UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR DECANATO DE ESTUDIOS PROFESIONALES COORDINACIÓN DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

METODOLOGÍA BÁSICA PARA EL DISEÑO DE SUBESTACIONES ELÉCTRICAS

Por: OSWALDO SERGEI CANEVA RODRIGUEZ

INFORME DE PASANTÍA Presentado ante la Ilustre Universidad Simón Bolívar como requisito parcial para optar al título de Ingeniero Electricista

Sartenejas, Marzo de 2010

UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR DECANATO DE ESTUDIOS PROFESIONALES COORDINACIÓN DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

METODOLOGÍA BÁSICA PARA EL DISEÑO DE SUBESTACIONES ELÉCTRICAS

Por: OSWALDO SERGEI CANEVA RODRIGUEZ

Realizado con la asesoría de: TUTOR ACADÉMICO: Jorge Ramírez TUTOR INDUSTRIAL: Gustavo Angulo

INFORME DE PASANTÍA Presentado ante la Ilustre Universidad Simón Bolívar como requisito parcial para optar al título de Ingeniero Electricista

Sartenejas, Marzo del 2010

METODOLOGÍA BÁSICA PARA EL DISEÑO DE SUBESTACIONES ELÉCTRICAS POR: OSWALDO SERGEI CANEVA RODRIGUEZ

RESUMEN

La empresa PDVSA actualmente está trabajando en el desarrollo de un nuevo proyecto denominado Plan de Siembra Petrolera, que implica tanto la implantación de nuevas subestaciones eléctricas en el país, así como la ampliación de ciertas subestaciones ya existentes. Por ello se contrató los servicios de la empresa INGENIERÍA BUCROS C.A. para la elaboración de la ingeniería conceptual, básica y de detalle de la implantación de una nueva subestación eléctrica en la región de San Tomé denominada S/E PTO 115 kV y correspondiente a la nueva infraestructura de transmisión contemplada para los años 2007-2013. El siguiente informe de pasantía tiene como objetivo describir una base metodológica de trabajo para el diseño de subestaciones eléctricas, donde se describa la ingeniería básica correspondiente a la capacidad térmica en barras, esfuerzos electromecánicos, distancias mínimas de seguridad y aislamiento, malla de puesta a tierra y apantallamiento de patios y estructuras contra descargas atmosféricas. En la medida de lo posible se describirá para cada tópico en particular, varias metodologías propuestas por diversas normas con la finalidad de realizar una comparación de sus procedimientos y observar así las diferencias derivadas de su aplicación en el diseño de la nueva subestación PTO 115 kV.

iv

AGRADECIMIENTOS

A mis padres Oswaldo y Zunilda por apoyarme siempre, este trabajo va dedicado justamente a ustedes que con humildad, con sus virtudes y defectos lograron llevarme por el camino correcto y en ningún momento desistieron o desconfiaron de mis posibles logros. Los amo con todo mi corazón. A mis dos bellas hermanas Majorie y Marjely, que durante éste recorrido estuvieron siempre presentes en mi mente y que reflejan la luz de un sol que mantiene viva las esperanzas de esta familia. Las adoro hermanas, se que siempre contaré con ustedes. A mis dos abuelitas Edith y Pola que están en la lejanía, no veo la hora en que volvamos a reunirnos para compartir, celebrar y disfrutar juntos todas las cosas que se nos han sido esquivas durante su jornada en el exterior. Es un honor tener el privilegio de conocerlas y saber que nuestra vida actual, tanto de mis padres como mis hermanas, es fruto de su cariño y esfuerzo. A todos mis amigos de la Universidad Simón Bolívar, que han influido mucho en el tipo de persona que soy en la actualidad. Nuestros caminos volverán a cruzarse en el futuro sin ninguna duda. A todos los que buscan prosperidad en otros lugares del mundo sepan que los extraño y los quiero; así como a aquellos que se mantienen cerca. Nunca perdamos el contacto. Finalmente Gracias a ti Corina, por tu apoyo y por tu cariño. En parte este logro va dedicado a ti porque has sido fuente de energía determinante para que mis objetivos en este tramo final de mi carrera universitaria se hayan cumplido. GRACIAS!!!

v

ÍNDICE GENERAL

AGRADECIMIENTOS ................................................................................................................... v ÍNDICE GENERAL ....................................................................................................................... vi ÍNDICE DE TABLAS ................................................................................................................... xii ÍNDICE DE FIGURAS ................................................................................................................ xiv LISTA DE SÍMBOLOS ............................................................................................................... xvi LISTA DE ABREVIATURAS ..................................................................................................... xix INTRODUCCIÓN ........................................................................................................................... 1 CAPÍTULO 1 DESCRIPCIÓN DE LA EMPRESA ....................................................................... 7 1.1.

Ingeniería BUCROS C.A. ................................................................................................. 7

1.2.

Visión ................................................................................................................................ 7

1.3.

Misión................................................................................................................................ 8

1.4.

Organigrama BUCROS ..................................................................................................... 8

CAPÍTULO 2 METODOLOGÍA PARA CÁLCULO DE LA CAPACIDAD TÉRMICA EN BARRAS DE SUBESTACIONES ELÉCTRICAS ........................................................................ 9 2.1.

Objetivo del cálculo de la capacidad térmica en barras de subestaciones eléctricas ........ 9

2.2.

Metodología para cálculo de capacidad térmica de barras en subestaciones eléctricas .... 9

2.2.1.

Diagrama de flujo para cálculo de capacidad térmica en barras ..................................... 10

2.2.2.

Capacidad térmica de conductores, según CADAFE 158-88 [16] .................................. 10

2.2.3.

Capacidad térmica de conductores (rígidos) según IEEE Std 605 [15] .......................... 12

2.2.4.

Capacidad térmica de conductores (flexibles) según IEEE Std 738 [29]........................ 14

2.3.

Comparación entre metodologías propuestas para cálculo de sistemas de barras en

subestaciones eléctricas ................................................................................................................. 14 2.3.1.

Comparación IEEE Std 738 [29] y CADAFE 158-88 [16] ............................................. 14

2.3.2.

Comparación IEEE Std 605 [15] y CADAFE 158-88 [16] ............................................. 14 vi

2.4.

Capacidad por cortocircuito [18] ..................................................................................... 15

2.5.

Premisas para el cálculo de la capacidad térmica de barras en subestaciones eléctricas 15

2.6.

Resultados de la aplicación para metodología propuesta para diseño capacidad térmicas

de barras en subestación PTO 115 kV ........................................................................................... 15 2.6.1.

Capacidad térmica en conductores flexibles ................................................................... 15

2.6.2.

Capacidad térmica en barras rígidas ................................................................................ 18

2.6.3.

Capacidad de cortocircuito .............................................................................................. 19

CAPÍTULO 3 METODOLOGÍA PARA CÁLCULO DE ESFUERZOS EN BARRAS DE SUBESTACIONES ELÉCTRICAS .............................................................................................. 20 3.1.

Objetivo del cálculo de esfuerzos en barra de subestaciones eléctricas .......................... 20

3.2.

Metodología para cálculo de esfuerzos en barras rígidas de subestaciones eléctricas

según norma IEEE 605 [15] .......................................................................................................... 20 3.2.1.

Aisladores verticales........................................................................................................ 22

3.2.2.

Aisladores horizontales ................................................................................................... 24

3.2.3.

Factores de sobrecarga K1, K2, K3 ................................................................................ 24

3.3.

Metodología para cálculo de esfuerzos en barras rígidas según norma CADAFE 158-88

[16]

......................................................................................................................................... 25

3.4.

Metodología para cálculo de esfuerzos en conductores flexibles según norma CADAFE

158-88 [16] .................................................................................................................................... 25 3.4.1.

Cargas transversales ........................................................................................................ 26

3.4.2.

Cargas longitudinales ...................................................................................................... 27

3.5.

Comparación entre normas IEEE 605 [15] y CADAFE 158-88 [16] para cálculo de

esfuerzos en barras rígidas ............................................................................................................. 28 3.5.1.

Comparación entre metodologías para barras rígidas ..................................................... 28

3.5.2.

Comparación para metodologías en barras flexibles ....................................................... 29

3.6.

Premisas para cálculo de esfuerzos en barras flexibles y rígidas .................................... 29

vii

3.7.

Resultados de la aplicación para metodología propuesta para diseño de esfuerzos en

barras de la subestación PTO 115 kV ............................................................................................ 30 3.7.1.

Esfuerzos en aisladores soporte tipo columna y bushings de equipos de potencia ......... 30

3.7.2.

Esfuerzos en barras flexibles tendidas sobre pórticos de subestación PTO 115 kV ....... 32

CAPÍTULO 4 METODOLOGÍA PARA DISEÑO DE DISTANCIAS MÍNIMAS DE SEGURIDAD Y AISLAMIENTO EN SUBESTACIONES ELÉCTRICAS ............................... 38 4.1.

Objetivo del diseño de las distancias mínimas de seguridad y aislamiento en aire ........ 38

4.2.

Metodología para diseño de distancias mínimas de seguridad........................................ 38

4.2.1.

Diagrama de flujo para distancias mínimas de seguridad ............................................... 39

4.2.2.

Cálculo del valor básico .................................................................................................. 39

4.2.3.

Zona de seguridad ........................................................................................................... 39

4.2.4.

Movimiento de personal .................................................................................................. 41

4.2.5.

Movimiento de vehículos ................................................................................................ 41

4.2.6.

Trabajo sobre equipos o sobre conductores .................................................................... 42

4.3.

Distancias de dimensionamiento de subestaciones ......................................................... 43

4.3.1.

Ancho de barras ............................................................................................................... 43

4.3.2.

Altura de los pórticos ...................................................................................................... 45

4.4.

Metodología para diseño de distancias mínimas de aislamiento en subestaciones

eléctricas según la norma IEEE 1427 [8] ...................................................................................... 45 4.5.

Metodología resumida para distancias mínimas de aislamiento propuesta por la norma

IEC 60071-2 [11] ........................................................................................................................... 48 4.5.1.

Diagrama de flujo (IEC 71-1) ......................................................................................... 49

4.5.2.

Cálculo de la longitud de fuga en aisladores según IEC 71-1 [11] ................................. 49

4.6.

Comparación entre metodologías de normas IEEE 1427 [9] e IEC 60071-1 [11] .......... 50

4.6.1.

Procedimiento a partir de las tensiones de soporte normalizadas ................................... 50

4.7.

Resultados de la aplicación para metodología propuesta para diseño de distancias

mínimas de aislamiento y seguridad .............................................................................................. 51 viii

4.7.1.

Altura de los pórticos ...................................................................................................... 51

4.7.2.

Ancho de Pórticos ........................................................................................................... 52

4.7.3.

Distancia a vehículos ....................................................................................................... 52

4.7.4.

Cálculo de longitud de fuga............................................................................................. 53

CAPÍTULO 5 METODOLOGÍA PARA DISEÑO DE APANTALLAMIENTO DE SUBESTACIONES ELÉCTRICAS .............................................................................................. 54 5.1.

Objetivo del apantallamiento en subestaciones eléctricas y edificaciones...................... 54

5.2.

Diagrama flujo para diseño de sistema de protección contra descargas atmosféricas .... 54

5.3.

Metodología de protección para patios de subestaciones - norma IEEE Std 998 [3] ..... 55

5.3.1.

Cálculo de la impedancia característica (Zo) .................................................................. 55

5.3.2.

Cálculo de la altura promedio de los barrajes (hav) ........................................................ 56

5.3.3.

Cálculo de la corriente crítica de descarga (Ic) ............................................................... 56

5.3.4.

Cálculo de la distancia crítica de descarga (S) ................................................................ 57

5.4.

Metodología para protección de estructuras o edificaciones (NFPA 780) ...................... 57

5.4.1.

Cálculo de la frecuencia anual de rayos esperada (Nd) .................................................. 58

5.4.2.

Cálculo de la densidad de descargas atmosféricas a tierra (Ng) ..................................... 59

5.4.3.

Cálculo de la frecuencia anual de descargas atmosféricas aceptadas (Nc)..................... 59

5.4.4.

Disposición de los terminales de apantallamiento (puntas Franklin) .............................. 60

5.4.5.

Conductores bajantes ....................................................................................................... 61

5.5.

Premisas para el cálculo de protección contra descargas atmosféricas caso PTO 115 kV . ......................................................................................................................................... 62

5.6.

Resultados de la aplicación de la metodología propuesta de apantallamiento para caso

PTO 115 kV ................................................................................................................................... 63 5.6.1.

Protección para barrajes y equipos de patio de subestación 115 kV ............................... 63

5.6.2.

Protección para casa de mando PTO 115 kV .................................................................. 64

CAPÍTULO 6 METODOLOGÍA PARA EL DISEÑO DE LA MALLA DE PUESTA A TIERRA EN SUBESTACIONES ELÉCTRICAS ....................................................................................... 66 ix

6.1.

Objetivo del sistema de puesta a tierra de una subestación eléctrica .............................. 66

6.2.

Diagrama de flujo ............................................................................................................ 66

6.3.

Metodología para cálculo de malla de puesta a tierra en subestaciones eléctricas ......... 67

6.3.1.

Determinación del área de cubrimiento de la malla y modelo del suelo (Datos del

campo) 67 6.3.2.

Determinación del tamaño del conductor de la malla ..................................................... 68

6.3.3.

Corriente de falla (If) ....................................................................................................... 68

6.3.4.

Determinación de las tensiones de toque y paso tolerables............................................. 68

6.3.5.

Diseño preliminar de la malla ......................................................................................... 69

6.3.6.

Determinación de la resistencia de malla ........................................................................ 69

6.3.7.

Máxima corriente de circulación por la malla ................................................................. 70

6.3.8.

Determinación del GPR................................................................................................... 71

6.3.9.

Determinación de las tensiones de toque y paso de diseño ............................................. 71

6.3.10. Comparación entre tensión de toque tolerable y la tensión de toque de diseño .............. 72 6.3.11. Comparación entre tensión de paso tolerable y tensión de paso de diseño ..................... 72 6.4.

Premisas para cálculo de sistema de puesta a tierra en subestación (caso específico PTO

115 kV) 72 6.5.

