionador - interruptor - seccionador, conforma un conjuntooperativo al cual se lo denomina como campo o baha.

Esta composicin busca facilitar las tareas de mantenimiento del principal equipode la subestacin: El interruptor.

Dependiendo de los requerimientos, los campos pueden ser:

De generacin De lnea De transformacin De acople de barras De compensacin: Capacitiva Inductiva.

Los elementos de unin a lneas, transformadores y compensadores, componenderivaciones algunas veces llamadas templas.

Cuando se utilizan dos o ms nodos o barrajes no adyacentes en unasubestacin, a los campos que unen esos barrajes se les denomina dimetros,con los cuales se facilita alimentar por una o ms vas las derivaciones asociadas.


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2. CONSIDERACIONES DE DISEO

Muchos factores influyen para la correcta seleccin del tipo de subestacin parauna aplicacin dada. El tipo de subestacin ms apropiado depende de factorestales como el nivel de tensin, capacidad de carga, consideraciones ambientales,limitaciones de espacio en el terreno y necesidades de derecho de va de la lneade transmisin. Adems, los criterios de dimensionamiento pueden variar entresistemas.

Con el continuo aumento general en el precio de equipo, mano de obra, terrenos yadaptacin de los mismos, el esfuerzo debe centrarse en criterios de seleccinque suplan las necesidades del sistema a los mnimos costos posibles. En vistaque el precio de los transformadores, interruptores y seccionadores, impacta elprecio global de la subestacin, la configuracin seleccionada resultadeterminante.

La seleccin de niveles de aislamiento y prcticas de coordinacin afecta el precioen forma considerable. El descenso de un nivel en el nivel bsico de aislamiento(Basic Insulating Level - BIL) puede reducir el precio del equipo elctrico. Esesencial un cuidadoso anlisis de opciones.

Una subestacin debe ser confiable, econmica, segura y con undimensionamiento tan sencillo como sea posible; este ltimo debe proporcionar unalto nivel de continuidad de servicio, contar con medios para futuras ampliaciones

y flexibilizar su operacin y mantenimiento, sin interrupciones en el servicio niriesgos para el personal.

La orientacin fsica de las rutas de lneas de transmisin influye en la ubicacin ydisposicin de la barra en subestaciones. El lugar seleccionado debe ser tal quese pueda lograr un arreglo conveniente de las lneas.

2.1 CONFIGURACIN DE SUBESTACIONES ELCTRICAS

2.1.1 Confiabilidad. La confiabilidad se define como la probabilidad de que unasubestacin pueda suministrar energa durante un perodo de tiempo dado con almenos un componente fuera de servicio.

2.1.2 Flexibilidad. Es la propiedad de la subestacin para acomodarse adiferentes condiciones que se pueden presentar especialmente por cambiosoperativos, contingencias o mantenimiento del sistema elctrico de potencia.


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2.1.3 Seguridad. Es la propiedad de una subestacin de dar continuidad deservicio sin interrupcin alguna durante fallas de los equipos de potencia,especialmente interruptores y barrajes.

2.2 CONFIGURACIN DE BARRAS

Conocidas como de tendencia europea, parten del manejo de barrajes paraagrupar campos o bahas como unidades operativas interdependientes.

2.2.1 Conexiones de la barra principal. El esquema de subestacinseleccionado determina el arreglo elctrico y fsico del equipo de conmutacin.Existen diferentes esquemas de barra cuando la importancia cambia entre losfactores de confiabilidad, economa, seguridad y sencillez como lo justifican lafuncin e importancia de la subestacin.

Los esquemas de subestacin ms comunes son:

2.2.2 Barraje sencillo. El flujo de energa se distribuye desde un solo barraje (B1)que une mnimo dos campos o bahas. No se utiliza para subestaciones grandes.Puede causar una prolongada interrupcin de servicio en caso de falla de uninterruptor automtico.

2.2.3 Barraje sencillo seccionado. A partir de la configuracin anterior empleaun campo o baha de enlace para interconectar dos barrajes simples adyacentes.

El seccionamiento del barraje se emplea normalmente para distinguir cargasesenciales de otras no esenciales y/o posibilitar dos fuentes alternativas desuministro de energa elctrica a las cargas.

2.2.4 Barraje principal mas barraje de transferencia. En instalaciones querequieren mayores confiabilidad y flexibilidad que los anteriores, se adiciona un

barraje auxiliar para transferir cualquier circuito a un campo o baha llamado detransferencia, el cual puede reemplazar a cualquiera de los campos o bahas de lasubestacin.

Como se desprende de lo anterior slo se puede realizar una transferencia a vez,por lo cual el calibre de este barraje (B3) normalmente es menor al del barrajeprincipal (B1) y se dimensiona para el circuito de mayor carga.

Esta configuracin requiere el suministro de un seccionador adicional por cadacampo o baha con el cual se conecta el circuito al barraje de transferencia.


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La derivacin se efecta desde los puntos libres (no conectados a los barrajes) delcampo del circuito y del seccionador de transferencia de ese mismo circuito.

2.2.5 Barraje doble. Esta configuracin utiliza dos barrajes (B1 y B2) igualmenteimportantes y por tanto del mismo calibre unidos por un campo o baha llamado deacople.

Normalmente deben operarse los dos barrajes energizados. Sin embargo enocasiones se mantiene un barraje desenergizado con lo cual la configuracin seconvierte en un barraje sencillo (b1) mas barraje de reserva (b2),en cuyo casotodos los circuitos se conectan a un solo barraje (B1) y slo durante unmantenimiento se pasan al otro barraje (B2).

2.2.6 Barraje doble con seccionador de "By-pass". Configuracin similar a laanterior en la cual se dispone un seccionador de "By-Pass" o de paso directo enparalelo con cada campo o baha para facilitar el mantenimiento del interruptor deese campo transfiriendo el circuito al campo de acople y empleando en este casoel barraje B2 como barraje de transferencia.

El campo de acople hace estas funciones de transferencia pero no en formasimultnea.

2.2.7 Barraje doble con seccionador de transferencia. Tiene el mismofuncionamiento de la anterior pero con un seccionador menos, el del lado aguasarriba del interruptor.

En este caso el seccionador de transferencia conecta la salida del campodirectamente al barraje B2 al cual se denomina en este caso como detransferencia, de "By-Pass" o de paso directo.

2.2.8 Barraje doble mas barraje de transferencia. Configuracin con dos

barrajes principales y un tercero empleado para transferir circuitos, con lo cual selogra independizar las funciones de acople y las de transferencia.

El interruptor que une los dos barrajes principales entre s se denominainterruptorde acople y el que une los dos barrajes principales con el barraje de transferenciase denomina interruptor de transferencia, aunque en ocasiones se acostumbrasimplificar el esquema y utilizar un nico interruptor para las funciones de acople ytransferencia.


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2.3 CONFIGURACIONES DE INTERRUPTOR

Conocidas como tendencia americana, parten del manejo de interruptores paraagrupar campos o bahas como unidades operativas interdependientes.

2.3.1 Anillo. En esta configuracin los circuitos se conectan alternadamente a unanillo formado por interruptores y no existe un barraje colector como tal.

En operacin normal todos los interruptores permanecen cerrados.

2.3.2 Interruptor y medio. Desarrollada a partir de la anterior, en estaconfiguracin se disponen tres campos o bahas en un dimetro para atender doscircuitos, situacin a la cual debe su nombre.

Los campos o bahas que conforman el dimetro que une los dos barrajesprincipales B1 y B2, se denominan cortes.

El corte A es el adyacente al barraje B1, el corte intermedio se conoce como corteB y el corte C es el adyacente al barraje B2.

Los dos barrajes se mantienen energizados y la totalidad de los equipos demaniobra de los tres cortes se mantienen cerrados.

2.5 CLASIFICACIN DE SUBESTACIONES ELCTRICAS

Las subestaciones se clasifican de acuerdo a su nivel de tensin, de acuerdo a suconfiguracin y de acuerdo a su funcin.

De acuerdo al Nivel de Tensin De acuerdo a la configuracin De acuerdo a su funcin:

De Generacin De Transformacin Mixta (Generacin y Transformacin) De Compensacin (Capacitiva Serie y Capacitiva Paralelo.

Tambin se pueden clasificar como sigue:


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2.5.1. Por su operacin

De corriente alterna. De corriente directa.

2.5.2. Por la funcin que desempean

Elevadora (elevan la tensin) Reductor (reducen la tensin) De enlace para interconectar lneas. Rectificadora (convertir CA a CD)

2.5.3. Por su composicin

Tipo intemperie (para operacin en el exterior) Tipo interior (para operar bajo techo) Tipo blindada (para operacin en interiores o exteriores)


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3. METODOLOGA DE CLCULO

3.1 DIAGRAMA UNIFILAR

El punto de partida para dimensionar una subestacin elctrica es el llamadodiagrama unifilar. Este diagrama debe mostrar la conexin y arreglo de todos losequipos elctricos, es decir, barras, puntos de conexin, transformadores depotencia, acoplamiento entre bahas, interruptores, transformadores de medicin,cuchillas de puesta a tierra, pararrayos y la tensin del sistema.

3.2 SELECCIN DE CONDUCTORES

3.2.1 Corriente nominal. La corriente nominal se calcula de acuerdo a lapotencia nominal que se instalar en la subestacin siguiendo la siguiente frmula:

(1)

En donde:

I= La corriente nominal (Amp.) P = La carga total a instalar (VA) V= El nivel de tensin de trabajo de lnea a lnea (Volt.) k0 = 1 Sistema monofsico. k0 = 3 Sistema trifsico.

3.2.2 Conductores para acometidas. Los conductores para acometidas para lainterconexin de equipos se calculan con un factor de demanda de 1.25 para quesoporten las mximas corrientes que pueden circular por ellos.

25.1xkoVPIc =

(2)

3.2.3 Conductores para barrajes. Los conductores para barrajes se calculanpara que soporten las mximas corrientes que pueden circular por ellos.

koV

PI =


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26

25.1x

koV

PIb =

(3)

3.3 SELECCIN DE DISPOSITIVOS DE PROTECCIN CONTRASOBRETENSIONES - DPSs

3.3.1 Consideraciones

Sistema slidamente aterrizado. DPS de Oxido de Zinc (ZnO). Tensin mxima en kV.

La tensin nominal de los DPS de ZnO, R, se encuentra teniendo en cuenta lossiguientes parmetros:

Tensin Continua de Operacin (COV):

3

UmCOV = , para descargadores conectados fase tierra. (4)

Sobretensin Temporal (TOV):

COVeTOV .= (5)

Donde Ke es el factor de puesta a tierra, el cual, en trminos generales, es igual a1.4 para sistemas slidamente puestos a tierra, y 1.73 para sistemas con neutroaislado. Un valor ms exacto de Ke puede ser determinado de los parmetros delsistema.

La tensin nominal del DPS, R, se elige seleccionando el mayor valor entre RoyRe.

Ko

COVRo =

(6)

Donde Ko es el factor de diseo especificado por el fabricante. Un valor de Konormalmente encontrado es 0.8.


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27

t

TOV=Re

(7)

Donde Kt es la capacidad del DPS contra sobretensiones temporales el cualdepende del tiempo de duracin de la sobretensin.

Kt = 1.15 para 1 segundo. Kt = 1.10 para 10 segundos. Kt = 0.95 para 2 horas.

Se puede prever un margen extra de 10% para sistemas con tensiones inferiores a100kV y 5% para sistemas con tensiones mayores de 100kV2.

3.3.2 Nivel de proteccin para impulso tipo rayo (NPR o LIPL). El NPR de unDPS ZnO es considerado, en trminos generales y para efectos de coordinacinde aislamiento, como el mayor entre los siguientes valores:

Tensin mxima residual para impulsos escarpados de corriente dividido en1.15.

Tensin mxima residual para impulsos atmosfricos a la corriente nominalde descargas (10.000 o 20.000 A).

Descargas atmosfricas muy cercanas al DPS pueden producir ondas de corrientemuy pendientes, para lo cual se puede considerar un 10% adicional a la tensinresidual con impulsos de corriente de 10kA.

3.3.3 Nivel de proteccin para impulso de maniobra (NPM o SIPL). El NPMpara un DPS de ZnO se obtiene as:

Sistemas con tensin residual mxima menor de 145kV, el impulso de corrientede maniobra (30/60m s) es de 0.5 kA.

Sistemas con tensiones entre 145kV y 362kV, el impulso de corriente demaniobra debe ser de 1kA.

Sistemas con tensiones superiores, el impulso de corriente de maniobra debeser de 2kA.

2RAMREZ G, Carlos Felipe. Subestaciones de alta y extra alta tensin, Bogot D.C. IngenierosMeja VillegasS.A. 1991. p. 110.


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3.4 SOBRETENSIONES

Las sobretensiones son eventos transitorios mayores a las mximas tensiones deoperacin del sistema. De acuerdo al tipo de sobretensin estos pueden serlimitados por distintos medios de proteccin. La amplitud de las sobretensiones sepuede limitar mediante DPS u otros medios de proteccin. Existen tres tipos desobretensiones: las temporales, las de maniobra y las atmosfricas.

Las sobretensiones temporales y las de maniobra son consideradas de origeninterno del sistema, como resultado de un fenmeno transitorio, mientras que lasatmosfricas se consideran de origen externo.

3.4.1 Sobretensiones temporales. Se caracterizan por presentarse a unafrecuencia muy cercana a la industrial (o a la misma frecuencia industrial) y por noser amortiguadas. Se asocian principalmente con prdidas de carga, fallas a tierray resonancias de diferentes tipos. En un sistema bien diseado, las amplitudes delas sobretensiones temporales no deben exceder de 1.5 p.u. y su duracin debeser menor de 1 segundo.

3.4.2 Sobretensin de maniobra. Las sobretensiones de maniobra estnasociadas a todas las operaciones de maniobra y fallas en un sistema. Sus altasamplitudes estn generalmente en el rango de 2 a 4 p.u., dependiendo mucho de

los valores reales del diseo del sistema y de los medios para limitarlos.

3.4.3 Sobretensiones atmosfricas. Las sobretensiones atmosfricas deamplitudes grandes pueden entrar a una subestacin como resultado dedescargas atmosfricas directas sobre una lnea o como flameos inversos en unatorre. La subestacin debe estar protegida contra descargas directas mediante unapantallamiento eficiente.

De acuerdo con la IEC-60071-2, la tensin de prueba normalizada para

sobretensiones atmosfricas tiene un tiempo de frente de 1.2s y un tiempo decola medio de 50s.

En la figura 1. se pueden visualizar los rangos de amplitud y duracin de los tiposde sobretensiones.


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Figura 1. Representacin esquemtica de los diferentes tipos desobretensiones

MARTNEZ VELAZCO, Juan A. Coordinacin de aislamiento en redes elctricasde alta tensin, [en lnea]. Universitat Politcnica de Catalunya,Barcelona. [Consultado 08 de Junio de 2009]. Disponible em internet:http://novella.mhhe.com/sites/dl/free/8448166973/572353/Presentacion_autores_9788448166977.pdf

3.5 COORDINACIN DE AISLAMIENTO

Comprende la seleccin de la soportabilidad o resistencia elctrica de un equipo ysu aplicacin en relacin con las tensiones que pueden aparecer en el sistema enel cual el equipo ser utilizado, teniendo en cuenta las caractersticas de losdispositivos de proteccin disponibles, de tal manera que se reduzca a niveleseconmicos y operacionalmente aceptables la probabilidad de que los esfuerzosde tensin resultantes impuestos en el equipo causen dao al aislamiento oafecten la continuidad del servicio.

Los tres niveles de sobretensin considerados en la coordinacin de aislamientoson:

Nivel 1:Tambin llamado nivel alto. Se utiliza en los aislamientos internos, noautorecuperables (sin contacto con el aire), de aparatos como transformadores,cables o interruptores.

Nivel 2:Tambin llamado medio o de seguridad. Est constituido por el nivelde aislamiento autorecuperable de las partes vivas de los diferentes equipos, queestn en contacto con el aire. Este nivel se adeca de acuerdo con la altura sobreel nivel del mar de la instalacin y se utiliza en todos los aisladores de aparatos,barrajes y pasamuros de la subestacin que estn en contacto con el aire.


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Nivel 3:Tambin llamado bajo o de proteccin. Est constituido por el nivel deoperacin de los explosores de los pararrayos de proteccin.

3.5.1 Tensin soportada al impulso tipo atmosfrico (BIL o LIWL). Es el valorpico de tensin soportada al impulso atmosfrico el cual caracteriza el aislamientodel equipo en lo que se refiere a pruebas. Esta tensin se especifica solamente enseco, ya que la soportabilidad de los equipos a estos impulsos, de manera muygeneral, se afecta poco por la lluvia.

3.5.2 Tensin soportada al impulso tipo maniobra (BSL o SIWL). Es el valorpico de tensin soportada al impulso tipo maniobra, el cual caracteriza elaislamiento del equipo en lo que se refiere a pruebas. Esta tensin se debeespecificar en seco y/o bajo lluvia, ya que la soportabilidad de los equipos demaniobra tiende a reducir bajo una lluvia de elevada precipitacin. Normalmente lacondicin en seco se prueba para impulsos de polaridad positiva y la condicinbajo lluvia para impulsos de polaridad negativa.