Resultados de la aplicación de la metodología propuesta de sistema puesta a tierra para

caso PTO 115 kV........................................................................................................................... 73 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ............................................................................ 77 REFERENCIAS ......................................................................................................................... 79 ANEXO A: Plano de planta de la subestación PTO 115 kV ......................................................... 81 ANEXO B

......................................................................................................................... 83

ANEXO C

......................................................................................................................... 89

ANEXO D Resultados de ETAP 5.0.4 .......................................................................................... 96 ANEXO E ……………………………………………………………………………………....100 ANEXO F.....................................................................................................................................108 x

ANEXO G...................................................................................................................................112 ANEXO H....................................................................................................................................122

xi

ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 2.1 Propiedades físicas y eléctricas del ACAR KCM 1024 ................................................ 16 Tabla 2.2 Valores de Rac en condiciones normales y de sobrecarga para ACAR KCM 1024 ..... 17 Tabla 2.3 Resultados de capacidad térmica para barras flexibles – Norma CADAFE 158-88 [16] ....................................................................................................................................................... 17 Tabla 2.4 Resultados de capacidad térmica para barras flexibles – Norma IEEE 738 [15] .......... 18 Tabla 2.5 Propiedades físicas y eléctricas del ASA Schedule 40 4´´ ............................................ 18 Tabla 2.6 Resultados de capacidad térmica (barra Schedule 40 4¨) - IEEE .................................. 19 Tabla 3.1 Datos del aislador soporte NGK .................................................................................... 30 Tabla 3.2 Resultados de esfuerzos Cantilever sobre aisladores soporte........................................ 31 Tabla 3.3 Datos de los Bushing de interruptores de potencia (tipo tanque muerto)...................... 31 Tabla 3.4 Resultados de esfuerzos Cantilever sobre interruptores de potencia entre bahías ........ 32 Tabla 3.5 Resultados de esfuerzos Cantilever sobre interruptores de potencia en una misma bahía ....................................................................................................................................................... 32 Tabla 3.6 Esfuerzos sobre conductores flexibles tendidos sobre pórticos .................................... 34 Tabla 3.7 Cargas verticales sobre pórticos de subestación PTO 115 kV ...................................... 35 Tabla 3.8 Tabla de hipótesis para cálculo de cargas longitudinales .............................................. 35 Tabla 3.9 Tabla de pesos compuestos de conductores para cada estado ....................................... 36 Tabla 3.10 Tensiones máximas para el estado 1 ........................................................................... 36 Tabla 3.11 Resultados de tensiones para los estados 2 y 3............................................................ 37 Tabla 4.1 Distancias mínimas de aislamiento recomendadas para subestaciones aisladas en aire – Impulso Atmosférico [8] ............................................................................................................... 46 Tabla 4.2 Distancias mínimas de aislamiento recomendadas para subestaciones aisladas en aire – Impulso tipo maniobra [8] ............................................................................................................. 48 Tabla 4.3 Niveles de contaminación para cálculo de longitud de fuga ......................................... 50 Tabla 4.4 Distancias escogidas para diseño de altura de pórticos PTO 115 kV............................ 51 Tabla 4.5 Distancias mínimas de seguridad y aislamiento – PTO 115 kV .................................. 52 Tabla 4.6 Características de aisladores poliméricos – NGK [28].................................................. 53 Tabla 5.1 Determinación del coeficiente ambiental C1................................................................. 59 Tabla 5.2 Valores de entrada y resultados para Cálculo de radio de Esfera – patio 115 kV......... 63 xii

Tabla 5.3 Resultados obtenidos para aplicación de apantallamiento de casa de mando PTO 115 kV .................................................................................................................................................. 64 Tabla 6.1Resultados obtenidos de diseño de malla de puesta a tierra – Subestación PTO 115 kV ....................................................................................................................................................... 74 Tabla 6.2 Potenciales y resistencias de malla obtenidos (EXCEL y ETAP) ................................. 74 Tabla B1 Modelo bi-estrato del suelo por eje de medición ........................................................... 87 Tabla B2 Promedios de resistividades para cada eje de medición ................................................ 88 Tabla G 1 Datos para cálculo del calor solar [15]……………………………………………. 114 Tabla G 2 Área efectiva proyectada [15]……………………………………………………... 114 Tabla G 3 Calor solar (Qs) [15]………………………………………………………………. 115 Tabla G 4 Factor multiplicativo (K) [15]…………………………………………………….. 115 Tabla G 5 Áreas para convección natural o forzada [15]…………………………………….. 116 Tabla G 6 Áreas para cálculo de energía por radiación [15]…………………………………. 117 Tabla G 7 Altitud y azimuth solar [29]……………………………………………………….. 118 Tabla G 8 Flujo de calor (Qs) [29]…………………………………………………………… 119 Tabla G 9 Viscosidad, densidad del aire y conductividad térmica [29]……………………… 121

xiii

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura a.1 Diagrama Unifilar – Subestación PTO 115 kV [1] ........................................................ 3 Figura a.2 Configuración Anillo Combinado – Subestación PTO 115 kV [1] ............................... 5 Figura 1.1 Organigrama Estructural Bucros ................................................................................... 8 Figura 2.1 Diagrama de flujo para cálculo de capacidad térmica en barras ................................. 10 Figura 3.1 Fuerzas Cantilever sobre aisladores (Verticales y horizontales) [15] ......................... 21 Figura 3.2 Diagrama de flujo de Esfuerzos en barras rígidas ....................................................... 22 Figura 3.3 Determinación de cargas longitudinales- Peor condición ........................................... 27 Figura 3.4 Carga resultante sobre un conductor ........................................................................... 35 Figura 4.1 Diagrama de flujo para diseño de distancias de seguridad ......................................... 39 Figura 4.2 Circulación de personal – Valor básico y zona de seguridad [30] .............................. 40 Figura 4.3 Dimensiones medias de un operador [30] ................................................................... 40 Figura 4.4 Dimensiones medias del operador (brazo extendido y abiertos horizontalmente) [30] ....................................................................................................................................................... 40 Figura 4.5 Protección para equipos en bajo nivel [30] ................................................................. 41 Figura 4.6 Circulación de vehículos [30] ..................................................................................... 42 Figura 4.7 Mantenimiento de rutina [30]...................................................................................... 43 Figura 4.8 Trabajo con maquinaria pesada [30] ........................................................................... 43 Figura 4.9 Ancho de barras Rígidas [30]...................................................................................... 44 Figura 4.10 Rango de movimiento de conductores flexibles [30]................................................ 45 Figura 4.11 Diagrama de flujo para metodología de distancia de aislamiento............................. 45 Figura 4.12 Diagrama de flujo para metodología IEC 71-1 ......................................................... 49 Figura 5.1 Diagrama de flujo para protección contra descargas atmosféricas ............................. 55 Figura 5.2 Principio de la Esfera Rodante [3] .............................................................................. 57 Figura 5.3 Área colectiva equivalente para estructura rectangular [4] ......................................... 58 Figura 5.4 Estructura protegida por la esfera rodante [4] ............................................................. 60 Figura 5.5 Ubicación de puntas Franklin para estructuras de dimensiones mayores a 15 metros [4] .................................................................................................................................................. 62 Figura 5.6 Vista de planta – Casa de mando subestación PTO 115 kV ....................................... 65 Figura 6.1 Diagrama de flujo de malla de puesta a tierra ............................................................. 67 Figura 6.2 Ejemplo de gráfica para obtener el factor de división Sf [2] ...................................... 70 xiv

Figura 6.3 Distribución de Corrientes típica en subestaciones de distribución ante una falla en el lado de alta tensión de la misma [2] .............................................................................................. 71 Figura 6.4 Gráfica para cálculo del factor de división 𝑆𝑓 ............................................................ 75 Figura B.1 Configuración del método de Wenner [2] ................................................................... 84 Figura B.2 Método gráfico de Sunde [2] ....................................................................................... 86 Figura B.3 Resistividad aparente vs separación de electrodos ...................................................... 88 Figura C. 1 Relación ancho-largo con K1 ..................................................................................... 91 Figura C. 2 Relación ancho-largo con 𝐾2 ..................................................................................... 91 Figura C.3 Relación entre la corriente de falla y el factor de decremento [2]…………………....95 Figura H 1 Gráfica para obtener Vf y VF [16] ............................................................................ 124 Figura H 2 Gráfica para obtención de factor de reenganche [16] ............................................... 124

xv

LISTA DE SÍMBOLOS A: Sección transversal del conductor, [mm2]. a : Distancia entre fases a la altura de los pórticos, [1] Ae: Área colectora, [4]. amin : Distancia de separación fase-fase establecida por normas [8] ó [11]. b: Factor de asimetría (se considera como 1.8 ∙ 2), [16]. CD : Coeficiente de resistencia al aire. Cs : es un factor de reducción, [2]. CP : Valor de proyección, [1]. d: es la separación entre ejes de conductores, [m]. D : Diámetro del conductor, [m], [16]. Df : Factor de decremento, [2]. Di : Diámetro efectivo del aislador [cm, in], [15]. E : Módulo de elasticidad del aluminio, [N/m2 ]. e : Coeficiente de emisividad. F: Coeficiente del efecto Skin. f: es la flecha máxima permisible, [m]. Fcc : es la fuerza por unidad de longitud, [N/m]. GF : Factor de ráfagas. Hi : Altura del aislador soporte. Hf : Distancia desde el centro del conductor hasta el aislador soporte. I: Corriente del conductor transmitida continuamente (en valores eficaces), [16]. I: Factor de importancia, [15]. I : Momento de inercia, [16]. Ic: Corriente crítica de descarga [1]. xvi

Icc : Valor eficaz de la corriente de cortocircuito simétrica, [kA]. IG : Corriente máxima de circulación por la malla de puesta a tierra, [2]. K: Constante de proporcionalidad. k: Constante para el cobre ó aluminio (CADAFE [16]). K a : Factor de corrección por altitud (IEC 71-1). K1 : Factor de sobrecarga aplicada a fuerzas de viento. K 2 : Factor de sobrecarga aplicado al cortocircuito. K 3 : Factor de sobrecarga aplicado a cargas gravitacionales. K f : Conductividad térmica del aire. K Z : Factor de exposición y altura. l: Longitud del vano, [m]. LE : Longitud del vano efectiva de la barra, [15]. LT : Longitud de conductor enterrado, [2]. m: Masa por unidad de longitud , [kg/m]. P: Presión del viento, N/m2 . R ac : Resistencia AC efectiva a la temperatura de conductor. R: es la resistencia de DC para la temperatura de operación, [Ω/m]. S: Distancia crítica de descarga. Sf : factor de división, [2]. Sf−t : Distancia mínima de aislamiento fase-tierra, [8]. Rg: resistencia de la malla de puesta a tierra, [2]. ri : Ancho de la capa de hielo. T1 : Tensión horizontal del conductor en el estado 1, [kg]. T2 : Tensión horizontal del conductor en el estado 2, [kg]. Ta : Temperatura ambiente. Tc : Temperatura en condiciones de operación. TCN : Temperatura en condiciones normales de operación. xvii

Ti: Temperatura inicial de conductor (condiciones normales), [°C]. Tm: Temperatura máxima del conductor bajo cortocircuito. V: Velocidad del viento. Vf : Relación del esfuerzo dinámico al esfuerzo estático de la barra. VF : Relación del esfuerzo dinámico al estático del soporte. Vr : Factor de re-enganche. W: Peso del conductor, [kg/m]. W1 : Peso del conductor en el estado 1, [kg/m]. W2 : Peso resultante del conductor en el estado 2, [kg/m]. Yk : Desplazamiento horizontal realizado por un conductor flexible, [1]. Zo: Impedancia característica de la subestación. α: Factor de efectividad del viento, (usualmente 0.6). : Coeficiente de dilatación lineal del conductor, [1/°C]. γ: Coeficiente de absorción solar (CADAFE [16]). φ: Altitud solar (90° para latitud ecuatorial [16]). θ2 : Temperatura del conductor en el estado 2, [°C]. θ1 : Temperatura del conductor en el estado 1, [°C]. λ: Factor de apoyo. ρf : Densidad del aire. μf : Viscosidad del aire. τ: Constante de tipo de falla (0.866 para configuración flat de tres fases). δ : Es el factor de corrección por altitud y A es la altura (m.s.n.m) en kilómetros.

xviii

LISTA DE ABREVIATURAS

Em : Tensión de toque de diseño, [2]. Es : Tensión de paso de diseño, [2]. Es−70 : Tensión de paso tolerable, [2]. Et−70 : Tensión de toque tolerable, [2]. FGB : Peso total efectivo de la barra transmitida al aislador. FGI : Peso total del aislador. FH: Fuerza estática, [N]. Fis : Carga Cantilever total sobre el final del aislador (conector). FW : Fuerza de viento sobre la barra [N/m]. FWB : Fuerza de viento sobre la barra transmitida al aislador. FWi : Fuerza del viento sobre el aislador. FSB : Fuerza por cortocircuito transmitida al aislador. GPR: Máxima tensión de malla de puesta a tierra, [2]. Nc: Frecuencia anual de descargas aceptadas. Nd: Frecuencia anual de descargas esperada. 𝑄𝐶 : Potencia perdida por convección, [W/m]. 𝑄𝐼 : Potencia absorbida por insolación, [W/m]. 𝑄𝑅 : Energía potencia perdida por radiación, [W/m].

xix

INTRODUCCIÓN En la actualidad resulta importante contar con una base metodológica sencilla y directa que describa los pasos a seguir para elaborar el diseño de subestaciones eléctricas, donde se reflejen las especificaciones dadas por las normas pertenecientes a la industria eléctrica a nivel mundial que sugieren la mayor cantidad de variables. La finalidad de este proyecto de pasantía es presentar los procedimientos a seguir para diseñar tópicos particulares de subestaciones eléctricas que involucran normativas que describen los requerimientos de capacidad térmica en barras, esfuerzos mecánicos, distancias mínimas de seguridad y aislamiento, apantallamiento contra descargas atmosféricas y malla de puesta a tierra. Para aquellos tópicos que aplique, se realizarán comparaciones entre metodologías de normas aplicables y se verificarán sus variaciones para el diseño de la subestación PTO 115 kV perteneciente al plan de siembra petrolera. JUSTIFICACIÓN: La infraestructura eléctrica existente en PTO no satisface la demanda de energía de las nuevas instalaciones estimada en 19 MW para el año horizonte (2012). Esto origina la necesidad de construir nuevas infraestructuras, es decir, una nueva subestación eléctrica y sus líneas de transmisión asociadas. De no construirse la subestación, PDVSA no podrá operar el Oleoducto de 42" PTO-JOSE, por falta del suministro de energía eléctrica, ni podrá dar refuerzo a la adecuación de la S/E Cachama para el proyecto Diluenducto COB-PTO 36", [1]. La realización del presente proyecto en sinergia con otros proyectos, permitirá suministrar la energía eléctrica para manejar de manera segura y oportuna 1426 MBD (Año 2012) de crudo correspondiente a la producción prevista en los Distritos Sociales San Tomé y Morichal. UBICACIÓN DE LA SUBESTACIÓN PTO 115 kV La subestación PTO 115 kV estará ubicada en la localidad de San Tomé, en el estado Anzoátegui aproximadamente a 17 km al noroeste del campo residencial San Tomé. Es necesario que su ubicación sea cercana a la actual S/E Cachama, para poder transferir con facilidad las cargas que están previstas a ser servidas por la nueva subestación.

2 DESCRIPCIÓN DE LA SUBESTACIÓN PTO 115 kV El plan Siembra Petrolera abarca numerosos proyectos cuya finalidad en común es optimizar la producción y transporte de crudo en el territorio nacional. En lo que a este proyecto de pasantía corresponde, se realizará la ingeniería base de una subestación denominada PTO 115 kV para poder suministrar la energía eléctrica requerida para la puesta en servicio del oleoducto 42´´ PTO-JOSÉ. De acuerdo con estudios realizados por la empresa PDVSA, la nueva subestación eléctrica deberá operar en 115 kV con capacidad firme 75 MVA debido a la demanda para el año 2012 (25MVA) y el crecimiento correspondiente a la segunda fase de bombeo de PTO prevista a partir del año 2013, que se estima será equivalente a la primera fase y la interconexión con la S/E Cachama. Esta nueva subestación se alimentará inicialmente mediante dos (2) líneas en 115 kV desde la subestación Guara Oeste, la cual deberá ser ampliada para poder cumplir con éste propósito; una (1) línea en 115 kV desde la futura subestación Bare Cariña y finalmente dos (2) líneas en 115 kV (futura) que la vincularán con las líneas Tigre 1 (115kV). Adicionalmente se tiene previsto una interconexión con la subestación Cachama que tiene serios problemas de caída de tensión al momento de arranque de motores. La subestación PTO 115 kV además servirá para los siguientes propósitos: -

Satisfacer la nueva demanda eléctrica como consecuencia del crecimiento de la producción programada de crudo en los distritos de San tomé y Morichal.

-

Aumentar la confiabilidad de la red eléctrica de transmisión del distrito San Tomé, asegurando continuidad de servicio.

A continuación se presenta el diagrama unifilar de la subestación PTO 115 kV (ver figura a.1):

3

Figura a.1 Diagrama Unifilar – Subestación PTO 115 kV [1]

INSTALACIONES ASOCIADAS AL PROYECTO En líneas generales dentro del diseño de la subestación PTO 115 kV se encuentran comprendidos los pórticos de 115 kV y 69 kV. Existirá una casa de mando que contenga una sala de control, sala de baterías, depósitos, salas de baños, casa de celdas, oficinas para albergar los tableros de distribución de potencia de 34.5 kV, tableros para protección en alta tensión, tableros para comunicación y despacho de carga, servicios auxiliares (208-120 V), banco de baterías, rectificador de corriente continua, etc. Los equipos que estarán dispuestos en el patio de la subestación son los siguientes: -

Dos Transformadores de potencia 50 MVA (115/69 kV).

-

Dos Transformadores de potencia 75/100/125 MVA (115/34.5 kV).

-

Seccionadores de barra Tri-polar con doble apertura central (31.5 kA).

-

Interruptores de potencia tipo Tanque Muerto (40 kA).

4 -

Dos bancos de condensadores 15 MVAR.

-

Aisladores soporte (115 kV).

-

Transformadores de tensión capacitivos.

-

Transformadores de tensión magnéticos.

ARREGLO DE BARRAS DE LA SUBESTACIÓN PTO 115 kV El arreglo de barras para la subestación PTO 115 kV, debido a exigencias de PDVSA, será de configuración de anillo combinado (6 en total) que consiste en anillos sencillos con conexión reforzada entre dos circuitos. Se propone la colocación de dos transformadores 115/34,5 kV de 75/100/125 MVA de capacidad ONAN e impedancia de 10%, que alimentarán a 6 módulos de transformación 34,5/4,16 kV (cargas existentes y nuevas), a través de conductores armados directamente enterrados con aislamiento para 34,5 kV [1]. Mediante dicha configuración se puede remover un interruptor para mantenimiento sin afectar el servicio. En el caso de falla en un interruptor se pierden dos circuitos, por cuya razón los transformadores deben alimentarse desde barras no adyacentes [1]. Las ventajas de la configuración anillo combinado son las siguientes [1]: -

Operación flexible.