3.5.3 Factor de seguridad. Son las relaciones entre las tensiones soportadascon impulsos tipo maniobra o atmosfricos y las tensiones mximas encontradas.

3.5.4 Tensin mxima. Es la mxima tensin eficaz fase fase que se puedepresentar durante operacin normal en cualquier momento y en cualquier puntodel sistema.

3.6 CLCULOS DE NIVELES DE AISLAMIENTO

Hay dos mtodos para el clculo del nivel de aislamiento: Un mtodo convencionalque es utilizado para tensiones menores a 300 kV y un mtodo estadstico que esutilizado para tensiones mayores a 300 kV. Como la subestacin a disear es demedia tensin, se utilizar el mtodo convencional

Se aplica un factor de seguridad (KI) para relacionar el NPR y el BIL. Este factortiene un rango entre 1.2 y 1.4 siendo 1.25 un valor normalmente aplicado. Paraniveles de tensin inferiores a 52kV, el valor KI ms utilizado es 1.4.

Se aplica un factor de seguridad KM para relacionar el NPM y el BSL. Donde KM =1.15.

Existe un factor de seguridad que relaciona el BSL y el BIL y que depende delmedio aislante as:


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Equipos sumergidos en aceite, K=0.83

Equipos aislados al aire, K=0.6 a 0.75.A continuacin se escribe el procedimiento general para determinar el BIL de unequipo. Este procedimiento es vlido para alturas inferiores a 1000 metros sobre elnivel del mar.

Obtener el NPR y el NPM del descargador.

Determinar el KIy el KMdeseados.

Obtener el nivel mnimo de aislamiento al impulso atmosfrico: BIL= KI*NPR.

Elegir el valor normalizado por encima del BIL encontrado, obtenindose asel BIL normalizado del equipo en consideracin (BILN).

Obtener el nivel mnimo de aislamiento al impulso de maniobra: BSL=K*BILN.

Obtener la relacin entre BSL y NPM: KF=BSL/NPM.

El valor determinado en el paso anterior debe ser mayor o igual a KM: KF KM.

Si no se cumple la anterior relacin se debe incrementar el BIL encontradoen el paso 4 en un nivel superior y repetir, con este nuevo valor, los pasos 5 y 6.Este incremento del BIL se debe efectuar de modo iterativo hasta obtener el KFKM.

Es suficiente con especificar el BIL del equipo ya que el BSL estdirectamente relacionado.

Este procedimiento se puede resumir en el diagrama mostrado en la Figura 2.


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Figura 2. Diagrama de Flujo del procedimiento para obtener el BIL de unequipo por mtodo convencional.

Fuente. Diagrama de Flujo del procedimiento para obtener el BIL de un equipo pormtodo convencional [en lnea] [Consultado el 02 de junio de 2008] Disponible enInternet:http://www.angelfire.com/nc2/misdocumentos/subestacion/datosycalculos.html


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3.7 DIMENSIONAMIENTO DE LA SUBESTACIN

Los niveles de tensin determinan las necesidades de aislamiento que garantizanla operacin confiable y segura para el personal y el equipo instalado en unasubestacin. Dicho aislamiento impone la especificacin de materiales aislantes yde distancias entre los diferentes elementos, de tal forma que los gradientes detensin a los cuales estn sometidos no rompan la rigidez dielctrica del materialaislante. A su vez, dichas distancias en conjunto con la potencia de trabajodeterminan el tamao de los equipos a utilizar.

En tal sentido, los principales factores a considerar en el dimensionamiento de unasubestacin son las distancias criticas fase - fase y fase - tierra para garantizar unnivel de aislamiento adecuado y las distancias de seguridad requeridas para laslabores de revisin y mantenimiento sin peligro alguno para el personal.

3.7.1 Distancias de diseo. Este punto se refiere al clculo de las distanciasentre partes vivas que se requieren en instalaciones convencionales (ya seainteriores e intemperie). No se tienen en cuenta las instalaciones encapsuladas oaisladas en gas. La determinacin de estas dimensiones se efecta mediante elclculo de las distancias dielctricas entre las partes vivas del equipo y entre estasy las estructuras, muros, rejas y el suelo, de acuerdo con el siguiente orden.

Distancia entre fases. Distancia entre fase y tierra. Distancia de seguridad. Altura de los equipos sobre el nivel del suelo. Altura de las barras colectoras sobre el suelo. Altura de remate de las lneas de transmisin que llegan a la subestacin.

3.7.1.1 Determinacin de distancias dielctricas en la subestacin. Paraobtener la adecuada coordinacin de aislamiento en una subestacin es necesariofijar las distancias a travs del aire entre partes vivas de fases diferentes y entre

partes vivas de fase y tierra. Tensin crtica de flameo (TCF): Es la tensin obtenida en formaexperimental que presenta una probabilidad de flameo del 50%.

En las normas se calcula el valor de TCF a partir del nivel bsico de impulso, BIL,a nivel del mar:


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961.0

BILTCF

normal

=

(8)

Distancia de fase tierra (m) :

Es

BILKd n

atmTF

= )(04.1

min

(9)

Distancia de fase fase (m): Para los barrajes flexibles hay que tomar losdesplazamientos debidos al viento o a los sismos. Para ello las distancias mnimasse pueden expresar como el producto de un factor que vara de 1.8 a 2 por la

distancia mnima de fase a tierra dada de acuerdo con la altura sobre el nivel delmar del lugar de la instalacin, para los niveles de tensin nominal UN < 230 kV.

2.minmin TFFF

dd

=

(10)

Distancias crticas para conductores flexibles (m):En la determinacin dela distancia dielctrica para conductores flexibles se debe tener en cuenta,adems del BIL de la subestacin, la flecha mxima del conductor. La siguientefrmula emprica se aplica para obtener la separacin mnima que debe existirentre dichos conductores:

fKdD *+= (11)

Donde:

K = 7.5 para conductores de cobre y 10 para conductores de acero-aluminio d, es la distancia horizontal entre fase para conductores rgidos. f, es la flecha mxima del conductor en centmetros.

3.7.1.2 Distancias de seguridad. Espacios que se deben conservar en las

subestaciones para que el personal pueda circular y efectuar maniobras sin queexista riesgo para sus vidas. Las distancias de seguridad a travs de aire estncompuestas por dos trminos: el primero es la distancia mnima de fase a tierra,correspondiente al nivel de aislamiento al impulso de la zona. El segundo trminose suma al anterior y depende de la talla media de los operadores.


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Las distancias mnimas de seguridad se pueden expresar con las siguientesrelaciones:

D = d + 0.9 (12)

H = d + 2.25 (13)

D, es la distancia horizontal en metros que se debe respetar en todas las zonasde circulacin.

H, es la distancia vertical en metros que debe respetarse en todas las zonas decirculacin. Nunca debe ser menor de 3 metros.

d, es la distancia mnima de fase a tierra correspondiente al BIL de la zona. Ladistancia mnima para vehculos ser:

D = (d+0.7) + 0.9 (14)

H = (d+0.7) + 2.25 (15)

La distancia mnima para reas de trabajo ser:

D = (d+1.75) + 0.9 (16)

H = (d+1.25) + 2.25 (17)

3.7.1.3 Altura de los equipos sobre el nivel del suelo. Esta altura se consideratambin como el primer nivel de barras (hs).

La altura mnima hs, de las partes vivas sobre el nivel del suelo en ningn casodebe ser inferior a 3 metros, si no se encuentran aisladas por barreras deproteccin. La altura mnima de la base de los aisladores que soportan partesvivas no debe ser menor de 2.25 metros.

Prescindiendo de las tablas, la altura mnima de las partes vivas de cualquierequipo se calcula de acuerdo con la siguiente expresin:

hs= 2.30 + 0.0105*Um (18)

Donde Umes la mxima tensin de diseo del equipo en cuestin.


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3.7.1.4 Altura de las barras colectoras sobre el nivel del suelo. La altura delas barras sobre el nivel del suelo debe considerar la posibilidad de que al pasaruna persona por debajo de las barras, esta reciba la sensacin del campoelctrico. La expresin que proporciona la altura de las barras colectoras (he),considerando la sensacin de campo elctrico es la siguiente:

he= 5.0 + 0.0125*Um (19)

3.7.1.5 Altura de remate de las lneas de transmisin.Los conductores de laslneas de transmisin que llegan o salen de una subestacin no deben rematar auna altura hI inferior a 6m. Dicha altura se puede obtener de la relacin:

hI= 5.0 + 0.006*Um (20)

3.8 APANTALLAMIENTO

Efectivamente no existen medios para evitar las descargas atmosfricas creadaspor tormentas elctricas, pero existen medidas que permiten ejercer un control queofrezca seguridad a las personas y a los equipos elctricos y electrnicos. Portanto las precauciones de proteccin apuntan hacia los efectos secundarios y a lasconsecuencias de una descarga elctrica atmosfrica. La descarga de un rayogenera una onda de choque como la de la figura 3.

Figura 3. Impulso de corriente tipo rayo

Fuente: TORRES SNCHEZ, Horacio. El Rayo, Mitos, Leyendas, Ciencia yTecnologa. Bogot D.C. Editorial Universidad Nacional de Colombia UNIBIBLOS,2002. p. 202.


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3.8.1 Definiciones NTC- 4552

3.8.1.1 Sistema de proteccin externo contra rayos SPE. Es el conjunto deelementos comprendido por terminales de captacin, bajantes, puesta a tierra deproteccin contra rayos, conectores, herrajes, soportes y otros, cuya funcin escaptar las descargas y conducirlas a tierra en forma segura, ejerciendo un controlsobra la descarga.

3.8.1.2 Terminal de captacin o dispositivo de interceptacin de rayos(Air Terminal). Elemento metlico cuya funcin es interceptar los rayos quepodran impactar directamente sobre la instalacin a proteger. Comnmente seconoce como pararrayos.

3.8.1.3 Anillo equipotencial (Equipotencial Ring). Elemento conductor

utilizado para interconectar los terminales de captacin y/o bajantes, con el fin deproveer equipotencialidad y distribuir la corriente del rayo.

3.8.1.4 Conductor bajante (Down Conductor). Elemento conectadoelctricamente entre los terminales de captacin o red de terminales de captacin yla puesta a tierra de proteccin contra rayos PTPR, cuya funcin es conducir lacorriente de rayo que pueden incidir sobre la instalacin a proteger.

3.8.1.5 Puesta a tierra de proteccin contra rayos PTPR. Conductor ogrupo de ellos inmerso en el suelo, cuya funcin especfica es dispersar y disipar lascorrientes del rayo en el suelo. Esta puesta a tierra hace parte del sistema de puesta

a tierra general de la edificacin.3.8.1.6 Transitorio (Transient). Es el cambio en las condiciones de energa deun sistema entre dos estados estables, de corta duracin comparado con la escalade tiempo de inters.

3.8.2 Metodologa. Se basa en las normas NTC-4552 y la NFPA-780, en lascuales se establecen procedimientos para el dimensionamiento de proteccin contradescargas atmosfricas. Estos procedimientos parten de evaluar el nivel de riesgoa que est sometida la edificacin en estudio. El nivel de riesgo depender dediferentes factores, especialmente, el nivel cerunico, la ubicacin de la instalacina proteger y las caractersticas de los equipos que en ella se encuentran3.

A partir del resultado de la evaluacin del nivel de riesgo se estima el nivel deproteccin a adoptar. La necesidad de una proteccin integral contra rayos y sobretensiones se fundamenta, en primer lugar, en aportar seguridad a las personas y,en segundo lugar, en proteger instalaciones y equipos por su valor econmico, por

3 INSTITUTO COLOMBIANO DE NORMAS TCNICAS Y CERTIFICACIN. Proteccin contra

descargas elctricas atmosfricas. Principios generales. Bogot D.C. ICONTEC, 2004. p.3.NTC-4552


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la importancia de la funcin que desempean o por las dificultades y el coste quesupone la eventual sustitucin o reparacin de los mismos.

Figura 4. Proceso de Impacto de un Rayo

Fuente: TORRES SNCHEZ, Horacio. El Rayo, Mitos, Leyendas, Ciencia y

Tecnologa. Bogot D.C. Editorial Universidad Nacional de Colombia UNIBIBLOS,2002. p. 70.

Para identificar las zonas vulnerables de la edificacin que son susceptibles a serimpactadas por un rayo se emplean modelamientos tridimensionales de laedificacin asistidos por Auto CAD, con base en el modelo matemtico llamadoelectro geomtrico. Este se estableci en los aos 50 con el fin de estudiar elproceso de conexin entre las descargas atmosfricas y las estructuras en elsuelo, de aplicacin a las descargas negativas descendentes, basado en lapropagacin del precursor negativo, representado por una lnea cargada quedesciende en lnea recta desde la nube al suelo, y en el campo elctrico inducido

en las estructuras situadas en la superficie del terreno, que al alcanzar el valor decebado produce la descarga positiva, para finalmente producirse la unin de lasdos, salvando una distancia, tanto mayor cuanto mayor es la carga del precursornegativo, con conceptos tales como los expresados en la figura 4.

3.8.3 Determinacin del nivel de riesgo. El objeto de la evaluacin del nivel deriesgo es la de determinar la adopcin de un sistema de proteccin contra rayosen una estructura o instalacin dada, y las acciones que permitan disminuir elriesgo a un nivel tolerable.


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El nivel de riesgo se obtiene de la ponderacin de los indicadores de exposicin alrayo y de la gravedad que puede implicar un impacto directo o indirecto del rayosobre la estructura o instalacin.

3.8.4 Nivel cerunico. El Nivel Cerunico (NC) se define como el nmero de dasal ao en los cuales es odo por lo menos un trueno, NTC-4552 [3.25] y el valormximo que se puede presentar es 365.

Para la evaluacin de la actividad de rayos en el rea de estudio, se trabajaron losdatos de nivel cerunico (NC) y la densidad de descargas atmosfricas a tierra(DDT) multianuales con los datos de la Red Colombiana de Medicin yLocalizacin de Descargas Atmosfricas, RECMA, y se representa el NC mediantecurvas de distribucin de probabilidad acumulada, NTC-4552 [5.1.2]., que sirvenpara hacer inferencias mas objetivas en el caso de comparaciones cualitativas ycomparativas a nivel global, regional o local del pas.

Este nivel posee en Colombia la distribucin espaciotemporal presentada en elmapa de niveles cerunicos de la Figura 5.

3.8.5 Densidad de descargas atmosfricas (DDT). La densidad de descargasatmosfricas se define como el nmero de descargas individuales por kilmetrocuadrado/ao, NTC-4552 [3.9]. La densidad de descargas a tierra es un

parmetro complementario al Nivel Cerunico, que permite cuantificar la incidenciade rayos en una zona determinada. Se mide en reas de 300x300 km a nivelglobal, 30x30 km a nivel regional y 3x3 km a nivel local.

De acuerdo con H. Torres4, existen muchas formulaciones propuestas por otrosentes investigadores como CIGRE/IEEE/IEC y Ericsson para determinar la DDT,pero que aplican para latitudes por encima de los 23 norte o sur, mas no secumplen para pases de latitudes tropicales como Colombia. De ah surgi lanecesidad de desarrollar una ecuacin en funcin del NC que aplicara para lageografa colombiana. La ecuacin propuesta en la norma NTC-4552-2004, paracalcular la densidad de descargas a tierras es: 56.10017.0 NCxDDT =

4 TORRES SNCHEZ, Horacio. El Rayo, Mitos, Leyendas, Ciencia y Tecnologa. Bogot D.C.Editorial Universidad Nacional de Colombia UNIBIBLOS, 2002. 133 p.


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Figura 5. Mapa de Nivel Cerunico de Colombia

Fuente: Mapa de Nivel Cerunico de Colombia [en lnea]. Bogot D.C.:

Universidad Nacional (Grupo de investigacin PASS-UN), 2009 [consultado 15 deAbril de 2009] Disponible en Internet:http://www.paas.unal.edu.co/investigacion/RiskFile2008/mapa.html

Teniendo en cuenta el mapa de niveles isocerunico de Colombia elaborado en launiversidad nacional en la figura 5 para hallar el nivel cerunico de cada ciudadNC


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3.8.6 ndice de riesgo por rayo. Este indicador se obtiene a partir de la Densidadde Descargas a Tierra DDT y la corriente pico absoluta promedio (Iabs).

Colombia registra un valor medio de la magnitud de corriente de descargaselctricas (Iabs) de 43kA, valor estimado mediante mediciones de campo elctrico amenos de 100 km y aplicando el modelo MTL5.

Corriente Pico Absoluta Promedio (Iabs) = 43 Ka

Para determinar el indicador de los Parmetros del Rayo se cruzan los datos en lasiguiente tabla (1) [NTC-4552]:

Tabla 1. ndice de Riesgo por Rayos

40Iabs 20Iabs


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Tabla 2. Valores del ndice relacionado con el uso de la estructura

Clasificacin de Estructuras Uso de la Estructura Valor delndice

A

Teatros, centros educativos, iglesias,supermercados, centros comerciales, reasdeport ivas al ai re l ibre, parque de diversin,aeropuertos, hospitales, prisiones.

40

BEdificionde oficinas, hoteles, viviendas, grandesindustrias, reas deportivas cubiertas.

30

CPequeas y medianas industrias, museos,bibliotecas, sitios histricos y arqueologicos.