-

Alta confiabilidad

-

Doble alimentación por circuito.

-

No hay barra principal.

-

Desconexión de seccionadores de barra e interruptores sin interrupción de servicio.

Las desventajas de la configuración anillo combinado son las siguientes: -

Apertura de anillos puede causar combinaciones indeseables de circuitos.

-

Cada circuito debe tener su propia fuente de potencial para los relés.

La configuración de anillo combinado puede observarse en la figura a.2:

5

Figura a.2 Configuración Anillo Combinado – Subestación PTO 115 kV [1]

CONDICIONES DE OPERACIÓN El peor caso para circulación de corrientes en la subestación sería la operación de ambos transformadores en paralelo y en sobrecarga, donde se estaría manejando una potencia de 250 MVA (suma de las máximas potencias de los dos transformadores). Para el caso del diseño en particular de la subestación PTO 115 kV se especifica dentro de los documentos contractuales, que por decisión de PDVSA los equipos especificados así como el sistema de barras tendidas y soportadas dentro de la misma deberán ser diseñados para soportar una corriente de 2000 A (como valor nominal) [1]. OBJETIVO GENERAL: Tener como base metodologías de trabajo que reflejen cada uno de los pasos a seguir a la hora de iniciar el diseño básico de subestaciones eléctricas desde el punto de vista de ingeniería para los tópicos descritos anteriormente, además de realizar una comparación de metodologías entre normas en los casos donde aplique y verificar las variaciones de los resultados obtenidos. OBJETIVOS ESPECÍFICOS: -

Identificación de las normas para llevar a cabo la finalidad del proyecto de pasantía.

-

Revisión de trabajos acerca del diseño de subestación eléctricas para facilitar el desarrollo de cada una de las metodologías a describir.

-

Realizar un análisis sobre el dimensionamiento de las distancias mínimas en aire que se

6 deben mantener en subestaciones eléctricas exteriores para garantizar el adecuado nivel de aislamiento. -

Realizar el análisis para la elaboración del apantallamiento de subestaciones eléctricas.

-

Seguir los aspectos fundamentales sobre el diseño de mallas de puesta a tierra en subestaciones eléctricas.

-

Evaluar las configuraciones de las subestaciones eléctricas para analizar su influencia en el cálculo de los esfuerzos electromecánicos en barras.

Este libro de pasantía está compuesto de 6 capítulos; en el capítulo 1 se hace una pequeña reseña de la empresa BUCROS C.A. lugar donde se desarrolló tanto la revisión bibliográfica necesaria, como los cálculos y planos de la subestación en estudio. En los capítulos consecutivos se desarrolla una metodología para el diseño básico de los aspectos electromecánicos: -

Capítulo 2: metodología para diseño de capacidad térmica en sistema de barras dentro de subestaciones eléctricas; bajo decripciones de las normas IEEE Std 605 [15], IEEE Std 738 [29] y CADAFE 158-88 [16].

-

Capítulo 3: metodología para cálculo de esfuerzos en sistemas de barras en subestaciones eléctricas y equipos o estructuras asociadas, bajo las descripciones de las normas IEEE Std 605 [15] y CADAFE 158-88 [16].

-

Capítulo 4: metodología para diseño de distancias mínimas de aislamiento y seguridad dentro de subestaciones eléctricas; bajo descripciones de la norma IEEE Std 1427 [8] y la publicación de CIGRÉ [Parizy y otros], Comité No 23., 1971 [14], así como la norma IEC 60071-2 [11].

-

Capítulo 5: metodología para diseño de apantallamiento en patios de subestaciones y en estructuras o edificaciones dentro de las mismas; bajo descripciones de las normas IEEE Std 998 [3] y NFPA 780 [4], (no existe comparaciones).

-

Capítulo 6: metodología para diseño de malla de puesta a tierra; bajo las descripciones expuesta en la norma IEEE Std 80 [2] (única norma).

Adicionalmente para cada capítulo se realiza la aplicación de dichas metodologías al proyecto de diseño de la subestación PTO 115 kV (Siembra petrolera 2013).

7

CAPÍTULO 1 DESCRIPCIÓN DE LA EMPRESA 1.1.

Ingeniería BUCROS C.A.

Ingeniería BUCROS C.A., es una empresa venezolana constituida por un grupo de profesionales calificados dedicados al desarrollo de actividades de consultoría en las áreas de Gerencia e Ingeniería. Tiene más de 20 años de operación comercial consolidada en las áreas de ingeniería eléctrica y civil, con soporte en mecánica e instrumentación, de amplia experiencia en la realización de proyectos de Ingeniería Conceptual, Básica y de Detalle, Inspección de Obras, Procura de Materiales y Equipos, Gerencia de Proyectos, y Ejecución de Obras en forma de contrato global de Ingeniería y/o Procura y Construcción con recursos propios o mediante consorcios con empresas de prestigio. Fundada en 1985, desde sus inicios INGENIERIA BUCROS, C.A. se ha desarrollado en forma acelerada, logrando la conformación de equipos de especialistas con experiencia en las áreas de Ingeniería Eléctrica, Civil, Geodesia y Sistemas, Arquitectura y Gerencia, logrando ejecutar estudios y proyectos para la Industria Petrolera y el Sector de Empresas de Servicio del País, extendiéndose al ámbito de Salud y Agricultura a través de procesos financiados por la Banca Multilateral. La infraestructura actual de la Empresa le permite adquirir compromisos profesionales del orden de 150.000 horas-hombre anuales con el personal de plantel, pudiéndose aumentar a 200.000 horas-hombre si se considera el personal especializado contratado y las asociaciones estratégicas con las que contamos. 1.2.

Visión

“Ser una Empresa de ingeniería, consolidada y de prestigio en la prestación de servicios de calidad, con personal calificado, tecnología de punta y rentabilidad adecuada para la organización”.

8 1.3.

Misión

“Prestar servicios de ingeniería, procura y construcción a los sectores eléctrico, petrolero, industrial y de servicios en general, ofreciendo a nuestros clientes, productos con estándares de calidad a una justa relación costo-beneficio”. Actualmente la empresa BUCROS está desarrollando el Sistema de Gestión de la Calidad, debido al interés por continuar ofreciendo servicios ampliamente reconocidos en el sector y conscientes de los beneficios que esto reporta al mejoramiento continuo de los procesos y por ende a la satisfacción de nuestros clientes internos y externos. El sistema de gestión de calidad se encuentra en la etapa final del Módulo Organización, pudiéndose apreciar paralelamente, avances sustanciales en el Módulo de la Documentación requerida. Estos procesos son de vital importancia para la Implantación y las auditorias, previas a la Certificación. 1.4.

Organigrama BUCROS

En la Figura 1.1 se muestra el organigrama de la empresa BUCROS:

Figura 1.1 Organigrama Estructural Bucros

9

CAPÍTULO 2 METODOLOGÍA PARA CÁLCULO DE LA CAPACIDAD TÉRMICA EN BARRAS DE SUBESTACIONES ELÉCTRICAS En el siguiente capítulo se describirán las metodologías para el cálculo de la capacidad térmica en las barras de las subestaciones eléctricas que constituyen los patios de maniobras. Las normas que se utilizan como referencia para el desarrollo de dichas metodologías son las siguientes: -

IEEE Std 605 (1998) “Guide for desing of substations Rigid-Bus Structures” [15].

-

IEEE Std 738 (1993) “Calculating the current-temperature relationship of bare overhead conductors” [29].

-

CADAFE 158-88: “Guía técnica para el cálculo de juego de barras” [16].

-

CADAFE NS-P 240: “Especificación técnica para barrajes y conductores desnudos” [17].

Se realizará una comparación entre las metodologías que apliquen y se verificará las diferencias en los resultados de sus aplicaciones. 2.1.

Objetivo del cálculo de la capacidad térmica en barras de subestaciones eléctricas

El objetivo del cálculo de la capacidad térmica es obtener las magnitudes de las corrientes que manejarán las barras de la subestación a diseñar con el fin de determinar si violan sus capacidades térmicas, tomando en consideración bajo qué condiciones de operación estará sometida dicha subestación. 2.2.

Metodología para cálculo de capacidad térmica de barras en subestaciones eléctricas

En esencia, los procedimientos expresados por las tres normas que se estudiarán en éste capítulo son similares desde un punto de vista general; no así desde el punto de vista de variables y constante a utilizar. Para visualizar el procedimiento macro a seguir para determinar la capacidad térmica en barras de subestaciones, ya sean flexibles o rígidas, se puede ver el diagrama de flujo de la figura 2.1:

10 2.2.1. Diagrama de flujo para cálculo de capacidad térmica en barras Definir condiciones ambientales y atmosféricas

SÍ

Definición del tipo de barras Flexible o rígida

Definir condiciones de operación (Normal, contingencia, sobrecarga)

Determinar potencias bajo condiciones de operación Qi, Qc, Qr Qcond

Determinar capacidad de corriente (ecuación de balance térmico) ¿RAC?

NO

Se trabaja con la RDC y se aplica factor de correccion por efecto Skin

Figura 2.1 Diagrama de flujo para cálculo de capacidad térmica en barras

Las condiciones de operación se deben definir en base al arreglo de barras de la subestación, así como la consideración de la potencia que manejará la misma, de ésta forma se establecen las corrientes nominales y de sobrecarga en el sistema. El usuario debe disponer el dato de la resistencia de la barra; en el caso de tener el dato de la resistencia AC el efecto pelicular está considerado dentro de la misma, en caso contrario es necesario aplicar factores de corrección por efecto Skin para poder obtener la capacidad térmica de las barras. 2.2.2. Capacidad térmica de conductores, según CADAFE 158-88 [16] La metodología para cálculos de capacidad térmica propuesta por CADAFE [16] no está especificada para un determinado tipo de conductor o barra, lo cual le permite ser aplicada tanto para casos flexibles como rígidos. La ecuación que rige el balance térmico es:

I 2 ∙ R ac + Q I = Q C + Q R

(2.1)

Donde: -

I: es la corriente del conductor transmitida continuamente (en valores eficaces) para una temperatura de operación determinada, [A].

-

Rac : es la resistencia AC efectiva a la temperatura de conductor, [Ω/m].

-

QI : es la potencia absorbida por insolación, [W/m].

-

QC : es la potencia perdida por convección, [W/m].

-

QR : energía potencia perdida por radiación, [W/m].

11 1) Potencia absorbida por insolación: (2.2)

Q I = 1100 ∙ γ ∙ D ∙ sen φ

Donde: -

γ: coeficiente de absorción solar.

-

D: diámetro del conductor, [m].

-

φ: altitud solar (90° para latitud ecuatorial [16]).

2) Potencia perdida por convección, se rige bajo dos ecuaciones:

Q c = 1.01 + 1.35 ∙

Q c = 0.753 ∙

D ∙ ρf ∙ V μf

D ∙ ρf ∙ V μf

0.52

(2.3)

∙ K f ∙ TCN − Ta

0.6

(2.4)

∙ K f ∙ TCN − Ta

Donde: -

V: velocidad del viento, [m/h].

-

D: diámetro del conductor, [m].

-

TCN : temperatura en condiciones normales de operación [°C].

-

Ta : temperatura ambiente, [°C].

-

ρf : densidad del aire, [kg/m3 ].

-

μf : viscosidad del aire, [(kg/m)h].

-

K f : conductividad térmica del aire, [W/(m°C)].

En las ecuaciones (2.3) y (2.4) está involucrado el número de Reynolds

D∙ρ f ∙V μf

por lo cual

existen dos condiciones para el uso de las mismas: -

Si el número de Reynolds está comprendido entre 0.1 y 1000, se usa la ecuación (2.3).

-

Si el número de Reynolds se encuentra entre 1000 y 18000, se usa la ecuación (2.4).

Para el caso particular de viento cero (0), las pérdidas por convección (natural) se obtienen de la siguiente forma:

12 0.75 Q c = 14,77 ∙ ρ0.5 ∙ (TCN − Ta )1.25 f ∙D

(2.5)

3) Potencia perdida por radiación: (Ley de Stefan-Boltzman):

Q R = 17,8 ∙ D ∙ e ∙

Tc 100

4

Ta − 100

4

(2.6)

Donde: -

D = diámetro del conductor, [m].

-

Tc = temperatura en condiciones de operación, [°K].

-

Ta = temperatura ambiente, [°K].

-

e = coeficiente de emisividad.

2.2.3. Capacidad térmica de conductores (rígidos) según IEEE Std 605 [15] La metodología para cálculos de capacidad térmica propuesta por la IEEE Std 605 [15] aplica únicamente para barras rígidas. Su formulación para éste cálculo es la ecuación (2.7): I 2 ∙ R ∙ F + Q I = Q C + Q R + Q cond

(2.7)

Donde: -

R: es la resistencia DC para la temperatura de operación, [Ω/m].

-

F: coeficiente del efecto Skin.

A continuación se describirá el desarrollo de las potencias empleadas en la ecuación (2.7) tomando en cuenta que, el procedimiento y el uso de sus constantes se definen en el anexo G de este libro de pasantía: 1) Potencia absorbida por insolación: Q I = 0.00695 ∙ ε6 ∙ Q S ∙ A9 ∙ K ∙ senθ

Donde: -

ε6 : coeficiente de absorción solar (igual al usado en la ecuación radiación).

(2.8)

13 -

θ: es el ángulo de incidencia efectivo, (θ = cos −1 [cos Hc ∙ cos Zc + Z1 ]), [grados].

-

A9 : area proyectada del conductor [pulgadas cuadradas por pies].

-

QS : calor total radiado del sol, [W/ft 2 ].

-

K: factor por calor para Alturas elevadas.

2) Potencia perdida por convección: La norma IEEE Std 605 [15] propone diferentes metodologías para el caso de configuraciones de barras planas o tubulares. Para ver las ecuaciones utilizadas en el caso de superficies del conductor planas, se puede ver el anexo C de la norma en estudio [15]. Para el caso más común (barras tubulares) la formulación es la siguiente: Q C = 0.010 ∙ d−0.4 ∙ A ∙ ∆T

(2.9)

Donde: -

∆T: es la diferencia de temperatura entre la superficie del conductor y el ambiente, [ °C].

-

d: diámetro de la barra, [in].

-

A: área de la superficie del conductor, [pulgadas cuadradas por pies].

3) Potencia perdida por radiación: 4 Q R = 36.9 ∙ 10−12 ∙ ε ∙ A ∙ (TCN − Ta4 )

(2.10)

Donde: -

TCN : temperatura del conductor, [°K].

-

Ta : temperatura ambiente, [°K].

-

A: área de la superficie del conductor, [pulgadas cuadradas por pies].

4) Potencia perdida por conducción: Su valor es despreciable, la norma IEEE 605 [15], no expresa formulaciones para su cálculo.

14 2.2.4. Capacidad térmica de conductores (flexibles) según IEEE Std 738 [29] La metodología para cálculo de capacidad térmica para barras flexibles expuesta por la norma IEEE Std 738 [29] es similar a la expuesta por la norma CADAFE 158-88 [16], debido a que implica el cálculo de las mismas potencias. En el anexo G se expresan todas éstas ecuaciones de potencia bajo la metodología IEEE 738 [29]. 2.3.

Comparación entre metodologías propuestas para cálculo de sistemas de barras en subestaciones eléctricas

2.3.1. Comparación IEEE Std 738 [29] y CADAFE 158-88 [16] Las metodologías de las normas IEEE Std 738 [29] y CADAFE 158-88 [16] se basan ambas en el uso de la ecuación de balance térmico, involucrando las mismas potencias (Insolación, convección y radiación). La norma CADAFE es una adaptación de la norma IEEE para casos de diseños de subestaciones en la línea ecuatorial (caso específico de Venezuela), por lo cual muchas de las constantes y variables dentro de sus ecuaciones de potencias están ya definidas para ésta zona. Es de esperarse que la aplicación de ambos procedimientos arroje resultados similares. Recordemos que la norma IEEE Std 738 expresa un procedimiento únicamente para diseño de barras flexibles ó conductores trenzados. 2.3.2. Comparación IEEE Std 605 [15] y CADAFE 158-88 [16] A diferencia de la ecuación de balance térmico propuesta por la norma CADAFE [16], en la ecuación (2.7) existe una energía térmica adicional producto de la conducción (𝑄𝑐𝑜𝑛𝑑 ) la cual es normalmente despreciable en los cálculos de ampacidad de las barras debido a que sus magnitudes suelen ser pequeñas. Dicha energía suele causar incremento menor en la temperatura de los equipos conectados a las barras [15]. Un dato interesante, es que la velocidad del viento no está involucrada dentro de las ecuaciones de convección de la norma IEEE 605 [15], en tanto que para las potencias de radiación e insolación, el procedimiento involucra prácticamente las mismas variables que las expresadas por la norma IEEE Std 738, lo que sugiere que para barras rígidas y flexibles, las magnitudes de dichas potencias tienen las mismas dependencias de los fenómenos de absorción y disipación de calor. La norma IEEE 605 [15] aplica únicamente para casos de diseños de barras rígidas.