20

D Estructuras no Habitadas 0

Fuente: INSTITUTO COLOMBIANO DE NORMALIZACIN Y CERTIFICACIN.

Proteccin contra rayos. Principios generales. NTC-4552. Bogot D.C.:ICONTEC, 2004. 13 p

Tabla 3. Valores del ndice relacionado con el tipo de estructura

Tipo de Estructura Valor del ndiceNo metlica 40Mixta 20Metlica 0

Fuente: INSTITUTO COLOMBIANO DE NORMALIZACIN Y CERTIFICACIN.Proteccin contra rayos. Principios generales. NTC-4552. Bogot D.C.:ICONTEC, 2004. p. 13.

Tabla 4. Valores del ndice relacionado con la altura y el rea

Altura y rea de la estructura Valor del ndice

rea menor a 900m2

Altura menor a 25 m 5Altura mayor o igual a 25 m 20

rea mayor o igual a 900m2Altura menor a 25 m 10Altura mayor o igual a 25 m 20



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De acuerdo con las tablas anteriores se realiza la calificacin del ndice degravedad relacionado con la estructura. La siguiente tabla resume lascalificaciones dadas:

Ahora la suma de los ndices de gravedad se busca en los valores dados en latabla 5 para determinar la gravedad relacionada con la estructura:

Tabla 5. Niveles de Gravedad

Suma de ndices de gravedad Gravedad0 a 35 Leve

36 a 50 Baja51 a 65 Moderada66 a 80 Alta81 a 100 Severa


Ubicando la suma de los ndices de gravedad en la tabla 5, se determina lagravedad relacionada con la estructura.

Para concluir la evaluacin se plantean en la matriz de factor de riesgo los dosvalores derivados de la evaluacin del ndice de riesgo por rayos y la gravedadrelacionada con la estructura acorde con la NTC-4552:

Tabla 6. Matriz de factor de riesgo

GRAVEDADRIESGO POR RAYO

Severa Alta Moderada Baja

SeveroAltosModeradosBajos

CALIFICACION

ALTOMEDIOBAJO

MATRIZ DE FACTOR DE RIESGO

Fuente: INSTITUTO COLOMBIANO DE NORMALIZACIN Y CERTIFICACIN.Proteccin contra rayos. Principios generales. NTC-4552. Bogot D.C.:ICONTEC, 2004. p.13.


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El nivel de riesgo determina que el Sistema Integral de Proteccin Contra Rayosde acuerdo con la NTC-4552[14] debe estar conformado por:

Tabla 7. Clasificacin del nivel de riesgo

Nivel de Riesgo Acciones RecomendadasSPI para acometidas areas.NIVEL DE RIESGO

BAJO Cableados y PT segn NTC-2050 IEEE 1100SPICableados y PT segn NTC-2050 IEEE 1100

NIVEL DE RIESGO

MEDIO SPESPICableados y PT segn NTC-2050 IEEE 1100SPE

NIVEL DE RIESGOALTO

Plan de prevencin y contingencia


3.8.7 Sistema integral de proteccin. En un sistema de proteccin integral sedistinguen bsicamente dos partes: proteccin externa de los edificios einstalaciones contra descargas directas de rayo, incluyendo la instalacin depuesta a tierra, necesaria para dispersar la corriente del rayo, y proteccin internade las redes tcnicas de energa y de datos que acceden a los equipos y cuyoprincipal objetivo es reducir los efectos elctricos y magnticos de las corrientesde rayo dentro del espacio a proteger.

3.8.8 Sistema de proteccin externo. La proteccin externa contra rayos es el

conjunto de elementos situados en o sobre el objeto a proteger y que sirven paracaptar y derivar la corriente del rayo a la instalacin de tierra. Dicha proteccinconsta principalmente de una instalacin captadora, derivador y su conexin conla toma de tierra de proteccin.


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Figura 6. Sistema de Proteccin externo

Fuente: Proteccin integral contra rayos y sobretensiones [en lnea]. [Consultado20 de Mayo de 2009]. Disponible en Internet:http://www.dehn.de/www_DE/PDF/ESPANA/pdf05/integral.pdf

3.8.8.1 Distancia de cebado. Se define como la distancia mxima (d), medidadesde la parte superior de una estructura o desde el terreno, que una descargadescendente, de carga Q, salva para unirse con la descarga ascendente, cuyoorigen est en la estructura o en el terreno, dando lugar a una descarga deintensidad I.

Figura 7. Distancia de cebado

Fuente: Distancia de cebado [en lnea]. La proteccin contra el rayo en lanormativa espaola. Universidad Pblica de Navarra. [Consultado 14 de Junio de2009] Disponible en Internet:

http://www.alcion.es/Download/ArticulosPDF/mi/04articulos.pdf

3.8.8.2 Esfera rodante. Con base al concepto de distancia de cebado se aplica elmtodo de esfera rodante haciendo rodar una esfera de radio correspondiente a ladistancia de cebado que se pretende controlar. Este mtodo se fundamenta en elconcepto de distancia de atraccin de la descarga por una estructura segn la cualel rayo saltar al primer conductor dentro de la distancia de cebado.


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La distancia d de atraccin determina la posicin de la estructurainterceptora con respecto a la estructura protegida y permite establecer cules el rea de cubrimiento de una estructura para una corriente dada. Verfiguras 8 y 9.

Figura 8. Mtodo de la esfera rodante

Fuente: Distancia de cebado [en lnea]. La proteccin contra el rayo en lanormativa espaola. Universidad Pblica de Navarra. [Consultado 14 de Junio de2009] Disponible en Internet:http://www.alcion.es/Download/ArticulosPDF/mi/04articulos.pdf

Figura 9. Zona de cobertura de una punta captadora

Fuente: DAZ, Pablo. Soluciones prcticas para la puesta a tierra de sistemaselctricos de distribucin. Mxico D.F. McGraw-Hill, 2001. p. 206.


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3.8.8.3 Terminales de captacin. El dispositivo de captacin del rayo agrupatodos lo elementos o parte metlicas sobre las que el rayo debe impactar. Estospueden estar emplazados por encima o al lado de la edificacin que debe serprotegida y sirven como blanco para el impacto de la descarga atmosfrica. Lainstalacin captadora podr realizarse mediante puntas tipo Franklin o jaula deFaraday. Es su ejecucin deber seguirse las directrices contenidas en lanormativa en cuanto a niveles de proteccin, y caractersticas de materiales.

Todos los elementos que sobresalgan de la edificacin, tales como chimeneas,aristas, ticos, canales de aguas lluvias, etc., son preferidos por el rayo para suimpacto y deben protegerse mediante puntas o mallas adicionales.

Figura 10. Fotos DEHN, Catalogo de productos. Elementos Captadores

3.8.8.4 Bajantes y derivaciones.El objetivo de los bajantes es derivar la corrientedel rayo que incide sobre la estructura e impacta en los elementos deinterceptacin.

Las bajantes reflejan el compromiso de una proteccin tcnicamente adecuada y asu vez econmica, puesto que mediante el incremento del nmero de bajantes, selogra una reduccin de la magnitud de la corriente que circula por cada bajante yde la rata de ascenso de la corriente del rayo, disminuyendo as mismo, lamagnitud de las inducciones magnticas en los lazos metlicos de la instalacin y

las diferencias de potencial a tierra, NTC-4552[22].


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Figuras 11. Fotos DEHN, Catalogo de productos, Bajantes y Derivadores

3.8.9 Instalacin de tierra. A travs de ella la corriente del rayo se dispersa en elterreno. Para su realizacin se utilizan diferentes sistemas: tomas de tierra decimientos, tomas de tierra superficiales o tomas de tierra de profundidad.

Todo el sistema de proteccin se basa en conseguir la equipotencialidad de lastierras. Debe contemplarse slo una para toda la instalacin.

Las diferencias de potencial que puedan surgir entre diferentes elementosmetlicos de la instalacin se evitan mediante la aplicacin del concepto deequipotencialidad de proteccin, esto es, la unin de todas las estructurasmetlicas, tanto entrantes al edificio (tuberas, armaduras metlicas de cables deenerga o transmisin de datos), como interiores al mismo (armarios metlicos,

armaduras de estructuras de hormign armado, partes metlicas de la instalacin,etc.).

Todo lo dicho para estructuras metlicas se hace extensivo para cables, tanto detransporte de energa como de transmisin de datos, que deben unirse a travs dedescargadores al punto comn de tierra o barra equipotencial, que a su vez debeestar unida a la red de tierras. Estos elementos merecen un tratamiento especialdado que pueden transmitirse sobre tensiones provenientes de las lneas aequipos elctricos o electrnicos, y por tanto es necesario, para la proteccin dedichos equipos, intercalar descargadores que deriven las corrientes y limiten lassobretensiones que puedan aparecer, a valores que no afecten en modo alguno

tanto a su integridad como a su correcto funcionamiento.