15 2.4.

Capacidad por cortocircuito [18]

La verificación de la capacidad de cortocircuito se obtiene de la siguiente formulación [18]:

ICC

T + 228 0.0125 ∙ log T m + 228 CN = A ∙ 1973,94 t

(2.11)

Donde:

2.5.

-

Tm: temperatura máxima del conductor bajo cortocircuito, [°C].

-

TCN : temperatura del conductor en condiciones normales, [°C].

-

t: duración de la corriente de cortocircuito, [s].

-

A: área transversal del conductor, [mm2 ]. Premisas para el cálculo de la capacidad térmica de barras en subestaciones eléctricas

Las condiciones ambientales en la zona de San Tomé son las siguientes (proporcionadas por PDVSA): -

Temperatura Ambiente:

Máxima 40°C, Mínima 20.3°C.

-

Altitud:

Menor a 1000 metros sobre el mar.

-

Velocidad del Viento:

Máxima 110 km/h, Mínima 13 km/h.

-

Barras flexibles:

ACAR calibre KCM 1024.

-

Barras rígidas:

ASA Schedule 40 (4´´).

2.6.

Resultados de la aplicación para metodología propuesta para diseño capacidad térmicas de barras en subestación PTO 115 kV

2.6.1. Capacidad térmica en conductores flexibles Para el estudio del sistema de barras flexibles, la empresa PDVSA exigió el uso de un conductor ACAR KCM 1024, por lo cual para el cálculo de capacidad térmica se trabajó con los siguientes valores (ver tabla 2.1):

16 Tabla 2.1 Propiedades físicas y eléctricas del ACAR KCM 1024 Variable

Descripción

Valor

A

Área del conductor [mm2]

519.1

D

Diámetro del conductor [mm]

29.59

Rac

Resistencia eléctrica AC (70°C, [Ω/m])

Cr

Carga de rotura [kg]

10493

CA

Capacidad de corriente [A]

878

E

Módulo de elasticidad [kg/ mm2]

6250

α

Coeficiente de dilatación lineal [1/°C]

6.75 ∙ 10−5

23 ∙ 10−6

Las corrientes manejadas por la subestación se obtienen con la ecuación (2.12):

I=

S3f

(2.12)

3 ∙ VLL

Donde: -

I: Corriente de línea bajo cualquier condición de operación.

-

S3f : Potencia trifásica bajo la cual estará operando el transformador.

-

VLL : Tensión de línea bajo la cual opera el sistema.

Para condiciones normales de operación las mayores corrientes reflejadas en la subestación se obtienen con la potencia nominal de los transformadores de 75 MVA: I=

75 MVA 3 ∙ 115 KV

= 376,533 A

Tomando el peor caso de operación, se tendría ambos transformadores de 75 MVA trabajando en paralelo y trabajando a su máxima capacidad (125 MVA), que sería la peor condición de sobrecarga y que provocaría las mayores circulaciones de corrientes dentro de la subestación: I=

250 MVA 3 ∙ 115 KV

= 1255.11 A

17 Al aplicar la metodología para la capacidad térmica de las barras flexibles es necesario obtener la resistencia AC del ACAR KCM 1024 en condiciones de sobrecarga (110°C): (2.13)

R T2 = R T1 ∙ (1 + α ∙ T2 − T1 )

α es el coeficiente de temperatura de la resistencia (para aluminio es 0.00403 [1/°K]). En la tabla 2.2 se reflejan los valores de las resistencias AC para las dos condiciones de operación: Tabla 2.2 Valores de Rac en condiciones normales y de sobrecarga para ACAR KCM 1024 Resistencia AC [Ω/m] Condición normal (70°C)

6.75 ∙ 10−5

Condición de sobrecarga (110°C)

7.83 ∙ 10−5

Los resultados de capacidad térmica para el sistema de barras flexibles sobre la subestación PTO 115 kV bajo la metodología expuesta por CADAFE 158-88 [16] se representan en la tabla 2.3: Tabla 2.3 Resultados de capacidad térmica para barras flexibles – Norma CADAFE 158-88 [16] Variable

Unidades

Condición normal (Viento y sol)

Condición sobrecarga (Viento y sol)

𝑸𝑰

W/m

14.6

14.6

𝑸𝑪

W/m

104.6

244.1

𝑸𝑹

W/m

11.1

31.3

Capacidad corriente

A

1224.8

1825.7

Se observa que tanto para condiciones normales de operación como para sobrecarga, la capacidad térmica del conductor seleccionado (1024 KCM) es adecuada para el diseño de la subestación PTO 115 kV, debido a que las magnitudes de corrientes que puede experimentar dicha subestación para las dos condiciones de operación antes expresadas no logran superar las magnitudes de corrientes determinadas en la tabla 2.3 (1825.7 ≥ 1255.11 A). Los resultados de capacidad térmica para el sistema de barras flexibles sobre la subestación PTO 115 kV bajo la metodología expuesta por IEEE Std 738 [29] se representan en la tabla 2.4:

18 Tabla 2.4 Resultados de capacidad térmica para barras flexibles – Norma IEEE 738 [15] Variable

Unidades

Condición normal (Viento y sol)

Condición sobrecarga (Viento y sol)

𝐐𝐈

W/ft

4.16

4.16

𝐐𝐂

W/ft

31.8

74.3

𝐐𝐑

W/ft

3.3

9.5

Capacidad Corriente

A

1229.8

1828.4

Debido a imposición de PDVSA en cuando al diseño del sistema de barras de la subestación, donde se exige que para PTO 115 kV las mismas deben soportar mínimo una magnitud de corriente de 2000 A (como capacidad nominal), es necesario utilizar un haz de dos conductores por fase ACAR KCM 1024 para poder cubrir dichas magnitudes de corrientes. 2.6.2. Capacidad térmica en barras rígidas Para el estudio del sistema de barras rígidas la empresa PDVSA exigió el uso de un conductor ASA Schedule 40 de 4´´ cuyas características se reflejan en la tabla 2.5: Tabla 2.5 Propiedades físicas y eléctricas del ASA Schedule 40 4´´ Variable

Descripción

Valor

A

Área del conductor [mm2 ]

2045.2

𝐃𝐞𝐱𝐭

Diámetro exterior del conductor [mm]

114.3

P

Peso del conductor aproximado [kg/km]

5555.32

Rac

Resistencia eléctrica AC (70°C, [Ω/ft])

5.7 ∙ 106

CA

Capacidad de corriente [A]

2180

La resistencia AC de la barra tubular en estudio en condiciones de contingencia (110°C) es: R T2 = 0,0000057 ∙ 1 + 0.00403 ∙ 383,15 − 343.15

= 0.00000663 Ω/ft

Los resultados obtenidos mediante la metodología propuesta por CADAFE 158-88 demuestran magnitudes de corrientes evidentemente mayores a las obtenidas por la metodología para barras rígidas IEEE 605, cuyos resultados se muestran a continuación en la tabla 2.7:

19 Tabla 2.6 Resultados de capacidad térmica (barra Schedule 40 4¨) - IEEE Variable

Unidades

Condición normal (con viento, con sol)

Condición sobrecarga (con viento, con sol)

𝑸𝑰

W/ft

14.38

14.38

𝑸𝑪

W/ft

25.9

60.6

𝑸𝑹

W/ft

11.8

33.1

Capacidad Corriente

A

2574.7

3761.1

Los resultados obtenidos mediante la aplicación de la metodología IEEE 605 [15], la cual es una norma específica para barras rígidas, demuestra que para una Schedule 40 4’’ la capacidad de corriente en la zona de implantación de la subestación soporta sin ningún problema las corrientes nominales, de sobrecarga e incluso la impuesta y especificada por PDVSA de magnitud 2000 A. El diseño de la subestación con este tipo de barras es adecuado. 2.6.3. Capacidad de cortocircuito Por condiciones expuestas por PDVSA, la temperatura máxima para el conductor durante un cortocircuito es de 200 °C; para el conductor ACAR 1024 KCM, se tiene un área transversal de 519.1 mm2 :

Icc = 519.1 ∙ 1973.94 ∙

200 + 228 0.0125 ∙ log⁡ ( 70 + 228 ) 0.5

Icc = 64.24 kA Se observa que el conductor seleccionado cumple con esta condición, debido a que soporta para el tiempo indicado de circulación de corriente de falla, una mayor magnitud que los 30 kA de nivel de cortocircuito trifásico de la subestación PTO 115 kV.

20

CAPÍTULO 3 METODOLOGÍA PARA CÁLCULO DE ESFUERZOS EN BARRAS DE SUBESTACIONES ELÉCTRICAS En el siguiente capítulo se expondrá la metodología y su respectiva aplicación, para el cálculo de esfuerzos en barras y equipos asociados para subestaciones eléctricas. El desarrollo se basará en la obtención de las fuerzas Cantilever sobre los aisladores de los equipos y aisladores soportes dentro del patio de la subestación, así como los esfuerzos sobre conductores producto de cortocircuitos y flujos de viento. Para desarrollar dicha metodología se hará uso de las consideraciones expresadas por la norma IEEE Std 605 (1998) “Guide for desing of subestations Rigid-Bus Structures” [15] así como la norma 158-88 de CADAFE [16]. 3.1.

Objetivo del cálculo de esfuerzos en barra de subestaciones eléctricas

El objetivo es determinar las magnitudes de las fuerzas aplicadas sobre los aisladores de los equipos de potencia y de los soportes dispuestos en patios, así como las cargas que sufren los pórticos, de modo que se logre obtener un diseño adecuado de todas éstas estructuras que regirán un diseño dentro de las subestaciones eléctricas. 3.2.

Metodología para cálculo de esfuerzos en barras rígidas de subestaciones eléctricas según norma IEEE 605 [15]

Mediante el cálculo de los esfuerzos en las barras rígidas, se puede obtener las fuerzas Cantilever sobre aisladores soporte. Las formulaciones propuestas por la norma IEEE 605 [15], para configuraciones horizontales y verticales de aisladores se muestran a continuación: -

Aislador vertical:

Fis = K1 ∙

FWi Hi + Hf ∙ FWB + + K2 ∙ 2 Hi

Hi + Hf ∙ FSB Hi

(3.1)

21 -

Aislador horizontal:

Fis = K 3 ∙

FGI Hi + Hf ∙ FGB + + K2 ∙ 2 Hi

Hi + Hf ∙ FSB Hi

(3.2)

Donde: -

Fis : carga Cantilever total sobre el final del aislador (conector), [N].

-

FWi : fuerza del viento sobre el aislador, [N].

-

FWB : fuerza de viento sobre la barra transmitida al aislador, [N].

-

FGI : peso total del aislador, [N].

-

FGB : peso total efectivo de la barra transmitida al aislador, [N].

-

FSB : fuerza por cortocircuito transmitida al aislador, [N].

-

K1 : factor de sobrecarga aplicada a fuerzas de viento.

-

K 2 : factor de sobrecarga aplicado al cortocircuito.

-

K 3 : factor de sobrecarga aplicado a cargas gravitacionales.

-

Hi : Altura del aislador, [cm].

-

Hf : distancia desde el centro del conductor hasta el aislador, [cm].

Las fuerzas Cantilever totales se ilustran en la figura 3.1:

Figura 3.1 Fuerzas Cantilever sobre aisladores (Verticales y horizontales) [15]

Para facilitar los pasos a seguir en la metodología de cálculo de esfuerzos sobre barras rígidas se diseñó el siguiente diagrama de flujo (Ver figura 3.2):

22 Condiciones de diseño y arreglo de barras Selección de forma y tipo de material para las barras Establecer el tamaño del conductor (ampacidad)

Establecer necesidad de amortiguamiento y selección del dispositivo en caso de necesitarlo

Fuerza gravitacional total FG

Fuerza de viento del conductor FW

Fuerza de cortocircuito sobre el conductor FSC

Calcular fuerza vectorial total sobre conductor FT Máxima longitud de vano (Deflexión) LD

Máxima longitud de vano (estrés) LS Máxima longitud de vano permitida LA

Variar longitudes de vanos, forma de las barras, material ó la combinación entre ellas

NO

¿Son todas las longitudes menores a LA?

Calcular fuerzas cantilever SÍ

Seleccionar aislador requerido

Diseño efectivo

Figura 3.2 Diagrama de flujo de Esfuerzos en barras rígidas

Una vez establecidas las condiciones de diseño y arreglo de barras de la subestación (el tamaño del conductor se obtiene con los cálculos de capacidad térmica) se debe verificar si la configuración Barra-Aislador necesitará dispositivos de amortiguamiento. Para ello se debe verificar los procedimientos expuestos en la clausula 7 de la norma IEEE Std 605 [15]. De forma similar, para obtener la fuerza gravitacional total (FG ) y las fuerza total sobre el conductor (FT ) se debe revisar los procedimientos expresados en la clausula 11 de la misma norma. Dichas fuerzas influyen de manera determinante en las máximas longitudes de vanos permisibles para el diseño, que al ser cumplidas según las restricciones de la norma [15] permitirán al usuario proseguir con el cálculo prioritario de ésta metodología, que son las fuerzas Cantilever sobre los aisladores soporte. 3.2.1. Aisladores verticales Para el caso de aisladores verticales es necesario obtener las siguientes cargas o fuerzas:

23 -

Fuerza del viento sobre el aislador (𝐅𝐖𝐢 ): FWi = C ∙ CD ∙ K Z ∙ GF ∙ V 2 ∙ (Di + 2 ∙ ri ) ∙ Hi

-

(3.3)

Fuerza de viento sobre la barra (𝐅𝐖 ): FW = C ∙ CD ∙ K Z ∙ GF ∙ V 2 ∙ I ∙ (d + 2 ∙ ri )

(3.4)

Donde: -

C: 6.13 ∙ 10−3 10−3 (métrico) ó 2.132 ∙ 10−4 (unidades inglesas).

-

CD : coeficiente de resistencia al aire (normalmente = 1).

-

K Z : factor de exposición y altura.

-

GF : factor de ráfagas.

-

V: velocidad del viento.

-

d: diámetro exterior del conductor [cm] [in].

-

I: factor de importancia (1.15 para subestaciones eléctricas [15]).

-

Di : diámetro efectivo del aislador [cm] [in].

-

ri : ancho de la capa de hielo (no aplica para la subestación PTO).

-

Hi : altura del aislador [cm] [in]

-

Fuerza del viento sobre la barra transmitida al aislador (𝐅𝐖𝐁 ): FWB = LE ∙ FW

(3.5)

Donde: -

LE : longitud del vano efectiva de la barra [m] (ver tabla 5, clausula 12 IEEE 605).

-

FW : fuerza de viento sobre la barra [N/m].

-

Fuerza por cortocircuito transmitida al aislador (𝐅𝐒𝐁 ): FSB = LE ∙ FSC

(3.6)

FSC es la fuerza por cortocircuito sobre la barra (N/m) la cual se obtiene con la siguiente formulación:

24 FSC =

2 43.2 ∙ τ ∙ Icc 107 ∙ d

(3.7)

Donde: -

Icc : corriente de falla simétrica trifásica [A].

-

d: espaciamiento entre centros de conductores [cm].

-

τ: constante de tipo de falla (0.866 para configuración plana de tres fases).

3.2.2. Aisladores horizontales Para los aisladores dispuestos de forma horizontal se debe obtener el peso total efectivo transmitido al aislador y el peso total del aislador: -

Peso total efectivo de la barra transmitida al aislador (FGB ): FGB = LE ∙ FG

(3.8)

Donde: -

LE : longitud del vano efectiva de la barra [m] (ver tabla 5, clausula 12 IEEE 605).

-

FG : peso total de la barra [N/m].

-

Peso total del aislador (FGI ): es el peso del aislador.

3.2.3. Factores de sobrecarga 𝐊 𝟏 , 𝐊 𝟐 , 𝐊 𝟑 Ciertos fabricantes de aisladores recomiendan valores conservativos de 2.5 para los factores de sobrecarga K1 y K 3 , sin embargo el valor del factor de sobrecarga por fuerzas producto de corrientes de falla depende de la frecuencia natural de oscilación de los aisladores y de la longitud de los vanos que soportan los mismos (ver clausula 7 de la norma en estudio [15]). Luego si la frecuencia natural del aislador (fi ) en conjunto con el peso efectivo del conductor es menor que la mitad de la frecuencia producida por la fuerza de corrientes de cortocircuito, se puede usar un valor conservativo de K 2 = 1.

25 3.3.

Metodología para cálculo de esfuerzos en barras rígidas según norma CADAFE 15888 [16]

Ésta metodología es básica y se deriva de formulas sencillas que describen los esfuerzos estáticos y dinámicos de las barras, además de los esfuerzos producto del viento:

2 FH = 0.2 ∙ b2 ∙ Icc ∙

l d

(3.9)

Donde: -

FH: es la fuerza estática, [N].

-

Icc : valor eficaz de la corriente de cortocircuito simétrica, [kA].

-

l: longitud del vano, [m].

-

d: distancia entre ejes de conductores, [m].

-

b: factor de asimetría (se considera como 1.8 ∙ 2).

En el anexo H, se presenta tanto la metodología para cálculo de esfuerzos dinámicos, como las gráficas que relacionan el cociente de frecuencia mecánica fundamental – frecuencia del sistema y los factores de relación de esfuerzos, útiles para determinar los esfuerzos dinámicos. Los esfuerzos producidos sobre las barras rígidas producto del viento se obtienen bajo la siguiente formulación: P = 0.0463 ∙ V 2 ∙ α

(3.10)

Donde:

3.4.

-

P: presión del viento, N/m2 .

-

V: velocidad del viento, [km/h].

-

α: factor de efectividad del viento, (usualmente 0.6). Metodología para cálculo de esfuerzos en conductores flexibles según norma CADAFE 158-88 [16]

Para el cálculo de los esfuerzos en conductores flexibles se tomarán criterios basados en la norma CADAFE 158-88 [16], donde se menciona que para el cálculo de tensiones y flechas

26 dentro de la subestación se tomará en cuenta lo siguiente: -

La flecha máxima permisible a la temperatura máxima de operación (70°C) y sin considerar la acción del viento, no debe exceder el 2% del vano, para vanos menores a 20 mts; el 3% del vano, para vanos entre 21 y 80 metros; y 5% del vano en caso de vanos mayores a 81 metros.

-

Conocida la flecha máxima del conductor dentro del patio de la subestación, puede calcularse la tensión mecánica máxima asociada a la misma, para poder verificar si las cargas de rotura pueden estar violadas o no en el diseño.

-

La tensión máxima a la cual puede llegar el conductor será el 80% de la tensión de diseño del pórtico, con un viento de 120 km/h, y la temperatura mínima de la zona.

-

Deberán considerarse además todas las cargas verticales sobre el conductor, debido a las conexiones de los diferentes equipos a la barra y el esfuerzo por cortocircuitos.

3.4.1. Cargas transversales Las cargas transversales son producto de la presión de viento sobre los conductores, barras, aisladores y herrajes, transmitidas al punto de conexión con los pórticos adicionalmente a la componente transversal de la carga longitudinal del conductor y los esfuerzos por cortocircuitos. Los esfuerzos producidos en las barras flexibles producto de cortocircuitos se obtienen empleando las siguientes fórmulas: Fcc = K ∙ FH /l

Fcc = 0.39 ∙

2 Icc d

(3.11)

(3.12)

Donde: -

Fcc : es la fuerza debido a la corriente de cortocircuito por unidad de longitud, [N/m].

-

Icc : es el valor eficaz de la corriente de cortocircuito simétrica, [kA].

-

d: es la separación entre ejes de conductores, [m].

-

K: (0.15 - 0.3) según especificación de CADAFE [17].

-

l: longitud del vano, [m].

Recordemos que los esfuerzos en barras flexibles provocados por cortocircuitos bifásicos y

27 cortocircuitos trifásicos son aproximadamente iguales, por lo cual para efectos de cálculo se trabajará con cortocircuitos trifásicos para determinar los esfuerzos en barras [30]. Los esfuerzos producidos sobre las barras flexibles producto del viento se obtienen bajo la misma formulación que las barras rígidas para el desarrollo de CADAFE 158-88 [16]. 3.4.2. Cargas longitudinales La longitud de los vanos que se deban estudiar dentro de la subestación define la flecha máxima. Según la publicación [30] las limitaciones en las longitudes de las flechas (como especifica la norma CADAFE [16]) tiene vital importancia debido a que cuando circulan corrientes de falla por los barrajes las fuerzas de atracción entre las mismas pueden producir cortocircuitos entre fases producto de acercamientos que violan la distancias mínimas fase-fase en aire. Luego es necesario verificar el ángulo de deflexión para una determinada duración de cortocircuito. Dependiendo de los cambios de temperatura en los conductores se puede realizar un desarrollo mediante la ecuación de cambio de estado para evaluar en cuales casos de vientos y temperaturas ambiente se puede estar sobrecargando los pórticos, además de verificar si no se viola la carga de ruptura del conductor a utilizar. El procedimiento se ve en el siguiente diagrama de flujo (ver figura 3.3):

Definición de las condiciones de estado 1.- Tmáx, sin viento 2.- Tmin, viento máximo 3.- Condición cortocircuito

Determinación de la tensión mecánica del conductor en el estado 1

Determinación de las cargas debido al viento y cortocircuito

Determinación de la tensión mecánica del conductor en estado 2

Figura 3.3 Determinación de cargas longitudinales

La ecuación de cambio de estado es la siguiente: L2 W22 W12 T2 − T1 ∙ − 2 = + α ∙ θ2 − θ1 2 24 T2 A∙E T1

Donde: -

L: vano del conductor, [m].

(3.13)

28 -

W2 : peso resultante del conductor en el estado 2, [kg/m].

-

W1 : peso del conductor en el estado 1, [kg/m].

-

T2 : tensión horizontal del conductor en el estado 2, [kg].

-

T1 : tensión horizontal del conductor en el estado 1, [kg].

-

A: sección transversal del conductor, [mm2].

-

E: módulo de elasticidad del conductor, [kg/mm2].

-

: coeficiente de dilatación lineal del conductor, [1/°C].

-

θ2 : temperatura del conductor en el estado 2, [°C].

-

θ1 : temperatura del conductor en el estado 1, [°C].

Para el criterio de cumplimiento de la flecha máxima dentro de las subestaciones exigido por la norma CADAFE [16], se fija la flecha respectiva a la longitud del vano con el cual se esté trabajando y se determina la tensión en el estado de condición normal de operación de la siguiente manera:

T1 =

l2 ∙ W 8∙f

(3.14)

Donde:

3.5.

-

f: es la flecha máxima permisible, [m].

-

W: peso del conductor, [kg/m].

-

T1 : tension del estado 1 (correspondiente a la flecha máxima), [kg].

-

l: longitud del vano, [m]. Comparación entre normas IEEE 605 [15] y CADAFE 158-88 [16] para cálculo de esfuerzos en barras rígidas

3.5.1. Comparación entre metodologías para barras rígidas La norma IEEE 605 [15] se basa en el cálculo de tres esfuerzos fundamentales y elaborados bajo el concepto de diseño de barras rígidas sujetas por aisladores soporte. En ella se destaca el cálculo de los esfuerzos sobre la barra producto del viento y de cortocircuito, además del esfuerzo sobre el aislador soporte directamente producto del viento, y de los esfuerzos antes mencionados sobre la barra, transmitidos hacia el aislador. Su metodología no aplica para diseño de barras flexibles.

29 Como se observa en las ecuaciones (3.1) y (3.2), ésta norma considera una gran cantidad de variables, como la altura del aislador y la distancia desde el centro del conductor hasta el mismo; esto sin mencionar el hecho de que cada esfuerzo involucrado en dichas ecuaciones son función de otra cantidad de variables como el coeficiente de resistencia al aire, el factor de exposición, el factor de ráfagas y el ancho de la capa de hielo (en sitios donde aplique). Ciertas variables empleadas en esta metodología dependen de la forma de la barra a utilizar (tubulares o planas) y de la configuración y número de fases a emplear. Los esfuerzos cantilever se diferencian para casos de aisladores soportes horizontales o verticales. El caso de la norma CADAFE 158-88 [16], como incluso se mencionó en el capítulo anterior de este libro de pasantía, tiende a ser muy específica para el caso de Venezuela y no posee tantas variables a considerar. El método para el cálculo de esfuerzos en barras rígidas se basa simplemente en la influencia del viento y de cortocircuitos directamente sobre la barra y producto de ello, no existe ningún cálculo de fuerzas Cantilever sobre aisladores. En cambio simplemente se determina los esfuerzos estáticos (ó producto de cortocircuitos) y esfuerzos dinámicos (que incluyen el efecto de la vibración). Es de esperar entonces que al aplicar ambas metodologías no se obtengan resultados similares, dejando a criterio del usuario la decisión de usar una norma u otro según sea su gusto. 3.5.2. Comparación para metodologías en barras flexibles Para la aplicación de la metodología de diseño de barras flexibles, solo se hizo uso de la norma CADAFE 158-88 en conjunto con metodologías de cálculo de cargas en pórticos [31]. La finalidad es obtener todas las fuerzas sufridas por las barras tendidas que son transmitidas a los pórticos de la subestación, a modo de verificar el correcto diseño de los mismos. Recordemos que es necesario hacer ésta verificación debido a que en la norma CADAFE [16], se especifica que la tensión máxima que debe tener el conductor no debe superar en un 80% de la tensión de diseño del pórtico (ver clausula 4.1 de dicha norma). 3.6.

Premisas para cálculo de esfuerzos en barras flexibles y rígidas

A continuación se presentan las exigencias presentadas por PDVSA para el diseño de barrajes dentro de la subestación PTO 115 kV:

30 -

Las barras no se deben conectar directamente a los equipos; las conexiones a los equipos deberán ser hechos con cable de aluminio para adecuarse a movimientos producto de cortocircuitos o presión de viento.

-

V = velocidad del viento máxima (120kmh – 74.5645 mph).

-

I: factor de importancia (1.15 para subestaciones eléctricas).

Para aisladores de los equipos, se tiene que:

3.7.

-

Diámetro efectivo del aislador = 254 mm.

-

Peso aproximado = 220 kg.

-

Carga mecánica mínima especificada para aisladores (SML) = 120 kN. Resultados de la aplicación para metodología propuesta para diseño de esfuerzos en barras de la subestación PTO 115 kV

Para la subestación PTO 115 kV, se tiene una configuración de barras rígidas en el primer nivel de conexión, las cuales son sostenidas por aisladores soportes y son de tipo ASA Schedule 40 aluminio, de 4´´. La longitud máxima del vano para éstos conductores es de 6 metros (ver plano de planta PTO 115 kV – anexo A). Para efectos de cálculo se tomó como peor caso, que los esfuerzos sufridos por los aisladores soporte se transmiten directamente a los bushing de los equipos, dejando de considerar el efecto de absorción existente por la interconexión de ambos equipos a través de conductores flexibles. 3.7.1. Esfuerzos en aisladores soporte tipo columna y bushings de equipos de potencia Para el estudio de esfuerzos sobre barras rígidas dentro de la subestación se trabajó con catálogos de NGK-LOCKE, INC [28]. Para aisladores soporte estándar las medidas altura y diámetro a utilizar se presentan en la tabla 3.1: Tabla 3.1 Datos del aislador soporte NGK Aislador estándar

-

Unidades

Valor

Altura

𝐻𝑖

cm

137.16

Diámetro efectivo

𝐷𝑖

cm

24.45

Los resultados obtenidos para esfuerzos en aisladores soporte se presentan en la tabla 3.2:

31 Tabla 3.2 Resultados de esfuerzos Cantilever sobre aisladores soporte Descripción

-

Unidades

Valor

Fuerza de viento sobre el aislador

𝐹𝑊𝑖

N

2702.15

Fuerza de viento sobre la barra

𝐹𝑊

N/m

78.46

Fuerza de viento sobre la barra transmitida al aislador

𝐹𝑊𝐵

N

526.48

Fuerza por cortocircuito

𝐹𝑆𝐶

N/m

691.2

Fuerza por cortocircuito transmitida al aislador

𝐹𝑆𝐵

N

4637.94

Esfuerzos Cantilever sobre aislador

𝑭𝒊𝒔

N

𝟗𝟗𝟖𝟐. 𝟗𝟕

La selección de los bushing de los equipos de potencia en el patio de la subestación PTO 115 kV se basan en la estandarización de los mismos por razones que implican lo siguiente: -

Fácil reemplazo en casos donde exista para cualquier equipo dispuesto en la subestación.

-

Cumplimiento de requerimiento de longitud de fuga debido a la contaminación.

-

Rangos variables en especificaciones de catálogos ABB o AREVA (referencia).

En el cálculo de esfuerzos en interruptores de potencia para conexiones entre bahías y dentro de la misma bahía se tiene las mismas características de los Bushings las cuales se pueden observar en la tabla 3.3: Tabla 3.3 Datos de los Bushing de interruptores de potencia (tipo tanque muerto) Aislador estándar

-

Unidades

Valor

Altura

𝐻𝑖

cm

148

Diámetro efectivo

𝐷𝑖

cm

25.4

Los resultados para esfuerzos sobre interruptores de potencia tipo tanque muerto se muestran en las tablas 3.4 y 3.5:

32 Tabla 3.4 Resultados de esfuerzos Cantilever sobre interruptores de potencia entre bahías Descripción

-

Unidades

Valor

Fuerza de viento sobre el aislador

𝐹𝑊𝑖

N

3028.9

Fuerza de viento sobre la barra

𝐹𝑊

N/m

11.89

Fuerza de viento sobre la barra transmitida al aislador

𝐹𝑊𝐵

N

19.61

Fuerza por cortocircuito

𝐹𝑆𝐶

N/m

208

Fuerza por cortocircuito transmitida al aislador

𝐹𝑆𝐵

N

343.2

Esfuerzos Cantilever sobre aislador

𝑭𝒊𝒔

N

𝟒𝟐𝟏𝟖. 𝟏𝟐

Tabla 3.5 Resultados de esfuerzos Cantilever sobre interruptores de potencia en una misma bahía Descripción

-

Unidades

Valor

Fuerza de viento sobre el aislador

𝐹𝑊𝑖

N

3028.9

Fuerza de viento sobre la barra

𝐹𝑊

N/m

11.89

Fuerza de viento sobre la barra transmitida al aislador

𝐹𝑊𝐵

N

65.38

Fuerza por cortocircuito

𝐹𝑆𝐶

N/m

208

Fuerza por cortocircuito transmitida al aislador

𝐹𝑆𝐵

N

1144

Esfuerzos Cantilever sobre aislador

𝑭𝒊𝒔

N

𝟓𝟐𝟐𝟔. 𝟏𝟏

Tanto para los aisladores soporte, como para los bushings de los interruptores de potencia (equipos que tienen mayores vanos) se determinó que los esfuerzos Cantilever que sufrirán los mismos son muy inferiores a la fuerza especificada por PDVSA que éstos deben soportar (120 kN). En ese sentido, es poco probable que dentro de los patios de la subestación existan esfuerzos de tales magnitudes que violen dicha especificación. 3.7.2. Esfuerzos en barras flexibles tendidas sobre pórticos de subestación PTO 115 kV 3.7.2.1. Cargas transversales La presión del viento debe ser multiplicada por el área del contacto del conductor, que viene dada por la longitud del mismo su diámetro: FW = P ∙ A

A = área de superficie [m] [kg]

33 Tomando en cuenta que el diámetro del conductor ACAR KCM 1024 es 0.0296 m, y un viento de 120 km/h se puede obtener la fuerza por unidad de longitud: FW = 0,0463 ∙ (120)2 ∙ 0.6 ∙ 0.0296 = 11.89

N = 1.2132 kg/m m

Se determinó que el número de aisladores por cadena es de 10 (debido a estudios de contaminación y niveles de aislamiento – Ver capítulo 4, Clausula 4.7.4). El área de la superficie perpendicular a la dirección del viento viene dada aproximadamente por: Acadena = Da ∙ E ∙ N° Donde: -

Da: es el diámetro del aislador, [m].

-

E: espesor promedio de un aislador, [m].

-

N°: número de aisladores.