Todos los elementos reseados se unen as a travs de una barra equipotencial,que a su vez se une al anillo de tierra, y a la cual estn conectados los derivadoresde la instalacin de pararrayos, de modo que se garantiza la equipotencilidad dedicho edificio, que pasa a constituir una jaula Faraday, inmune al efecto que lassobretensiones pudieran ocasionar, ya que no est afectada de ninguna diferenciade potencial entre sus elementos.


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Figura 12. Sistema de Equipotencialidad

Fuente: Proteccin integral contra rayos y sobretensiones [en lnea], DEHN.[Consultado 20 de Mayo de 2009]. Disponible en internethttp://www.dehn.de/www_DE/PDF/ESPANA/pdf05/integral.pdf

3.8.9.1 Proteccin interna. Bajo el concepto de proteccin interna se considerauna serie de medidas encaminadas a reducir y evitar los efectos que producen lassobretensiones originadas por la descarga del rayo y los camposelectromagnticos asociados, as como las sobretensiones transmitidas por laslneas entrantes al edificio, ocasionadas por descargas en dichas lneas, procesosde conmutacin en la red de alta tensin, maniobras red-grupo-red, arranque de

motores, asociacin de condensadores para regulacin del factor de potencia, yelevacin del potencial de la toma de tierra debido a descargas en lasproximidades de la instalacin (por ejemplo, en la lnea de alta tensin cercana aledificio).

Su objetivo es la proteccin de los equipos elctricos y electrnicos, estos ltimosde gran vulnerabilidad, dadas las pequeas tensiones de aislamiento que soportany su extremada sensibilidad a las perturbaciones reseadas anteriormente.

3.9 CLCULO DE MALLA DE PUESTA A TIERRA

El Reglamento Tcnico para Instalaciones Elctricas RETIE6, en revisin msreciente a la norma 2050 establece en el artculo 15 del captulo de Puestas atierra que toda instalacin elctrica cubierta en dicho reglamento debe disponer deun sistema de puesta a tierra (SPT), en tal forma que cualquier punto accesible alas personas que puedan transitar o permanecer all, no estn sometidas a

6 Reglamento Tcnico de Instalaciones Elctricas. RETIE: Resolucin 181294 PROCOBRE yCIDET Agosto 6. 4 ed. Ministerio de minas y energa. Repblica de Colombia Bogot D.C. de2008. 86 p


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tensiones de paso o de contacto que superen los umbrales de soportabilidad,cuando se presente una falla, y se debe tener presente que el criterio fundamentalpara garantizar la seguridad de los seres humanos, es la mxima corriente quepueden soportar, debida a la tensin de paso o de contacto y no el valor de laresistencia de puesta a tierra tomado aisladamente.

Un bajo valor de resistencia de puesta a tierra es siempre deseable para disminuirel mximo potencial de tierra, por tanto al disear un sistema de puesta a tierra, esfundamental determinar tensiones mximas aplicadas al ser humano en caso defalla [7].

A continuacin de presenta la metodologa seguida en el aplicativo DimeSEMTpara el clculo de una malla de puesta a tierra teniendo en cuenta los lineamientosdel estndar 80 de IEEE, versin ao 2000. 7

3.9.1 Funcin de una malla de puesta a tierra. Entre las ms importantes setienen:

Evitan sobretensiones producidas por descargas atmosfricas, operacin omaniobras de interruptores.

Proporcionar una va rpida de descarga de baja impedancia con el fin demejorar y asegurar el funcionamiento de protecciones.

Proporcionar seguridad al personal de la subestacin

3.9.2 Requisitos de una malla de puesta a tierra. Los requisitos que debecumplir una malla de puesta a tierra son los siguientes:

Debe tener una resistencia tal, que el sistema se considere slidamentepuesto a tierra.

La variacin de la resistencia, debido a cambios ambientales, debe ser

despreciable de manera que la corriente de falla a tierra, en cualquier momento,sea capaz de producir el disparo de las protecciones.

Impedancia de onda de valor bajo para fcil paso de las descargasatmosfricas.

Debe conducir las corrientes de falla sin provocar gradientes de potencialpeligrosos entre sus puntos vecinos.

7IEEE Guide for Safety in AC Substation Grounding Standard IEEE80-2000, Enero 2000. p. 21.


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Al pasar la corriente de falla durante el tiempo mximo establecido de falla,(es decir disparo de respaldo), no debe haber calentamientos excesivos.

Debe ser resistente a la corrosin

3.9.3 Tensiones de paso y contacto permisibles

3.9.3.1 Tensin de paso. Es la diferencia de potencial entre dos puntos de unterreno que pueden ser tocados simultneamente por una persona; su valorpermisible esta dado por:

tE s

p

+=

165 (21)

Donde:

Ep = Tensin de Paso Permisible en voltios. s = Resistividad de la superficie del terreno en (-m). t = Duracin mxima de falla en segundos.

3.9.3.2 Tensin de contacto. Es la diferencia de potencial entre un punto en lasuperficie del terreno y cualquier otro punto que se pueda ser tocadosimultneamente por una persona; su valor permisible est dado por:

tE s

t

25.0165 += (22)

Donde:

Et = Tensin de Contacto Permisible en voltios.


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Figura 13. Tensin de Paso Ep y de Contacto Et.

Fuente: DIAS, Pablo. Soluciones practicas para la puesta a tierra de sistemaselctricos. Tensin de Paso Ep y de Contacto Et. Editorial Mc Graw Hill, 2001.

3.9.4 Dimensionamiento de una malla de puesta a tierra. El dimensionamientode una malla a tierra est afectado por las siguientes variables:

Tensin Permisible de Paso.

Tensin Permisible de contacto.

Configuracin de la malla.

Resistividad del terreno

Tiempo mximo de despeje de la falla.

Conductor de la malla.

Profundidad de instalacin de la malla.


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3.9.4.1 Seleccin del conductor de la Malla de puesta a tierra. Para calcular laseccin del conductor se aplica la siguiente ecuacin:

+

+

=

TaKo

TmKo

rTc

Tcap

IAc

ln10

4

(23)

En donde:

Ac = rea de la seccin transversal del conductor en mm. I = Corriente del conductor en (kA RMS). Tm= Mxima temperatura permisible en (C) Ta = Temperatura ambiente (C). = Coeficiente trmico de resistividad a la temperatura. Ko= Coeficiente trmico de resistividad a 0C. Rr = Resistividad del conductor de tierra a la temperatura Tr (micro ohmios -cm) Tc= Tiempo que fluye la corriente de falla en segundos Tcap= Factor de capacidad trmica dado en la tabla 1, pgina 42 del estndar80-2000 de IEEE.8

Sin embargo, la seccin mnima recomendable es 2/0 AWG para la malla y 5/8para las varillas, estos valores mnimos estn de acuerdo con prcticasinternacionales.

3.9.4.2 Tensiones Reales de Paso y de Contacto. La tensin de paso real enuna subestacin est dada por:

L

IkkEisp

= (24)

En donde:

Ep = Tensin de paso real en voltios. ks = Coeficiente que tiene en cuenta, la influencia combinada de la profundidady del espaciamiento de la malla. ki = Coeficiente de irregularidad del terreno. = Resistividad del suelo (-m). I = Corriente mxima de falla (Amp). L = Longitud total del conductor (m).

8IEEE Guide for Safety in AC Substation Grounding Standard IEEE80-2000, Enero 2000.


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La tensin de contacto real est dado por:

L

IkkEimt

= (25)

Donde:

Et = Tensin de contacto en voltios. km = Coeficiente que tiene en cuenta las caractersticas geomtricas de lamalla.

3.9.4.3 Determinacin de los coeficientes km, ki, ks. Para la determinacin delos coeficientes es necesario tener en cuenta las siguientes definiciones:

A= Longitud de la malla (m). B= Ancho de la malla (m). L= Longitud total del conductor (m). n= Nmero de conductores en paralelo de longitud A. m= Nmero de conductores en paralelo de longitud B. D= Espaciamiento entre conductores (m). h= Profundidad de enterramiento (m). d= Dimetro del conductor (m)

La longitud total del conductor est dada por

mnL += (26)

Donde:

+

=

8

7

6

5

4

3ln

1

16ln

2

12

hd

Dkm

(27)

n-2 trminos

nki

72.165.0 += n7 (28)

0.2=i

k n>7 (28a)


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55

++

+

+=

DDhDhks 3

1

2

11

2

11

(29)

3.9.4.4 Valor de la Resistencia de la Malla

Se emplea la ecuacin (52) de la pgina 65 estndar 80-2000 de la IEEE.

+

++

=

AmH

AmLPRG

c 20

1

11

20

11 (30)

Donde:

RG= Resistencia de la Tierra. P= Resistividad del piso. Lc= Longitud total de los conductores de la malla. Am= rea de la malla. H= Profundidad de conductores de la malla. Nv= Nmero de varillas a enterrar. R= Longitud de la varilla. D= Espaciamiento entre conductores.

3.9.4.5 Corriente de la Malla. De la ecuacin (73) Pg. 78 estndar 80-2000 dela IEEE.

oISfIg = 3 (31)

De acuerdo con la ecuacin (64) Pg. 73, estndar 80-2000 de la IEEE.

SfgDfCpIG = (32)

Donde:

IG= Mxima corriente de la malla en amperios. Cp = Factor de proyeccin Df = Factor de decremento. Ig = Corriente simtrica RMS de falla a tierra en amperios.


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3.9.4.6 Comparaciones de tensin

GIGGPR = (33)

Donde:

GPR= Gradiente de Potencial de resistencia de tierra.

3.10 CLCULO DE TRANSFORMADORES DE POTENCIAL (TPs)

Los transformadores de potencial se instalan normalmente en sistemas con tensionesnominales superiores a los 600 V ya que las mediciones de tensin no son hechas

directamente de la red primaria sino a travs de stos.

Tienen como finalidad aislar el circuito de baja tensin (secundario) del circuito dealta tensin (primario) y reproducir lo ms fielmente posible los efectos transitorios yde rgimen permanente del circuito de alta tensin en el circuito de baja tensin.

Tensin mxima del equipo (fase-fase):Igual a la tensin mxima del sistema.

Tensin nominal primaria del equipo (fase-tierra): Segn la norma IEC-600186,es igual a la tensin nominal del sistema. Para transformadores monofsicosconectados entre lnea y tierra o conectados entre neutro y tierra la tensin nominalprimaria es la tensin nominal del sistema dividida por 3 .

3.10.1 Tensin nominal secundaria. Esta se selecciona de acuerdo con la prcticaseguida en la localidad de utilizacin de los transformadores.

Basado en la prctica corriente en pases europeos y segn la IEC-600186:100 y 110V200V para circuitos secundarios largos.

Basado en la prctica corriente en USA y Canad y segn norma ANSI C57.13:

120V para sistemas de distribucin (Un 34.5kV)115V para sistemas de transmisin (Un > 34.5kV)230V para circuitos secundarios largos.

Para los transformadores monofsicos conectados fase-tierra en sistemas trifsicosdonde la tensin primaria es dividida por 3 la tensin secundaria es uno de los

valores mencionados arriba dividido por 3 .9

9 MARTNEZ HERRERA, Jose Luis. Anlisis tcnico econmico de la ampliacin de la subestacinde 69 kV, del ingenio Santa Ana. Trabajo de grado Ingeniero Electricista. Guatemala, Agosto de2006. Universidad de San Carlos de Guatemala, Facultad de ingeniera, Escuela de ingenieramecnica elctrica. p. 10.


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3.10.2 Cargabilidad o capacidad nominal de los TPs. Los valores normalizadospor las normas IEC-186 son:

10 15 25 30 50 75 100 150 200 300 400 500 VA.

Los valores subrayados son los preferidos.

Los valores normalizados por ANSI C57.13 se muestran en la siguiente tabla.

Tabla 8. Valores Normalizados segn ANSI para los TPs

Fuente. MARTNEZ HERRERA, Jose Luis. Anlisis tcnico econmico de laampliacin de la subestacin de 69 kV, del ingenio Santa Ana. Trabajo de gradoIngeniero Electricista. Guatemala, Agosto de 2006. Universidad de San Carlos deGuatemala, Facultad de ingeniera, Escuela de ingeniera mecnica elctrica.p. 11

3.10.3 Exactitud de los TPs

3.10.3.1 Para medicin: Las clases de exactitud segn las normas IEC-600186.son:

0.1 0.2 0.5 1.0 3.0

Las clases de exactitud segn las normas ANSI C57.13 son:

0.3 0.6 1.2

Para proteccin solamente: Las clases de precisin normalizadas por IEC son: 3 y6%.

Las clases de precisin normalizadas por la norma ANSI son las mismas demedicin.


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3.11 CLCULO DE TRANSFORMADORES DE CORRIENTE (TCs)

Los transformadores de corriente son utilizados para las mediciones de corrienteen sistemas elctricos. Tienen el devanado primario conectado en serie con elcircuito de alta tensin. La impedancia del TC vista desde el lado del devanadoprimario, es despreciable comparada con la del sistema en el cual estar instaladoan si se tiene en cuenta la carga que se conecta en su secundario. De estaforma, la corriente que circula en el primario de los TCs est determinada por elcircuito de potencia.

3.11.1 Valores Nominales

3.11.1.1 Corriente primaria nominal. Las corrientes primarias nominales y lasrelaciones nominales estn normalizadas de la siguiente forma: IEC600185

Relacin sencilla: 10 12.5 15 20 25 30 40 50 60 75 Amperios. Ysus mltiplos decimales y fraccionarios; los valores preferidos estn subrayados.

Relacin mltiple: Los valores normalizados anteriormente rigen para el valor msbajo de la corriente nominal primaria.

3.11.1.2 Corrientes secundarias nominales. Los valores nominales son 1A, 2Ay 5A, pero el valor preferido por la norma IEC-600185 es 5A.

Para la norma ANSI el valor nominal secundario es 5A.

3.11.2 Cargabilidad o capacidad nominal para medicin de los TCs. Losvalores normalizados por las normas IEC son:

2.5 5 10 - 15 30VA

Los valores normalizados por la norma ANSI estn determinados en la siguientetabla:


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Tabla 9. Valores Normalizados segn ANSI para los TCs

DESIGNACIN BURDEN VAB 0.1 2.5B 0.2 5B 0.5 12.5B 1 25B 2 50B 4 100B 8 200

Fuente. MARTNEZ HERRERA, Jose Luis. Anlisis tcnico econmico de la

ampliacin de la subestacin de 69 kV, del ingenio Santa Ana. Trabajo de gradoIngeniero Electricista. Guatemala, Agosto de 2006. Universidad de San Carlos deGuatemala, Facultad de ingeniera, Escuela de ingeniera mecnica elctrica.p. 14.

3.11.3 Cargabilidad o capacidad nominal para proteccin de los TCs. Losvalores segn las normas IEC son: Error / P / Veces In, cargabilidad continua 10 P20, 30 VA.

Los valores segn la norma ANSI son: Error / Mtodo para determinarlo / Tensinsecundaria mxima 10 C T 300

3.11.4 Clases de exactitud de los transformadores de corriente

Transformadores de corriente para medicin:Son los que se disponen paraalimentar instrumentos indicadores, contadores de energa, etc.

Las clases de exactitud segn las normas IEC son: 0.1 0.2 0.5 1.0 3.0.Las clases de precisin segn las normas ANSI son: 0.1 - 0.3 0.6 1.2

Transformadores de corriente para proteccin: Son los que se disponen

para alimentar las bobinas de disparo de los rels de proteccin.

Las clases de precisin normalizadas por las normas IEC son: 5 y 10 P.

Las clases de precisin normalizadas por las normas ANSI son: 5 y 10 C o T


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4. MANUAL DE USUARIO DEL APLICATIVO DimeSEMT

Como referencia que permita al usuario entender fcilmente la operacin deldesarrollo y programacin, a continuacin se presenta la informacin bsica,general y especfica de todas las hojas de clculo que conforman el aplicativoDimeSEMT, explicando claramente qu funcin cumple cada una de las celdas declculo.

Para ingresar al aplicativo debe abrir el archivo de MS Excel DimeSEMT, el cualinicia en la hoja de clculo llamada PRINCIPAL que contiene un cuadro de registrocomo se ilustra en la Figura 12.

Principal.

Figura 14. Hoja de inicio Principal

En esta hoja de inicio se encuentran los requisitos bsicos para que se desarrolleel aplicativo, las celdas de color amarrillo identifican los datos a ingresar y lasceldas en gris identifican los resultados. (Ninguna celda en color amarrillo delaplicativo puede quedar en blanco).

Nombre del proyecto: Campo de texto donde se describir el nombre del cualusted llamara su proyecto.


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Fecha: Opcin formulada para que est actualizada diariamente.

Municipio donde se construir: Campo de seleccin de listado de municipiosdeterminados; si no se encuentra el municipio requerido cree un nuevo municipio.Es necesario seleccionar un municipio para cada caso.

Nivel de tensin primaria: Campo de seleccin de listado de niveles de mediatensin.

Nmero de lneas primarias: Campo numrico para ingresar el nmero de lneasprimarias.

Configuracin primaria: Campo de seleccin de listado predeterminado con lasconfiguraciones de barrajes ms comunes.

Nivel de tensin secundaria: Campo de seleccin de listado predeterminado conlos niveles de media tensin.