El efecto de los herrajes en las presiones de viento se considerará dentro de un factor de 1.2, luego la fuerza de viento sombre los aisladores es: FWi = P ∙ A = 40.82 ∙ 0.254 ∙ 1.46 ∙ 1.2 FWi = 18.16 kg/m Los esfuerzos por cortocircuito sobre las barras flexibles tendidas serán: Fcc

402 N = 0.39 ∙ = 208 = 21.224 kg/m 3 m

El plano de planta de PTO 115 kV (ver anexo A) refleja que dentro del patio de la subestación existen 4 tramos distintos para longitudes de vano de conductores de fase: -

Tramo 1: consta de todos aquellos vanos correspondientes a los conductores de fase que no poseen bajantes de conexiones a equipos (vanos de 12 metros).

-

Tramo 2: consta de todos aquellos vanos que poseen bajantes de equipos y que no superan los 12 metros de longitud.

-

Tramo 3: consta de todos aquellos vanos que poseen bajantes de equipos y que son

34 mayores de 12 metros (específicamente 21.46 metros). -

Tramo 4: incluye todas llegadas y salidas de la subestación, se asume que las torres de transmisión de cada una de las líneas se ubican a una distancia de 70 metros.

En la tabla 3.6 se observan sus dimensiones y sus respectivos esfuerzos de viento y cortocircuito: Tabla 3.6 Esfuerzos sobre conductores flexibles tendidos sobre pórticos Esfuerzos por viento (kg) Conductor

Aisladores

Total

1.46

14.55

26.87

37.42

254.68

12

1.46

14.55

26.87

37.42

254.68

3

21.46

1.46

26.03

26.87

52.9

455.47

4

70

1.46

84.92

26.87

111.79

1485.68

Tramo

L de vano (m)

L cadena aisladores (m)

1

12

2

Esfuerzos Cortocircuito (kg)

3.7.2.2. Cargas Verticales Además del peso de los conductores y cadenas de aisladores, se tiene varios vanos de conductores con sus respectivos conectores, que constituyen conexiones de la línea al equipo. La longitud de este tramo de conductor es de aproximadamente 8 metros. La carga vertical asociada a cada pórtico corresponde al peso del conductor, cadena de aisladores y bajantes de medio vano. Los bajantes a equipos conectados a las fases, son del mismo calibre (1024 KCM) y sus longitudes son de 8 metros aproximadamente: Pesobajante = 1430

kg kg ∙ 8m = 1.43 ∙ 8m = 11.44 kg km m

Pesoherrajes = 0.5 kg El peso de cada aislador de la cadena es de 4.08 Kg (ver tabla 4.6, Capítulo 4), por lo cual es posible obtener las cargas verticales. En la tabla 3.7 los valores de peso incluyen el valor agregado para aquellos vanos que tengan bajantes y de las cadenas de aisladores.

35 Tabla 3.7 Cargas verticales sobre pórticos de subestación PTO 115 kV Pesos

Vano (m)

Flecha (m)

Conductor (kg)

Cadena de aisladores (kg)

Bajantes (kg)

Total (kg)

Peso unit. (kg/m)

1

12

0.24

17.16

48.1

0

65.24

5.44

2

12

0.24

17.16

48.1

11.94

77.2

6.43

3

21.46

0.64

30.68

48.1

11.94

90.72

4.22

4

70

2.1

100.1

48.1

0

148.2

2.11

Tramo

3.7.2.3. Cargas longitudinales Las hipótesis a considerar para los cálculos de las cargas longitudinales son presentan en la tabla 3.8 (basadas en recomendaciones de la publicación [31]): Tabla 3.8 Tabla de hipótesis para cálculo de cargas longitudinales Hipótesis

Temp del Cond.

Viento

Esfuerzo por Cortocircuito

(°C)

(km/h)

1

70

0

No

2

21

120

No

3

70

0

Si

Para la determinación de las cargas longitudinales, se tomará en consideración las cargas puntuales que representan los bajantes a los equipos. En este sentido, el peso correspondiente a las cargas puntuales se distribuirá como un peso adicional del conductor. Por otra parte, cuando existen efectos del viento y de cortocircuito, se considera el valor resultante de la composición de fuerzas, de acuerdo a la figura 3.4:

Figura 3.4 Carga resultante sobre un conductor

36 Las máximas tensiones para el estado de operación normal del conductor (70°C) se obtienen aplicando la ecuación 3.14 y tomando en cuenta las premisas expuestas por la norma CADAFE 158-88 [16]: -

Para conductores de vanos de 12 metros, la flecha máxima es de 0.24 metros (2%).

-

Para conductores de vanos de 21.46 metros, la flecha máxima es de 0.64 metros (3%).

-

Para conductores de vanos de 70 metros, la flecha máxima es de 2.1 metros (3%).

Los pesos compuestos para cada estado se presentan en la tabla 3.9 (las unidades están dadas en kg/m): Tabla 3.9 Tabla de pesos compuestos de conductores para cada estado Tramo

Estado 1

Estado 2

Estado 3

W

FV

FCC

WR

W

FV

FCC

WR

W

FV

FCC

WR

1

5.44

0

0

5.44

5.44

3.11

0

6.26

5.44

0

21.22

21.9

2

6.43

0

0

6.43

6.43

3.11

0

7.14

6.43

0

21.22

22.17

3

4.22

0

0

4.22

4.22

2.46

0

4.88

4.22

0

21.22

21.63

4

2.11

0

0

2.11

2.11

1.59

0

2.39

2.11

0

21.22

21.32

Las tensiones de los conductores en el estado 1, corresponden a la temperatura de operación del conductor y a la flecha máxima permisible. Para condiciones de contingencia donde la temperatura es mayor que en condiciones normales, la flecha de los conductores es mayor lo cual refleja que las tensiones en esa condición no son tan desfavorables y por lo cual no se fijó una hipótesis para ello. En la tabla 3.10 se observan las tensiones máximas para el estado 1: Tabla 3.10 Tensiones máximas para el estado 1 Tramo

Vano (m)

Flecha (m)

Peso (kg/m)

Tensión (kg)

1

12

0.24

5.44

408

2

12

0.24

6.43

482.2

3

21.46

0.64

4.22

379.6

4

70

2.1

2.11

615.4

Resolviendo la ecuación de cambio de estado para cada uno de los estados considerados, se

37 obtiene los siguientes resultados (ver tabla 3.11): Tabla 3.11 Resultados de tensiones para los estados 2 y 3 Tramo

Estado 2

Estado 3

Tensión 2 (kg)

Tensión 3 (kg)

1

1165.4

1441.35

2

1281.6

1466.9

3

590.7

1788.7

4

923.3

4978.1

Se observa que la tensión más severa se presenta en el estado 3 (fuerzas de cortocircuito) para los conductores que conforman las llegadas y salidas de la subestación. Ninguna de las tensiones supera la carga de rotura para el conductor seleccionado (Cr = 10493 kg).

38

CAPÍTULO 4 METODOLOGÍA PARA DISEÑO DE DISTANCIAS MÍNIMAS DE SEGURIDAD Y AISLAMIENTO EN SUBESTACIONES ELÉCTRICAS En este capítulo se describirá la metodología para diseño de las distancias mínimas de aislamiento bajo las condiciones expresas por la norma IEEE 1427 [8] e IEC 60071-1 [11] que deben existir dentro de las subestaciones eléctricas. Se verificará mediante su aplicación para el caso de la subestación PTO 115 kV, el cumplimiento de las mismas. Para las distancias mínimas de seguridad se trabajará con criterios tomados del documento CIGRÉ [Parizy y otros (1971)] [14]; las mismas se resumen en la bibliografía para diseño de subestaciones [30]. 4.1.

Objetivo del diseño de las distancias mínimas de seguridad y aislamiento en aire

El objetivo de las distancias de aislamiento es asegurar la soportabilidad dieléctrica de los elementos dispuestos en la subestación ante la presencia de impulsos atmosféricos, de maniobra o sobretensiones de frecuencia industrial. En tanto que el objetivo de las distancias de seguridad obtener un diseño de la subestación en general que garantice la seguridad del personal que circule o realice trabajos dentro de los patios de la misma. 4.2.

Metodología para diseño de distancias mínimas de seguridad

Es necesario obtener las distancias mínimas de aislamiento fase-tierra y fase-fase aplicando metodologías expresadas en las normas IEEE 1427 [8] ó IEEE 71-1 [11] para poder proceder con el cálculo de las distancias de seguridad, por lo cual el procedimiento de dichas distancias de aislamiento se explicará en las clausulas 4.4 y 4.5 de este capítulo. En el siguiente diagrama de flujo (ver figura 4.1) se presenta de forma sencilla la metodología a seguir para obtener las distancias mínimas de seguridad dentro de subestaciones eléctricas. Dicha metodología se basa en lo expresado por la publicación CIGRÉ [14]:

39 4.2.1. Diagrama de flujo para distancias mínimas de seguridad CIGRÉ Distancias mínimas de seguridad

A partir de las distancias mínimas, determinar el nivel básico

Definir zona de seguridad

Definir distancias de seguridad para equipos en bajo nivel

Definir ancho de barras

Verificar oscilación de conductores flexibles

Definir zona de circulación

Definir altura de los pórticos

Figura 4.1 Diagrama de flujo para diseño de distancias de seguridad

4.2.2. Cálculo del valor básico El valor básico está determinado con base a la distancia mínima de aislamiento en aire fasetierra, la cual corresponde al nivel de aislamiento determinado para la instalación incrementada en un 10% como factor de seguridad (Sf−t es la distancia mínima de aislamiento fase-tierra) [30]:

Nivel Básico = 1.1 ∙ Sf−t (metros)

(4.1)

4.2.3. Zona de seguridad Es necesario incrementar el valor básico en una cantidad que depende de la altura del personal de mantenimiento y de la naturaleza del trabajo sobre el equipo. Las dimensiones medias a considerar son una función de la altura de los operadores y de los diferentes movimientos que estos puedan efectuar [30]. En la figura 4.2 se observa la zona de seguridad y el valor básico en un corte típico de subestaciones eléctricas. Las dimensiones medias de un operador que permiten determinar la zona de seguridad se presentan en las figuras 4.3 y 4.4.

40

Figura 4.2 Circulación de personal – Valor básico y zona de seguridad [30]

Figura 4.3 Dimensiones medias de un operador [30]

Figura 4.4 Dimensiones medias del operador (brazo extendido y abiertos horizontalmente) [30]

41 4.2.4. Movimiento de personal Las zonas de seguridad para el caso de instalaciones de equipos a la altura del piso deben ser de tal magnitud que impidan el alcance del personal. En ausencia de barreras, muros o mallas protectoras, la distancia de seguridad entre tierra y la parte más baja energizada de la subestación se debe tener en cuenta para la libre circulación del personal. Esta distancia corresponde al valor básico incrementado en 2.25 metros, la cual corresponde además a la separación que debe existir entre la base de cualquier aislador soporte y el plano de tierra. En cuanto a las zonas ocupadas por conexiones o equipos instalados a una altura del piso menor a la distancia de seguridad, los mismos deben estar localizados fuera del alcance del personal por medio de mallas o barreras cuya posición debe ser determinada en función de las condiciones de movimiento del personal. En la figura 4.5 se visualiza éste método de protección:

Figura 4.5 Protección para equipos en bajo nivel [30]

4.2.5. Movimiento de vehículos Para el movimiento de vehículos se define la zona de circulación con una distancia tal que cumpla con el perfil del vehículo mas 0.7 metros como factor de seguridad ante variaciones en la conducción. En caso del uso de grúas para traslado de equipos de potencia (Ver catálogos ABB y Areva T&D) se debe prever las dimensiones del mismo para diseñar tanto las distancias de seguridad como las de circulación. (Ver figura 4.6):

42

Figura 4.6 Circulación de vehículos [30]

4.2.6. Trabajo sobre equipos o sobre conductores Las zonas de protección en caso de trabajos sobre equipos o conductores se obtienen sumando el valor básico más un valor agregado dependiendo del tipo de mantenimiento, el cual nunca debe ser menor a 3 metros. La zona de seguridad en sí, debe existir entre la parte más externa del equipo energizado y el borde del equipo sobre el cual se está realizando el trabajo, evitando violar el valor básico. Para casos de mantenimiento con usos de herramientas livianas, el valor que se adiciona al valor básico debe ser el siguiente: -

Horizontalmente 1.75 metros.

-

Verticalmente 1.25 metros.

En la figura 4.4 se puede observar de donde se derivan las magnitudes antes expresadas, en tanto que en la figura 4.7 se observa las dimensiones que deben existir para no violar el valor básico para casos de trabajos sobre equipos energizados como aisladores soporte, interruptores o seccionadores:

43

Figura 4.7 Mantenimiento de rutina [30]

En casos donde sea necesario el uso de vehículos para realiza trabajos, la zona de seguridad se calcula con base a los valores básicos expresados anteriormente más la zona de seguridad determinada para el movimiento de vehículos (ver figura 4.8):

Figura 4.8 Trabajo con maquinaria pesada [30]

4.3.

Distancias de dimensionamiento de subestaciones

4.3.1. Ancho de barras Las consideraciones tomadas por la CIGRÉ (capítulo 5 [30]) establecen que para barras rígidas en subestaciones eléctricas se toma las distancias fase-fase como mínima separación posible,

44 tomando como factor de seguridad. En la figura 4.9 se puede observar un diseño común para separaciones de barras rígidas:

Figura 4.9 Ancho de barras Rígidas [30]

En el caso de barras flexibles, se toma en cuenta la oscilación horizontal entre conductores producto de cortocircuitos. La separación mínima entre fases no debe corresponder al espaciamiento entre puntos de conexión en el pórtico sino a la mínima separación aceptable cuando los conductores se acercan entre en sus puntos más bajos (flecha máxima = Y0 ), por lo cual definiendo 𝑌𝑘 como el desplazamiento horizontal realizado por un conductor flexible de fase que corresponde a un ángulo de deflexión de 40° se puede proceder a aplicar la siguiente formulación:

Yk = Y0 ∙ 1.2 ∙ sen(40)

(4.2)

Luego para obtener la separación entre fases a la altura de los pórticos, se obtiene 𝑌𝑘 y se procede de la siguiente forma (𝑎 = distancia entre fases a la altura de los pórticos, 𝑎𝑚𝑖𝑛 = distancia de separación fase-fase establecida por las normas para el caso de estudio [8] y [11]):

a = amin + 2 ∙ Yk

(4.3)

La distancia 𝑎 corresponde a un valor que depende de la distancia mínima entre fases para un nivel básico de aislamiento determinado y depende directamente del desplazamiento horizontal que pueda efectuar un conductor flexible (ver figura 4.10):

45

Figura 4.10 Rango de movimiento de conductores flexibles [30]

4.3.2. Altura de los pórticos La altura de los pórticos de las subestaciones está sujeta al número de niveles de conexión bajo el cual se regirá el diseño, además del tipo de conductores a utilizar. Se debe tomar en consideración los tipos de dimensiones de los equipos de potencia, como por ejemplo los seccionadores de apertura vertical donde es necesario considerar la distancia entre brazo del seccionador cuando está abierto y la parte más baja del conductor flexible. También el traslado de camiones de carga circulando por debajo de las fases dentro de los patios de la subestación [30]. 4.4.

Metodología para diseño de distancias mínimas de aislamiento en subestaciones eléctricas según la norma IEEE 1427 [8]

Mediante el diagrama de flujo de la figura 4.11 se facilita la comprensión del procedimiento expresado en la norma IEEE 1427 [8] para diseño de distancias mínimas de aislamiento: NORMA IEEE 1427

Definir tensión máxima de operación (Vm)

NO ¿Vm ≤ 242 kV?

Tensión de soporte BSL

Corrección por altitud sobre nivel del mar

Ubicar tablas de relación Tensión de soporte BSL Distancia aislamiento

Obtener distancias mínimas de aislamiento (ft y f-f)

SI

Tensión de soporte BIL

Ubicar tablas de relación Tensión de soporte BIL Distancia aislamiento

Corrección por altitud sobre nivel del mar

Obtener distancias mínimas de aislamiento (ft y f-f)

Figura 4.11 Diagrama de flujo para metodología de distancia de aislamiento

46 Se debe partir de las tensiones máximas de operación de la subestación que se desea diseñar y de las tensiones de soporte típicas (BIL ó BSL) relacionadas a dichas tensiones máximas de operación. Luego se debe considerar los siguientes rangos: 1) Tensiones máximas de operación entre 1 kV ≤ Vm ≤ 242 kV (Rango 1). 2) Tensiones máximas de operación para Vm > 242 kV (Rango 2). 𝑉𝑚 es la tensión máxima de operación en régimen permanente dentro de la subestación, luego si la misma pertenece al rango 1 el diseño será regido por el nivel de aislamiento tipo impulso atmosférico. Las distancias mínimas de aislamiento se reflejan en la tabla 4.1 y se obtienen de la siguiente ecuación propuesta por la norma en estudio, donde S es la distancia mínima de aislamiento (en metros) para el caso

S=

1.15 ∙ BIL BIL = 605 526

(4.4)

Tabla 4.1 Distancias mínimas de aislamiento recomendadas para subestaciones aisladas en aire – Impulso Atmosférico [8]

47 En el anexo B de la norma IEEE Std 1427 [29], se recomienda hacer las correcciones por altitud dividiendo las tensiones de soporte tipo impulso atmosférico entre δ dada por: δ = e−A/8.6

(4.5)

δ es el factor de corrección por altitud y A es la altura (m.s.n.m) en kilómetros. Para tensiones máximas de operación pertenecientes al rango 2, el diseño será regido por el nivel de aislamiento tipo impulso por maniobra. Las distancias mínimas de aislamiento para éste caso se obtienen empleando la siguiente ecuación [8]:

S=

8 3400 ∙ k g ∙ δm −1 CFO

(4.6)

Donde: -

k g : factor de espaciamiento (ver clausula 6.4 de la norma IEEE 1427 [8]).

-

δm : factor de corrección por altitud.

-

CFO: es el voltaje critical flashover [kV].

En el caso más conservativo se debe usar un factor de espaciamiento k g igual a 1. El factor de corrección δm es 1 para altura al nivel del mar, en caso contrario se debe obtener con las siguientes formulaciones [8]: δm = 0.997 − 0.106 ∙ A

(4.7)

δ es la densidad relativa del aire y A es la altitud sobre el nivel del mar (Km). El coeficiente m = 1.25 ∙ Go ∙ Go − 0.2 , donde Go se obtiene con la siguiente formulación:

Go =

BSL 467 ∙ S

(4.8)

S es la distancia metal a metal. La solución para las ecuaciones 4.7 y 4.8 requieren métodos iterativos.

48 Se puede hacer uso de la tabla 4.2 para trabajar directamente con la tensión de soporte tipo maniobra y obtener las distancias de aislamiento requeridas para el caso en estudio: Tabla 4.2 Distancias mínimas de aislamiento recomendadas para subestaciones aisladas en aire – Impulso tipo maniobra [8]

4.5.

Metodología resumida para distancias mínimas de aislamiento propuesta por la norma IEC 60071-2 [11]

Dentro de la metodología descrita en la norma IEC 71-1 [11] no existen formulaciones directas que sean aplicables para determinar las distancias mínimas de aislamiento necesarias que permiten obtener diseños adecuados en cuanto a seguridad del personal dentro de los patios de las subestaciones eléctricas. Al igual que la norma IEEE 1427 [8], la norma IEC 71-1 define los niveles de aislamiento normalizados para instalaciones eléctricas correspondientes a las tensiones máximas de operación permisibles, las cuales son asignadas a dos rangos que permiten al usuario definir qué tipo de impulso gobernará el diseño: -

Tensiones de soporte asignadas para impulso atmosférico y de frecuencia industrial de corta duración para tensiones máximas menores a 300 kV (Rango 1).

-

Tensiones de soporte asignadas para impulso atmosférico, de maniobra y de frecuencia industrial para tensiones máximas mayores a 300 kV (Rango 2).

49 4.5.1. Diagrama de flujo (IEC 71-1) NORMA IEC 71-1

Definir tensión máxima de operación (Vm)

¿Vm ≤ 300 kV?

NO

Tensión de soporte BSL

Corrección por altitud sobre nivel del mar

Ubicar tablas de relación Tensión de soporte BSL Distancia aislamiento

Obtener distancias mínimas de aislamiento (f-t y f-f)

SÍ Tensión de soporte BIL

Corrección por altitud sobre nivel del mar

Ubicar tablas de relación Tensión de soporte BIL Distancia aislamiento

Obtener distancias mínimas de aislamiento (f-t y f-f)

Figura 4.12 Diagrama de flujo para metodología IEC 71-1

El procedimiento para utilizar las tablas de distancias mínimas de aislamiento de la norma IEC 60071-1 [11] es similar al propuesto por la norma IEEE 1427 [8], donde una vez se disponga del BIL o BSL corregido por el factor de altitud, se puede obtener la distancia requerida para obtener un diseño adecuado. El factor de corrección por altitud se debe se obtiene con la siguiente ecuación:

Ka = e

m∙

H 8150

(4.10)

H es la altura sobre el nivel del mar, en tanto que m es un factor que varía entre 0.5 y 1 dependiendo de la contaminación en los aisladores, diseños anti niebla, etc. 4.5.2. Cálculo de la longitud de fuga en aisladores según IEC 71-1 [11] Cuando está presente la contaminación, la respuesta del aislamiento externo a las tensiones a frecuencia industrial, cobra importancia y puede dictar el diseño del aislamiento externo. El contorneo del aislamiento ocurre generalmente cuando la superficie está contaminada y se humedece debido a llovizna, nieve o rocío. Las tensiones soportadas de coordinación se toman iguales a las sobretensiones representativas y el criterio de comportamiento se satisface eligiendo una soportabilidad de la severidad de contaminación en relación con la severidad del lugar. En la tabla 4.3 se observan los distintos niveles de contaminación:

50 Tabla 4.3 Niveles de contaminación para cálculo de longitud de fuga

4.6.

Comparación entre metodologías de normas IEEE 1427 [9] e IEC 60071-1 [11]

Ambas normas para el diseño de las distancias mínimas basan sus planteamientos en el estudio previo de la coordinación de aislamiento, considerando correcciones atmosféricas, humedad y ciertos factores de seguridad. Los procedimientos para obtener las longitudes de fuga de las cadenas de aisladores solo se expresan en la norma IEC 71-1 [11]. 4.6.1. Procedimiento a partir de las tensiones de soporte normalizadas -

Norma IEEE: con la tensión de soporte normalizada, se busca directamente en tablas las distancias fase-tierra o fase-fase dependiendo de cual tipo de impulso gobernará el diseño (atmosférico o maniobra).

-

Norma IEC: se procede de manera similar a la norma IEEE.

51 4.7.

Resultados de la aplicación para metodología propuesta para diseño de distancias mínimas de aislamiento y seguridad

4.7.1. Altura de los pórticos Se consideró el paso de camiones cargados por debajo de líneas considerando la distancia mínima a masa de conductores flexibles. También el efecto de la flecha de los conductores de línea a viento cero y temperatura máxima (3% de la longitud del vano): Hef = Hs + Heq + Hel + Df−t + fθmáx (Condiciones más desfavorables) Donde: -

Hef : altura de los puntos de sujeción de conductores de fase, [m].

-

Hs : altura de plataforma del camión de carga, [m].

-

Heq : altura de los equipos a transportar, [m].

-

Hel : distancia de seguridad para montaje sobre camión de carga, [m].

-

Df−t : distancia mínima fase-tierra obtenida de tablas IEEE, [m].

-

fθmáx : flecha máxima permisible para el mayor vano dentro del patio, [m].

En la tabla 4.4 se muestra los valores utilizados para cada una de las distancias expuestas anteriormente, y que determinan las dimensiones de altura de los pórticos: Tabla 4.4 Distancias escogidas para diseño de altura de pórticos PTO 115 kV Variable

Distancia (m)

Variable

Distancia (m)

𝑯𝒔

1.5

𝑫𝒇−𝒕

1.235

𝑯𝒆𝒒

6

𝒇𝜽𝒎á𝒙

0.65

𝑯𝒆𝒍

1

𝑯𝒆𝒇

11

La distancia fase-tierra se obtuvo de tablas proporcionadas por la norma IEEE 1427 [8]. El mayor vano dentro del patio de la subestación es 21.46 metros y será el que regirá el diseño, luego la flecha máxima dentro de la subestación será de 0.65 metros (3%). Por recomendación de BUCROS C.A. y motivado a la estandarización de equipos y elementos dentro de la subestación,

52 se recomendó a PDVSA el uso de pórticos de 12 metros que da un margen holgado para el diseño de los dos niveles de conexión que existirán en la subestación. 4.7.2. Ancho de Pórticos Se asumió un ángulo de deflexión de 40 y para el mayor vano dentro del patio (21.46 metros), la flecha máxima permisible es de 0.65 metros. Luego aplicando las ecuaciones 4.2 y 4.3 se obtiene lo siguiente:

Yk = 0.65 ∙ 1.2 ∙ sen 40 = 0.5 m a = 1.36 + 2 ∙ 0.5 = 2.36 m

El diseño es adecuado debido a que la distancia mínima entre fases de la subestación PTO 115 kV es de 3 metros (ver tabla 4.5) y la distancia “a” nunca supera dicho valor. 4.7.3. Distancia a vehículos Se diseñó las pistas de circulación de vehículos con una distancia de 5 metros para prever un perfil de vehículos de hasta 4 metros adicionados a los 0.7 metros de seguridad. Las distancias mínimas de aislamiento y de seguridad para diseño de la subestación PTO 115 kV pueden observarse en la tabla 4.5: Tabla 4.5 Distancias mínimas de seguridad y aislamiento – PTO 115 kV Descripción

unidades

Valor

Nivel básico

m

1.5

Zona de seguridad

m

2.25

Distancia fase-tierra

m

1.235

Distancia entre fases

m

3

Partes energizadas al nivel del suelo

m

4

Distancia entre equipos de una misma fase

m

1.5

Distancias entre estructuras y pistas

m

3

Distancia entre cerca y equipos

m

3

Altura de los cables de guarda

m

14.5

53 4.7.4. Cálculo de longitud de fuga Mediante catálogos NGK [28], se trabajó con aisladores de porcelana (Tipo 20K), cuyas dimensiones se muestras en la tabla 4.6 (para un solo aislador): Tabla 4.6 Características de aisladores poliméricos – NGK [28] Aislador NGK 20K

Dimensiones

Diámetro (cm)

25.4

Altura (cm)

14.6

Longitud de fuga (mm)

321

Peso (Kg)

4.08

Mediante el uso de la tabla 4-3, se determinó que la longitud de fuga requerida para el sistema tomando en cuenta que la zona de implantación de la subestación PTO 115 kV es de tipo medio (II), es la siguiente: Lfuga = 145 kV ∙ 20

mm = 2900 mm kV

Es necesario entonces utilizar un mínimo de 10 aisladores 20K para cumplir con esta condición (3210 mm). Con el uso de 10 aisladores para la cadena, se obtiene una distancia en aire de 1.46 metros que cumple también con la distancia mínima de aislamiento fase-tierra expresada en la tabla 4.5 para el diseño de la subestación PTO 115 kV.

54

CAPÍTULO 5 METODOLOGÍA PARA DISEÑO DE APANTALLAMIENTO DE SUBESTACIONES ELÉCTRICAS En el siguiente capítulo se expondrá las metodologías para diseños de sistemas de protección contra descargas atmosféricas en subestaciones eléctricas así como en edificaciones o estructuras pertenecientes a las mismas. -

Para el apantallamiento en patios de subestaciones eléctricas se trabajará con la norma IEEE Std 998 [3].

-

Para el apantallamiento de edificaciones ó estructuras se trabajará con la norma NFPA 780 [4].

5.1.

Objetivo del apantallamiento en subestaciones eléctricas y edificaciones

El objetivo principal del diseño del apantallamiento en subestaciones eléctricas, es el de proteger todos los equipos y elementos que puedan ser afectados por descargas atmosféricas directas. Para el caso particular de éste proyecto de pasantía, el enfoque de protección contra descargas atmosféricas en subestaciones eléctricas se basa únicamente en el método de las esferas rodantes, ya sea para el caso de apantallamiento en las casas de mando ó para el caso de protección de equipos de potencia dispuestos en las bahías o patios. 5.2.

Diagrama flujo para diseño de sistema de protección contra descargas atmosféricas

Para ilustrar el procedimiento bajo el uso de las dos normas en estudio (IEEE 998 y NFPA 780) se elaboró un diagrama de flujo que refleja los pasos a seguir para obtener un diseño exitoso ó apantallamiento efectivo, obligando al usuario previamente a especificar qué tipo de elemento requiere el diseño, para así aplicar el procedimiento adecuado. En la figura 5.1 se observa el diagrama de flujo para diseño de protección contra descargas atmosféricas:

55 Definir objeto a proteger contra descargas atmosféricas (Patio o edificación)

Definir dimensiones y ubicación del objeto a proteger

Apantallamiento de edificaciones con puntas franklin mediante el método de esferas rodantes, según NFPA 780

SI

¿Edificación?

Apantallamiento de estructuras con mástiles o conductor de guarda mediante el método de esferas rodantes, según IEEE 998 – 1996 (R2002)

NO

Frecuencia anual de rayos esperada (Nd): Ng, Ae, C1

Impedancia característica (Zo): hav, Rc

Frecuencia anual de rayos aceptada (Nc): C2, C3, C4, C5

Corriente crítica de descarga (Ic): BIL, Zo

SI Radio de la esfera (S): k, Ic

Diseño de protección es opcional

Nd ≤ Nc NO Criterio de la esfera de 46m de radio (definición NFPA 780)

Cantidad, dimensión y disposición de mástiles o cables de guarda

Escoger cantidad, dimensión y disposición de puntas Franklin

Aplicación del método de las esferas rodantes

Protección adecuada

Aplicación del método de las esferas rodantes

Protección adecuada

SI

SI

Apantallamiento efectivo

NO Modificación: Variar diseño (pórticos, cables, mástiles)

Apantallamiento efectivo

NO Variar la cantidad, dimensión o disposición de puntas Franklin

Figura 5.1 Diagrama de flujo para protección contra descargas atmosféricas

5.3.

Metodología de protección para patios de subestaciones - norma IEEE Std 998 [3]

5.3.1. Cálculo de la impedancia característica (Zo) Se obtener la impedancia característica, la cual toma en cuenta el radio corona R c así como el radio del conductor (r) ya sea para fases conformadas por un solo conductor ó R 0 para un haz de conductores:

Z0 = 60 ln

2hav 2hav ∙ ln Rc r

Ω

(5.1)

56 Dependiendo de la cantidad de conductores que se tengan por fase, se procede de una determinada forma para obtener el radio corona que se necesita en la ecuación de la impedancia característica: -

Caso 1: un solo conductor por fase:

R c ∙ ln

2hav Vc − = 0 Rc E0

(5.2)

Donde E0 es el gradiente de corona límite y usualmente tiene un valor de 1500 [kV/m] y Vc es la máxima tensión de soporte para el aislamiento de los aisladores para una onda de impulso con polaridad negativa con un frente de onda de 6μs [kV]. La solución para ésta ecuación puede ser resuelta por métodos como Newton Raphson, pero es necesario tomar una condición inicial dada por R c = 1,2 ∙ 10−4 ∙ Vc. -

Caso 2: un haz de conductores por fase:

La condición inicial para este caso depende del radio del haz de conductor R o , por lo cual R c ´ = R o + R c . En el anexo C de la norma IEEE Std 998 [3] se observa una metodología para cálculo de radios equivalentes de bundles para obtener el radio corona. 5.3.2. Cálculo de la altura promedio de los barrajes (hav) Se debe obtener la altura promedio de los barrajes hav mediante la siguiente expresión:

hav =

1 2 hmax + hmin m 3 3

(5.3)

Donde hmax es la altura de conexión del cable de fase y hmin es su altura a la mitad del vano. Existen casos donde se desconoce el hmin por lo cual se debe obtener mediante la ecuación hmin = hmax − ω ∙ L [m], donde L es la longitud del vano y ω es una constante que relaciona la flecha máxima Yc con la longitud del vano L y cuyo valor se encuentra entre 0,02 y 0,06 [30]. 5.3.3. Cálculo de la corriente crítica de descarga (Ic) Una vez obtenida la impedancia característica (Z0 ), se procede obtener el valor de la corriente crítica de descarga la cual indica cuan perjudicial es, en el aislamiento, la sobretensión que ésta

57 misma produce; su expresión viene dada por:

Ic =

2,2 ∙ BIL [kA] Z0

(5.4)

5.3.4. Cálculo de la distancia crítica de descarga (S) Una vez obtenida la corriente crítica de descarga se puede proceder a calcular la distancia crítica de descarga (S); si el diseño está pautado para uso de cables de guarda como dispositivos de apantallamiento, el factor k es igual a 1. En caso de uso de mástiles o puntas Franklin, k es igual a 1.2 [3]. S = 8 ∙ k ∙ Ic0,65 , [m]

(5.5)

Se puede comprobar con el uso del programa computacional AUTOCAD si el diseño del apantallamiento es el adecuado. El método de las esferas rodantes refleja una esfera imaginaria la cual se hace rodar sobre los dispositivos de apantallamiento con los cuales se desea realizar el diseño y que brinda protección total sobre los equipos, barrajes o estructuras que necesitan ser protegidos siempre y cuando los mismos permanezcan debajo de la esfera cuando ésta se desplaza. (Ver figura 5.2):

Figura 5.2 Principio de la Esfera Rodante [3]

5.4.