Nmero de lneas secundarias: Campo numrico para ingresar el nmero delneas secundarias.

Configuracin secundaria: Campo de seleccin de listado predeterminado con lasconfiguraciones de barrajes ms comunes.

Nmero de transformadores: campo numrico para ingresar el nmero detransformadores que se instalarn en la subestacin.

Parmetros ambientales.

Figura 15. Parmetros ambientales


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Esta hoja presenta los parmetros ambientales y meteorolgicos bsicosrequeridos de acuerdo al municipio escogido en la hoja PRINCIPAL.

Si el municipio no est en el listado predeterminado ir a la celda AB-7y llenar losdatos requeridos en la tabla. Automticamente los datos ingresados aparecern elcuadro de la Figura 13. PARMETROS AMBIENTALES

Transformador.

Figura 16. Transformador

Esta hoja parte de ingresar los requisitos bsicos que necesita un transformador.(Ningn campo en amarrillo puede quedar en blanco).

Potencia transformador: En este campo numrico se ingresara la potencia deltransformador en VA.

Grupo de conexin: Campo de texto para ingresar el grupo de conexin deltransformador.

Tensin Primaria: Campo numrico coincidente con el nivel de tensin primariaingresado en la hoja de inicio PRINCIPAL.

Tensin secundaria: Campo numrico coincidente con el nivel de tensinsecundaria ingresado en la hoja de inicio PRINCIPAL.Corriente primaria: Valor calculado de acuerdo al nivel de tensin y a la potencia.


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Corriente secundaria: Valor calculado de acuerdo al nivel de tensin y a lapotencia.

Corriente de cortocircuito primario: Campo numrico para ingresar el valor de lacorriente de corto primaria del transformador.

Corriente de cortocircuito secundaria: Campo numrico para ingresar el valor de lacorriente de corto secundaria del transformador.

Interruptor.

Figura 17. Interruptor

La hoja Interruptor permite visualizar las especificaciones bsicas de losinterruptores a instalar: La tensin nominal de operacin (Vn), la corriente nominalcalculada por el factor de correccin (In), la corriente nominal de operacinnormalizada por la norma IEC-60056 (In), la capacidad interruptiva calculada y

normalizada (Isc), y la corriente pico nominal normalizada (Iscpico). Todos estosvalores son resultados de los clculos realizados por el aplicativo.


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Seccionador.

Figura 18. Seccionador

La hoja Seccionador permite visualizar las especificaciones bsicas de losseccionadores a instalar: La tensin nominal de operacin (Vn), la corrientenominal calculada por el factor de correccin (In), la corriente nominal deoperacin normalizada por la norma IEC-600129 (In), la capacidad interruptivacalculada y normalizada (Isc), y la corriente pico nominal normalizada (Iscpico).Todos estos valores son resultados de los clculos realizados por el aplicativo.

Cuchilla de puesta a tierra.

Figura 19. Cuchilla de puesta a tierra


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Esta hoja permite visualizar los requisitos bsicos de las cuchillas de puesta atierra para el nivel de tensin primaria y secundaria: La tensin nominal deoperacin (Vn), la corriente nominal calculada por el factor de correccin (In), lacorriente nominal de operacin normalizada por la norma IEC-600129 (In), lacapacidad interruptiva calculada y normalizada (Isc), y la corriente pico nominalnormalizada (Iscpico). Todos estos valores son resultados de los clculosrealizados por el aplicativo.

Acometidas.

Figura 20. Acometidas

En la hojaAcometidasse encuentra la seleccin de conductores. Por economade escala se maneja un solo conductor para cada nivel de tensin requerido. Portal razn los clculos se realizan con los datos de la corriente mxima.

Nivel de tensin: Este campo est relacionado con los datos ingresados en lashojas anteriores.

Corriente Nominal: Campo formulado con la corriente nominal de operacin deltransformador.

Factor multiplicador de corriente: Campo numrico a ingresar para dar el factormultiplicador por lmites operativos. Normalmente se usa 1.25.

Corriente conductor calculado: Campo formulado por el aplicativo que relaciona lacorriente nominal y el factor multiplicador ingresado.


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Material: Campo seleccionado para trabajar con conductores ACSR en estaprimera versin del aplicativo.

Capacidad de corriente del conductor: Campo formulado para escoger la corrientedel conductor de acuerdo a las tablas de los fabricantes.

De igual forma automticamente se llenarn los campos de la capacidad decorriente del conductor, calibre, cdigo, cableado Al/Acero, dimetro total y peso.

Estos valores corresponde a la tabla de conductores ACSR se encuentra en lacolumna Q.

DPSs

Figura 21. DPSs

Hoja de DPSs en la cual se seleccionan los equipos de proteccin contrasobretensiones transitorias. Igual que en las hojas anteriores se selecciona unopara nivel de tensin primaria y otro para nivel de tensin secundaria. (Todos loscampos en amarrillo se deben se llenar, no puede quedar un campo vaco).

Tensin nominal: Campo formulado que indica el nivel de tensin del DPS.

Corriente nominal: Campo formulado que indica la corriente del DPS.

Continuos operating voltaje COV: Campo formulado y calculado para indicar elvalor de tensin de operacin continua.

COV Normalizado: Este campo numrico se debe seleccionar de acuerdo alresultado en el campo de COV Calculado, de acuerdo a tablas normalizadas.Siempre se debe seleccionar un valor mayor al calculado.

Sobretensin temporal TOV: Campo formulado y calculado por el aplicativo paraindicar la sobretensin temporal del DPS.


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Los campos Ro yRe estn formulados para calcular la tensin nominal del DPSR.

Valor normalizado de R: Campo numrico para llenar buscado en tablasnormalizadas y de acuerdo con el valor calculado en el campo anterior.

Corriente de cortocircuito: Campo numrico formulado con el dato de la capacidadde corriente de cortocircuito.

Nivel de proteccin para impulso tipo rayo NPR: Campo numrico para el ingresodel NPR normalizado en tabla de acuerdo a los datos calculados anteriormente.

Nivel de proteccin para impulso de maniobra NPM: Campo numrico para elingreso del NPM normalizado en tabla de acuerdo a los datos calculadosanteriormente.

Esta hoja contiene detalladamente los clculos realizados para obtencin de losvalores solicitados para la seleccin del DPSs. La descripcin se encuentradebajo de los cuadros de los resultados celda B20.

Distancias elctricas.

Figura 22. Distancias elctricas

Hoja de distancias elctricas en la cual se verifican las distancias mnimaselctricas para el dimensionamiento de la subestacin elctrica de media tensintipo exterior. se selecciona uno para nivel de tensin primaria y otro para nivel detensin secundaria. (Todos los campos en amarrillo se deben se llenar, no puedequedar un campo vaco).


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BIL: Campo numrico de seleccin de lista predeterminada de tabla normalizadasegn IEC para encontrar el BIL de acuerdo con el nivel de tensin mximo.

Tensin critica de flameo: Campo numrico formulado para determinar la tensincritica de flameo normal.

Katm: Campo numrico donde se ingresa el influjo total de los parmetrosatmosfricos del lugar de la subestacin, para calcular la distancia mnima entrefase y tierra.

Distancia mnima entre fase y tierra: Campo numrico formulado con el valor de ladistancia mnima entre fase y tierra. Resultado en metros.

Distancia mnima entre fases: Campo numrico formulado con el valor de ladistancia mnima entre fases. Resultado en metros.

Figura 23. Distancias de seguridad

Distancias de seguridad: Campos numricos formulados para calcular lasdistancias mnimas de seguridad horizontal y vertical, de acuerdo con los clculosrealizados para las distancias mnimas entre fase y tierra.


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Distancia mnima para vehculos: Campos numricos formulados para calcular lasdistancias mnimas de seguridad horizontal y vertical para vehculos, de acuerdocon los clculos realizados para las distancias mnimas entre fase y tierra.

Distancia mnima para reas de trabajo: Campos numricos formulados paracalcular las distancias mnimas de seguridad horizontal y vertical para reas detrabajo, de acuerdo con los clculos realizados para las distancias mnimas entrefase y tierra.

Altura de los equipos sobre el nivel del suelo: Campos numricos formulados paracalcular las distancias mnimas de seguridad de equipos sobre el nivel del suelo,de acuerdo con la tensin mxima del equipo.

Tensin mxima del equipo en cuestin: Campo numrico para ingresar el valorde la tensin mxima del equipo en cuestin.

Altura de las barras sobre el nivel del suelo: Campos numricos formulados paracalcular las distancias mnimas de seguridad de las barra sobre el nivel del suelo,de acuerdo con la tensi

media tension

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distancias de diseo

ingeniera de detalle

ingeniera bsica

ingeniera preliminar

consideraciones de diseo

impulso tipo maniobra

impulso de maniobra