Metodología para protección de estructuras o edificaciones (NFPA 780)

Se debe realizar una comparación entre la frecuencia anual de descargas esperada Nd y la frecuencia anual de descargas aceptadas Nc , para así aplicar los criterios establecidos por la

58 norma en estudio: -

Si Nd ≤ Nc, el sistema de protección atmosférica es opcional y se deja a criterio del usuario.

-

Si Nd ≥ Nc, el sistema de protección obligatoriamente debe ser instalado sobre las estructuras dispuestas dentro de la subestación en estudio.

5.4.1. Cálculo de la frecuencia anual de rayos esperada (𝐍𝐝) La norma NFPA 780 [4] relaciona la densidad de descargas atmosféricas a tierra, con un área extensiva que varía según las dimensiones de las estructuras que se desean proteger y que hace referencia a toda la zona terrestre donde se encuentra dicha estructura que posee las mismas probabilidades de sufrir descargas atmosféricas. A su vez, la frecuencia anual de rayos esperada se ve afectada por un coeficiente ambiental (C1 ): Nd = Ng ∙ Ae ∙ C1 ∙ 106

(5.6)

Ae = L ∙ W + 6H ∙ L + W + π ∙ 9 ∙ H 2

(5.7)

Donde: -

Ae viene dado en Km2 (ver figura 5.3).

Figura 5.3 Área colectiva equivalente para estructura rectangular [4]

El coeficiente ambiental C1 toma en cuenta la topografía y la ubicación de posibles objetos localizados a una distancia de 3H (donde H es la altura de la estructura a proteger) alrededor del área total que se desea apantallar, los cuales puedan afectar la frecuencia anual de rayos esperada. En la tabla 5.1 se reflejan los coeficientes ambientales para distintos tipos de estructuras:

59 Tabla 5.1 Determinación del coeficiente ambiental C1 Localización relativa de la estructura

𝐂𝟏

Estructuras, árboles más altos dentro de 3H

0.25

Rodeado de estructuras más pequeñas en 3H

0.5

Estructura aislada en un rango de 3H

1

Estructura aislada en una colina

2

5.4.2. Cálculo de la densidad de descargas atmosféricas a tierra 𝐍𝐠 Es necesario obtener el valor de días de tormentas al año o nivel ceráunico (Td) en la zona donde se instalará la subestación, para lo cual se puede hacer uso de mapas isoceráunicos. Luego la densidad de descargas atmosféricas a tierra puede ser obtenida mediante la siguiente formulación: Km2 Ng = 0.04 ∙ Td1.25 ( ) año

(5.8)

La formulación antes descrita se puede encontrar en la norma IEC 61024-1-1 [5], o el reporte técnico [6]. 5.4.3. Cálculo de la frecuencia anual de descargas atmosféricas aceptadas (𝐍𝐜) La frecuencia anual de descargas atmosféricas que se pueden aceptar tenderá a ser mayor o menor que la frecuencia de anual de descargas esperada, lo cual definirá si será necesario o no la implementación de un sistema de protección contra descargas atmosféricas. 1.5 ∙ 10−3 Nc = C2 ∙ C3 ∙ C4 ∙ C5

Donde: -

C2 es el coeficiente estructural.

-

C3 es el coeficiente de contenido de la estructura.

-

C4 es el coeficiente de ocupación de la estructura.

-

C5 es el coeficiente de consideración de continuidad.

(5.9)

60 Las definiciones y tablas de los coeficientes antes descritos se pueden observar en el anexo L de la norma NFPA 780 [4]. De manera similar se puede observar en el mismo anexo el área colectiva de estructuras que no son perfectamente rectangulares ó que tiene partes prominentes. Siguiendo las especificaciones de la norma NFPA 780 [4] se tiene que el diseño será regido por el movimiento de una esfera cuyo radio es de 46 m, tomando como criterio para tal magnitud su relación con los valores de corrientes típicas de descargas atmosféricas de 10 kA. La esfera rodante empleada para edificaciones se ilustra en la figura 5.4:

Figura 5.4 Estructura protegida por la esfera rodante [4]

5.4.4. Disposición de los terminales de apantallamiento (puntas Franklin) Los mástiles o puntas Franklin son estructuras necesarias para proteger equipos que se encuentran en zonas dentro de la subestación donde no existen pórticos cercanos. Bajo la consideración del uso de una esfera de 46 metros para apantallar estructuras dentro de la subestación, los dispositivos de apantallamiento deben ser ubicados de tal forma que no violen las siguientes exigencias [4]: -

Los dispositivos deberán estar colocados a una separación máxima de 0.6 m de los bordes del techo a ser apantallado.

-

Los dispositivos deberán ser ubicados sobre el perímetro que describe dicha ubicación de los bordes, a una distancia de separación que no exceda los 6 m entre sí.

-

En casos donde los dispositivos que se desean emplear para el apantallamiento sean de alturas mayores a los 0.6 m, se podrán separar entre sí máximo 7.6 m.

-

Para techos planos en edificaciones cuyo ancho y largo excedan los 15 m, se podrá adicionar dispositivos localizados en intervalos de la misma magnitud sobre el área

61 cerrada por el perímetro antes descrito; de ser necesario y porque el diseño lo requiere, se podrá incrementar el tamaño de los dispositivos hasta lograr apantallamiento efectivo. 5.4.5. Conductores bajantes Los conductores bajantes según establece la NFPA 780 [4], deben estar tan separados como sea prácticamente posible; la ubicación de los mismos depende del posicionamiento de las puntas Franklin, de las posibles rutas más directas a tierra, las condiciones del terreno, la ubicación de grandes cuerpos metálicos, seguridad contra el desplazamiento de los equipos y la ubicación de sistemas de tuberías bajo tierra. Adicionalmente se debe diseñar tomando en cuenta las siguientes características: -

Independientemente del tipo de estructura ó edificación que se trate, esta debe poseer al menos dos conductores (2) bajantes.

-

En el caso de que las estructuras ó edificaciones posean dimensiones que excedan los 76 metros de perímetro se deben colocar conductores bajantes cada 30 m o fracción de la misma.

-

Para estructuras ó edificaciones de techo plano o con ligera pendiente, la distancia promedio existente entre conductores bajantes no debe superar los 30 m. Además, el usuario solo debe considerar el perímetro externo de dicha edificación para realizar la medición.

-

Las estructuras de forma irregular deben tener bajantes adicionales con el fin de proporcionar un camino de dos vías para cada terminal aéreo.

-

Los bajantes serán sujetos a las estructuras por medio de clavos, tornillos, tuercas o adhesivos colocados en intervalos que no excedan los 0.9 m de longitud.

Mediante el uso de programas computacionales como AUTOCAD, se puede comprobar que el giro de la esfera rodante imaginaria sobre los dispositivos de apantallamiento en algún momento toca algún punto de la estructura por lo cual es necesario realizar una distribución de puntas Franklin adecuada. Una vez conocida las dimensiones de la estructura, se debe verificar mediante los cortes de planta el apantallamiento de la misma; el giro de la esfera empleada no debe tocar en ningún momento algún punto de la estructura, de lo contrario el diseño no es correcto.

62

Figura 5.5 Ubicación de puntas Franklin para estructuras de dimensiones mayores a 15 metros [4]

5.5.

Premisas para el cálculo de protección contra descargas atmosféricas caso PTO 115 kV

Las exigencias de PDVSA para el diseño del sistema de protección contra descargas atmosféricas tanto en patios, como en edificaciones dentro de la subestación PTO 115 kV, se ven a continuación: -

El diseño de la protección para edificaciones, casas de mando o estructuras, será de acuerdo a especificaciones nombradas en las normas PDVSA N-201 [25] y la NFPA 780 [4].

-

El diseño de la protección para patios de subestaciones se realizará basándose en la norma IEEE Std 998 “Guide for direct lightning stroke shielding of substations” [3].

-

El nivel básico de aislamiento (BIL) para las zonas con niveles de tensión de 115 kV será de 650 kV (exigencias de PDVSA).

-

El conductor para las fases (barras tendidas) será un ACAR calibre KCM 1024 de aleación de aluminio (ver tabla 2.2).

-

En la medida de lo posible se deberá evitar el impacto visual minimizando la cantidad y altura de las puntas Franklin del diseño.

-

Cualquier estructura importante ubicada dentro de una zona no protegida, deberá ser resguardada o cubierta contra daños causados por rayos (ver clausula 17.8 de la norma PDVSA

N-201

para

determinar

cuáles

estructuras

son

importantes).

63 5.6.

Resultados de la aplicación de la metodología propuesta de apantallamiento para caso PTO 115 kV

5.6.1. Protección para barrajes y equipos de patio de subestación 115 kV Para el cálculo del apantallamiento en el patio de la subestación PTO 115 kV, se diseño una hoja de cálculo para obtener el radio de la esfera aplicable a la protección del mismo. Las dimensiones de los pórticos están definidas por lo cual la separación entre cables de guarda sobre el patio de la subestación es un valor fijo. En la tabla 5.2 se reflejan los valores necesarios para realizar el cálculo de la protección sobre el patio de 115 kV y para las interconexiones de 115/69 kV para alturas de barrajes tanto de 8 como de 15 metros, además de los resultados obtenidos bajo la aplicación de la metodología descrita por la norma IEEE Std 998 [3]: Tabla 5.2 Valores de entrada y resultados para Cálculo de radio de Esfera – patio 115 kV Descripción

Unidades

115 kV

69 kV (15m)

69 kV (8m)

BIL

kV

650

350

350

Altura de conexión de barrajes

m

12

15

8

Longitud del vano

m

21.46

40

40

Constante de relación (W)

-

0.03

0.03

0.03

Radio del conductor de fase

m

0.015

0.015

0.015

Altura asumida del cable de guarda

m

15.3

16.5

9.5

Haz de conductores por fase

-

2

2

2

Separación entre conductores del Haz

m

0.1

0.1

0.1

Altura promedio de los barrajes

m

11.57

14.2

7.2

Impedancia característica

Ω

349.55

376.128

333.32

Corriente crítica de descarga

kA

4.09

2.04

2.31

Distancia crítica de descarga

m

19.99

12.75

13.79

Al emplear las esferas cuyos radios están expresados en la tabla 5.2, se logra obtener un apantallamiento efectivo sobre el patio de la subestación PTO 115 kV y las interconexiones de la misma (ver anexo E.4).

64 5.6.2. Protección para casa de mando PTO 115 kV Se aplicó la metodología para estructuras o edificaciones siguiendo las premisas exigidas por PDVSA. Dicha casa de mando no posee paredes ni techo de metal; dentro de un perímetro de 3 veces su altura, existen estructuras más altas como pórticos y posiblemente árboles; se consideró que su contenido estructural es de valor alto y moderadamente inflamable y requiere funcionamiento continuo (Ver tabla 5.3): Tabla 5.3 Resultados obtenidos para aplicación de apantallamiento de casa de mando PTO 115 kV Descripción

Unidades

Resultados

Nivel ceráunico 𝑻𝒅 (Anzoátegui)

𝐷í𝑎𝑠

45

Largo de la estructura

𝑚

54

Ancho de la estructura

𝑚

25

Altura de la estructura

𝑚

6.9

Coeficiente de medio ambiental 𝑪𝟏

-

0.25

Coeficiente estructural 𝑪𝟐

-

1

Coeficiente de contenido estructural 𝑪𝟑

-

2

Coeficiente de grado de ocupación 𝑪𝟒

-

1

Coeficiente consecuencia de impacto 𝑪𝟓

-

5

Densidad de descargas a tierra 𝑵𝒈

𝐷𝑒𝑠𝑐 ∙ 𝑘𝑚2 /𝑎ñ𝑜

4.66

Área colectora equivalente 𝑨𝒆

𝑚2

5966.7

Frecuencia anual de rayos esperada 𝑵𝒅

-

0.00695

Frecuencia tolerable de descargas 𝑵𝒄

-

0.00015

Se observa que la frecuencia anual de rayos esperada Nd es mayor que la frecuencia anual tolerable de descargas Nc , por lo cual es necesario la realización de apantallamiento para la estructura (El nivel ceráunico se obtiene de mapas isoceráunicos de Venezuela [7]). La disposición de los terminales de apantallamiento se basó en los lineamientos descritos en la clausula 5.4.4; tomando como criterio el uso de pararrayos de catálogos tipo PRACA C.A. [24] elaborados en cobre electrolítico a partir de barras de 5/8’’x 60 cm. Se hizo girar la esfera de radio de 46 m, para poder cubrir toda la estructura, por lo cual el diseño del apantallamiento fue de la siguiente manera (Ver figura 5.6):

65

Figura 5.6 Vista de planta – Casa de mando subestación PTO 115 kV

-

La separación de los dispositivos con respecto al borde fue de 0.6 metros.

-

La separación entre dispositivos colocados en el perímetro que recorre dicho borde fue de 5.325 metros para las fachadas Este y Oeste.

-

Para las fachadas Norte y Sur la separación fue de aproximadamente de 5.713 metros.

-

Para el área encerrada por el perímetro descrito por los dispositivos con respecto al borde, se dispuso de 6 puntas Franklin de las mismas dimensiones (0.6 metros de altura) cuyas separaciones máximas entre sí fueron de 13.1 metros.

Mediante el uso de los cortes de la estructura se comprobó que el apantallamiento de la misma es efectivo y que la esfera planteada por la norma NFPA 780 [4] para descarga típicas de 10 kA gira en todo momento sobre los dispositivos de apantallamiento (nunca toca la edificación). Para ver los cortes de la casa de mando de PTO 115 kV, ver anexo E.

66

CAPÍTULO 6 METODOLOGÍA PARA EL DISEÑO DE LA MALLA DE PUESTA A TIERRA EN SUBESTACIONES ELÉCTRICAS En el siguiente capítulo se expondrá la metodología para el cálculo de la malla del sistema de puesta a tierra de subestaciones eléctricas, tomando como principal fuente la norma IEEE Std 80 (2000) “Guide for safety in AC substations grounding” [2]. 6.1.

Objetivo del sistema de puesta a tierra de una subestación eléctrica

Los objetivos principales de realizar una malla de puesta a tierra es garantizar la menor existencia de peligro ante la aparición de fallas evitando problemas de sobretensiones y diferencias considerables de potencial entre distintos puntos de la subestación para así aumentar la fiabilidad y continuidad del suministro eléctrico de la zona. Además permite: -

Proteger a los individuos, limitando las tensiones de toque y paso a valores aceptables en las vecindades de la instalación durante condiciones de cortocircuito [30].

-

Proteger la red contra los efectos de las descargas atmosféricas [30].

-

Impedir que los soportes de los equipos alcancen un nivel de potencial distinto al de la tierra [30].

-

Mantener ciertos puntos de la red a un nivel de potencial definido con referencia a la tierra [30].

-

Proporcionar un medio para disipar la corriente eléctrica en la tierra bajo condiciones normales o de cortocircuito, sin exceder ningún límite operacional de los equipos o afectar adversamente la continuidad del servicio [30].

6.2.

Diagrama de flujo

En el diagrama de flujo mostrado en la figura 6.1, se refleja de forma básica la metodología expresada por la norma IEEE Std 80 [2] para obtener un diseño adecuado de la malla de puesta tierra en subestaciones eléctricas. En el aparte 6.3.1 se explica de forma detallada cada una de las variables y formulaciones a seguir en cada paso.

67 Datos del campo A, ρ

Tamaño del conductor 3Io,tc,d

Tensiones de toque y paso tolerables Etoque 50 o 70, Epaso 50 o 70

Diseño Inicial D,n,LC,LT,h

Resistencia de malla Rg,LC,LR Modificar diseño D,n,LC,LT

Corriente por la malla IG, tf

IG, Rg < Etoque

SI

Voltajes de toque y paso de diseño Em, Es, Km, Ks, Ki, Kii,Kh

NO

NO

Em